LAPORAN KERJA PRAKTEK
STUDI ASESMEN KONDISI MINYAK TRANSFORMATOR MENGGUNAKAN ANALISA DISSOLVED DISSOLVED GAS GAS ANALYSIS ANALYSIS
DI PT. INDONESIA POWER
Oleh:
Reza Abdilla NIM : 110712110 1107121109 9
PROGRAM STUDI TEKNIK ELEKTRO S1 FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS RIAU 2015
LAPORAN KERJA PRAKTEK
STUDI ASESMEN KONDISI MINYAK TRANSFORMATOR MENGGUNAKAN ANALISA DISSOLVED DISSOLVED GAS GAS ANALYSIS ANALYSIS
DI PT. INDONESIA POWER
(Periode 9 Februari 2015 s.d 9 Maret 2015)
Diajukan Untuk Memenuhi Salah Satu Persyaratan Pelaksanaan Kerja Praktek Strata Satu Program Studi Teknik Elektro Jurusan Teknik Elektro Universitas Riau
Oleh Reza Abdilla NIM : 1107121109
PROGRAM STUDI TEKNIK ELEKTRO S1 FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS UNIVERSITAS RIAU 2015 i
LAPORAN KERJA PRAKTEK
STUDI ASESMEN KONDISI MINYAK TRANSFORMATOR MENGGUNAKAN ANALISA DISSOLVED DISSOLVED GAS GAS ANALYSIS ANALYSIS
DI PT. INDONESIA POWER
(Periode 9 Februari 2015 s.d 9 Maret 2015)
Diajukan Untuk Memenuhi Salah Satu Persyaratan Pelaksanaan Kerja Praktek Strata Satu Program Studi Teknik Elektro Jurusan Teknik Elektro Universitas Riau
Oleh Reza Abdilla NIM : 1107121109
PROGRAM STUDI TEKNIK ELEKTRO S1 FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS UNIVERSITAS RIAU 2015 i
HALAMAN PENGESAHAN P ENGESAHAN
LAPORAN KERJA PRAKTEK
“STUDI ASESMEN KONDISI MINYAK TRANSFORMATOR MENGGUNAKAN ANALISA DISSOLVED GAS ANALYSIS ANALYSIS DI PT. INDONESIA POWER”
PLTU BANTEN I SURALAYA 8 SEKTOR PEMBANGKITAN JAWA – BALI (Periode 9 Februari 2015 s.d 9 Maret 2015)
Oleh
Reza Abdilla NIM : 1107121109 1107121109
Suralaya, Suralaya, 9 Maret 2015 Menyetujui
Mengesahkan
Manejer Administrasi
Pembimbing Kerja Praktek
Sobri
Lufti Nul Hakim
NIP. 6385108K3 6385108K3
NIP. 860921099I 860921099I
ii
HALAMAN PENGESAHAN
Laporan Kerja Praktek dengan J udul “Studi Asesmen Kondisi Minyak Transformator Menggunakan Analisa Dissolved Gas Analysis di PT. Indonesia Power”
Yang dipersiapkan dan disusun oleh Reza Abdilla NIM : 1107121109 Program Studi Teknik Elektro S1, Fakultas Teknik Universitas Riau, Telah berhasil dipertahankan di hadapan Tim Penguji dan diterima sebagai bagian persyaratan yang diperlukan untuk Pelaksanaan Kerja Praktek pada tanggal, 9 Februari 2015 s.d 9 Maret 2015.
Mengetahui Ketua Program Studi Teknik Elektro
Mengesahkan Dosen Pembimbing
Febrizal, ST. MT. NIP.19780222 200212 1 003
Dian Yayan Sukma, ST. MT. NIP. 19780308 200312 1 001
iii
PERNYATAAN
Saya, yang bertanda tangan di bawah ini : Nama
: Reza Abdilla
NIM
: 1107121109
menyatakan dengan sebenar-benarnya bahwa laporan kerja praktek saya yang berjudul
STUDI ASESMEN KONDISI MINYAK TRANSFORMATOR MENGGUNAKANKAN ANALISA DISSOLVED GAS ANALYSIS DI PT. INDONESIA POWER adalah hasil karya sendiri dan bukan jiplakan hasil karya ora ng lain.
Demikian pernyataan ini saya buat dengan sebenar-benarnya. Jika di kemudian hari terbukti bahwa laporan kerja praktek saya merupakan hasil jiplakan maka saya bersedia menerima sanksi apapun yang diberikan.
Banten, 26 Februari 2015
Reza Abdilla
iv
PRA KATA
Segala Puji dan syukur kepada Allah SWT, Rabb semesta alam, Yang Maha Pengasih lagi Maha Penyayang, dengan rahmat dan karunia-Nya, penulis diberikan kesempatan yang begitu berharga untuk mengikuti program Kerja Praktek di PT. Chevron Pacific Indonesia, serta dapat menyelesaikan Laporan Kerja Praktek ini dengan baik. Shalawat serta salam tak lupa penulis hanturkan kepada Nabi Muhammad SAW, suri tauladan bagi seluruh umat manusia. Penulisan Laporan Kerja Praktek ini dilakukan dalam rangka memenuhi salah s atu syarat untuk kelulusan mata kuliah Kerja Praktek di Program Studi Teknik Elektro S1 Fakultas Teknik Universitas Riau. Kerja Praktek dengan Judul “Studi Asesmen Kondisi Minyak Transformator Menggunakan Analisa Dissolved Gas Analysis di PT. Indonesia Power” Penulis menyadari bahwa, tanpa bantuan dan bimbingan dari berbagai pihak, dari masa perkuliahan sampai pada penyusunan Laporan Kerja Praktek, sangatlah sulit bagi penulis untuk menyelesaikannya. Oleh karena itu, penulis mengucapkan terima kasih kepada: 1. Orang tua yang dengan cinta, kasih sayang, serta doanya selama ini sehingga penulis senantiasa bersemangat dalam menempuh pendidikan yang sedang dijalani. 2. Bapak Dr. Indra Yasri, ST. MT., selaku dosen Koordinator Kerja Praktek. 3. Bapak Dian Yayan Sukma, ST. MT., selaku dosen pembimbing. Terimakasih atas bimbingan dan motivasi kepada penulis. 4. Bapak Anhar, ST. MT., selaku Ketua Program Studi S1 Teknik Elektro. 5. Bapak Komang Parmita yang telah membantu dalam mengurus izin untuk bisa melakukan kerja praktek sehingga kerja praktek ini terlaksa na. 6. Bapak Lutfi Nul Hakim dan Kang Ilham Ilahiya, selaku pembimbing kerja praktek penulis di PT. Indonesia Power Banten 1 Suralaya 8, terimakasih atas ilmu, bimbingan, dan arahan yang telah diberikan selama pelaksanaan kerja praktek ini.
v
7. Bapak Andi Afriansyah, selaku pembimbing yang telah memberi banyak ilmu dan pengetahuan tentang Dissolved Gas Analysis. 8. Happy Zatul Munawarah, S.Si., Terima kasih atas semangat, motivasi dan doanya yang selalu menemani penulis dalam menyelesaikan laporan ini. 9. Teman-teman di HIMATRO UR dan BEM FT UR. Terimakasih atas semangat dan dukungannya. 10. Teman-teman Kerja Praktek di PT. Indonesia Power PLTU Unit 8 UBOH BSR Suralaya M. Jubbari Fikri, Imaad Al-Muttawakil dan Litra Yudha Pakpahan. Terima kasih banyak atas tawa, semangat dan dukungannya. 11. Teman-teman seangkatan, Anggoro, Fauzan, Yudha, Havel, Javad, Alvon, Nofri, Syahru, Shely, Corry, Ariq, Azmi, Haza, Fadel, Rendra dan lainnya tak tersebutkan namanya. 12. Pihak-pihak lain yang tidak dapat penulis sebutkan satu persatu atas bantuannya dan dukungannya. Penulis menyadari dalam penulisan laporan ini masih terdapat kekurangan. Oleh karena itu, saran dan kritik untuk kemajuan sangat penulis harapkan. Atas perhatiannya penulis ucapkan terimakasih.
Banten, 26 Februari 2015
Reza Abdilla
vi
DAFTAR ISI
Halaman HALAMAN JUDUL .......................................................................................... i HALAMAN PENGESAHAN PERUSAHAAN ................................................. ii HALAMAN PENGESAHAN PROGRAM STUDI ............................................ iii HALAMAN PERNYATAAN ........................................................................... iv PRA KATA ....................................................................................................... v DAFTAR ISI ..................................................................................................... vii DAFTAR GAMBAR ........................................................................................ x DAFTAR TABEL ............................................................................................. xii DAFTAR LAMPIRAN ...................................................................................... xiii
BAB I PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang ............................................................................................. 1 1.2 Perumusan Masalah .................................................................................... 2 1.3 Batasan Masalah ........................................................................................... 2 1.4 Maksud dan Tujuan Kerja Praktek ............................................................... 2 1.5 Manfaat Kerja Praktek ................................................................................. 3 1.6 Waktu dan Tempat Pelaksanaan Kerja Praktek ............................................. 3 BAB II PT. INDONESIA POWER
2.1 Sejarah PT. Indonesia Power ........................................................................ 4 2.2 Profil Perusahaan .......................................................................................... 5 2.3 Struktur Organisasi Perusahaan .................................................................... 6 BAB III DASAR TEORI
3.1
Sistem Kelistrikan PLTU Banten 1 Suralaya 8 ........................................ 11 3.1.1 Pembangkit Listrik Tenaga Uap ........................................................ 11 3.1.1.1 Kondensor ........................................................................... 13 3.1.1.2 Boiler ................................................................................... 13
vii
3.1.1.3 Turbin .................................................................................. 16 3.1.1.4 Generator ............................................................................. 16 3.2
Transformator ........................................................................................... 18
3.3
Minyak Transformator ............................................................................... 20 3.3.1 Karakteristik Minyak Transformator ................................................. 22
3.4
Gas Terlarut pada Minyak Transformator .................................................. 24
BAB IV PENGUJIAN DGA PADA TRANSFORMATOR
4.1 Metode Pengujian DGA ( Dissolved Gas Analysis) ...................................... 28 4.1.1 Definisi DGA ...................................................................................... 28 4.1.2 Tata Cara Pengambilan Sampel Minyak .............................................. 29 4.1.3 Proses Pengujian Sampel Minyak Menggunakan Alat Uj i DGA .......... 32 4.2 Analisis Kondisi Transformator Berdasarkan Hasil Pengujian DGA ............ 38 4.2.1 Standar IEEE ....................................................................................... 38 4.2.2 Key Gas (Gas Kunci) .......................................................................... 42 4.2.3 Roger’s Ratio Method (Metode Rasio Roger) ..................................... 43 4.2.4 Duval’s Triangle (Segitiga Duval) ...................................................... 45 4.3 Jenis Kegagalan yang Dapat Dideteksi dengan Uji DGA .............................. 46 4.4 Studi Kasus Pengujian DGA......................................................................... 47 4.4.1 Hasil Pengujian DGA Unit Auxiliary Transformator A ........................ 47 4.4.1.1 Standar IEEE ........................................................................... 47 4.4.1.2 Key Gas ................................................................................... 48 4.4.1.3 Roger’s Ratio Methode............................................................. 49 4.4.2 Hasil Pengujian DGA Unit Auxiliary Transformator B ........................ 51 4.4.2.1 Standar IEEE ........................................................................... 51 4.4.2.2 Key Gas ................................................................................... 52 4.4.2.3 Roger’s Ratio Methode............................................................. 53 BAB V KESIMPULAN 5.1 Kesimpulan .................................................................................................................... 55
DAFTAR PUSTAKA
viii
LAMPIRAN
ix
DAFTAR GAMBAR
Halaman Gambar 2.1 Struktur organisasi PT. Indonesia Power Banten 1 Suralaya 8 .... 7 Gambar 2.2 Struktur organisasi PT. Indonesia Power Banten 1 Suralaya 8 pada Departemen Administration ............................................. 7 Gambar 2.3 Struktur organisasi PT. Indonesia Power Banten 1 Suralaya 8 pada Departemen Maintenance ................................................ 8 Gambar 2.4 Struktur organisasi PT. Indonesia Power Banten 1 Suralaya 8 pada Departemen Operation .................................................... 8 Gambar 2.5 Struktur organisasi PT. Indonesia Power Banten 1 Suralaya 8 pada Departemen Engineering ................................................. 9 Gambar 3.1 Siklus pembangkit listrik tenaga uap ......................................... 11 Gambar 3.2 Kurva siklus rankine ................................................................... 12 Gambar 3.3 Boiler PLTU Banten 1 Suralaya 8 ............................................. 14 Gambar 3.4 turbin PLTU Banten 1 Suralaya 8 ............................................... 16 Gambar 3.5 Ilustrasi bearing turbing PLTU Banten 1 Suralaya 8 .................. 16 Gambar 3.6 Rangkaian dasar transformator .................................................. 19 Gambar 3.7 Contoh sebuah transformator ..................................................... 19 Gambar 3.8 Struktur kimia minyak transformator dan gas-gas yang terlarut Pada minyak transformator ......................................................... 25 Gambar 3.9 Pembentukkan skema gas vs temperatur ..................................... 26 Gambar 4.1
Syringe yang digunakan dalam pengambilan sampel ................ 29
Gambar 4.2
Oil flushing ................................................................................. 30
Gambar 4.3 Botol sampel .............................................................................. 31 Gambar 4.4 Kelman DGA Test set-Transport X ............................................ 32 Gambar 4.5 Tampilan awal Kelman DGA Test set-Transport X .................... 33 Gambar 4.6 Memilih tipe alat yang akan diproses .......................................... 33 Gambar 4.7 Memilih lokasi ........................................................................... 34 Gambar 4.8 Memilih dari mana sampel minyak diambil ................................ 34 Gambar 4.9 Memilih sumber yang akan dianalisa .......................................... 34
x
Gambar 4.10 Detail yang telah dipilih ............................................................. 35 Gambar 4.11 Proses venting system ................................................................. 35 Gambar 4.12 Penginjeksian sampel minyak ke botol sampel ........................... 35 Gambar 4.13 Memilih waktu purging .............................................................. 36 Gambar 4.14 Pendinginan sampel minyak ....................................................... 36 Gambar 4.15 Alat menganalisa sampel minyak .............................................. 37 Gambar 4.16 Contoh hasil dari analisa DGA .................................................. 37 Gambar 4.17 Akhir dari pengujian .................................................................. 38 Gambar 4.18 Analis diagram batang dengan menggunakan key gas................ 43 Gambar 4.19 Segitiga duval dan perumusannya.............................................. 45 Gambar 4.20 Grafik TDCG dalam persen pada unit auxiliary transformator A ............................................................................................... 49 Gambar 4.21 Grafik trending ratio CO 2 /CO pada unit auxiliary transformator A ............................................................................................... 50 Gambar 4.22 Grafik TDCG dalam persen pada unit auxiliary transformator B ............................................................................................... 52 Gambar 4.21 Grafik trending ratio CO 2 /CO pada unit auxiliary transformator B ............................................................................................... 54
xi
DAFTAR TABEL
Halaman Tabel 3.1
Spesifikasi Boiler PLTU Banten 1 Suralaya 8 ............................... 15
Tabel 3.2
Spesifikasi Generator PLTU Banten 1 Suralaya 8 ........................ 17
Tabel 3.3
Spesifikasi Transformator PLTU Banten 1 Suralaya 8................... 20
Tabel 3.4
Spesifikasi Minyak Transformator Sinopec ................................... 22
Tabel 4.1
Batas konsentrasi gas terlarut dalam satuan part per million (ppm) Berdasarkan IEEE std. C57-104.2008 ........................................... 39
Tabel 4.2
Tindakkan operasi yang harus dilakukan berdasarkan jumlah TDCG ........................................................................................... 40
Tabel 4.3
Tabel kegagalan menurut key gas .................................................. 42
Tabel 4.4
Tabel analisis dengan menggunakan metode rasio roger................ 44
Tabel 4.5
Jenis kegagalan yang dideteksi dengan uji DGA .......................... 46
Tabel 4.6
TDCG pada unit auxiliary transformator A ................................... 47
Tabel 4.7
TDCG dalam persen pada unit auxiliary transformator A .............. 48
Tabel 4.8 Roger’s ratio pada unit auxiliary transformator A ......................... 49 Tabel 4.9
TDCG pada unit auxiliary transformator B ................................... 51
Tabel 4.10 TDCG dalam persen pada unit auxiliary transformator B .............. 52 Tabel 4.11 Roger’s ratio pada unit auxiliary transformator B ......................... 53
xii
DAFTAR LAMPIRAN
Halaman Lampiran 1
Single Line Diagram PT. Indonesia Power, PLTU Unit 8 UBOH,
Suralaya jaringan kelistrikan ................................................... 57 Lampiran 2
Single Line Diagram PT. Indonesia Power, PLTU Unit 8 UBOH,
Suralaya sistem pembangkitan listrik tenaga uap..................... 58
xiii
BAB I PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Lembaga pendidikan Universitas Riau berkomitmen untuk memberikan yang terbaik untuk mahasiswa-mahasiswi dalam memberikan ilmu dan pengalaman. Terkhusus Program Studi Teknik Elektro Fakultas Teknik Universitas Riau yang tidak hanya memberikan teori tetapi juga memberikan pengalaman kerja kepada mahasiswa-mahasiswi dalam program Kerja Praktek. Yang bertujuan untuk memberikan kesempatan kepada mahasiswa-mahasiswi untuk
dapat
mengetahui
kondisi
lapangan
sesungguhnya
dan
dapat
mengaplikasikan ilmu yang didapat di ka mpus dengan di lapangan. Listrik
merupakan
bentuk
energi
sekunder
yang
paling
praktis
penggunaannya oleh manusia, dimana listrik dihasilkan dari proses konversi energi sumber energi primer seperti, potensial air,energi angin, minyak bumi, batubara. PLTU Banten 1 Suralaya 8 berada di bawah naungan PT. Indonesia Power merupakan salah satu pembangkit yang menyalurkan kebutuhan listrik bagi sistem Jawa-Bali dengan menyuplai sebesar 625 MW. Pembangkit ini menggunakan uap sebagai pemutar turbin dan batu bara sebagai bahan bakarnya. Dalam pembangkitannya, Generator menghasilkan tegangan sebesar 20 kV lalu di naikkan tegangannya menggunakan Transformator menjadi 500 kV. Hal ini untuk mengantisipasi tegangan yang tiba di pelanggan di bawah nominal yang dibutuhkan. Transformator
salah
satu
bagian
penting
pada
sebuah
sistem
pembangkitan, berfungsi mengkonversikan daya tanpa mengubah frekuensi listrik, namun transformator seringkali menjadi peralatan listrik yang kurang diperhatikan dan tidak lepas dari fenomena kegagalan ( failure), baik kegagalan termal maupun elektris. Jika kegagalan ini berlangsung terus-menerus maka akan menyebabkan kerusakan pada tranformator. Transformator memerlukan berbagai macam pengujian isolator, baik pengujian isolator padat maupun pengujian isolator cair (minyak). Transformator menghasilkan gas-gas jika terjadi
2
keabnormalan yang terlarut didalam minyak transformator. Gas-gas itu membawa informasi kegagalan apa saja yang terjadi didalam transformator. Untuk mengetahui gas-gas yang terkandung dan analisis jumlah gas-gas tersebut digunakanlah metode DGA ( Dissolved Gas Analysis).
1.2 Perumusan Masalah
Dalam penulisan ini akan dibahas tentang analisa Dissolved Gas Analysis pada kondisi transformator PLTU Banten 1 Suralaya 8 PT. Indonesia Power, meliputi Main transformator , auxiliary transformator A dan unit auxiliary transformator B.
1.3
Batasan Masalah
Pada laporan ini, akan dibahas ruang lingkup kajian dengan batasan: 1. Cara sistem kerja PLTU Banten 1 Suralaya 8 2. Transformator tenaga PLTU Banten 1 Suralaya 8 3. Isolasi yang digunakan pada transformator yaitu minyak transformator. 4. Fungsi minyak pada transformator. 5. Gas-gas yang terlarut dalam minyak transformator. 6. Penilaian kondisi minyak transformator berdasarkan hasil dari analisa alat DGA tidak membahas tentang metode ekstraksi gas.
1.4 Maksud dan Tujuan Kerja Praktek
Maksud dan tujuan yang hendak dicapai saat melaksanakan Kerja Praktek diantaranya : 1.
Memenuhi syarat akademik dan syarat kelulusan untuk mendapatkan gelar sarjana teknik di Program Studi Teknik Elektro, Jurusan Teknik Elektro Universitas Riau.
2. Mensinkronkan ilmu-ilmu teoritis yang didapat di ka mpus dengan ilmu praktek di lapangan. 3. Membiasakan
diri
untuk
bekerja
secara
pengalaman ketika akan memasuki dunia kerja.
profesional
untuk
dijadikan
3
4. Mengetahui dan mempraktekkan cara pengambilan sampel minyak trafo di lapangan. 5. Mengetahui cara menganalisa kondisi transformator dengan menggunakan analisa Dissolved Gas Analysis pada saat di lapangan.
1.5 Manfaat Kerja Praktek
Manfaat dari dilakukannya Kerja Praktek antara lain : 1. Bagi Kampus a. Terjalin kerja sama yang erat antara Universitas Riau dengan instansi tempat Kerja Praktek yaitu PT. Indonesia Power. b. Sebagai bahan evaluasi dibidang akademik untuk meningkatkan dan mengembangkan mutu pendidikan. c. Sebagai barometer untuk mengukur sejauh mana daya serap mahasiswa dalam menerima dan menerapkan teori yang diperoleh sela ma di kampus. 2. Bagi Mahasiswa a. Menambah wawasan dan ilmu pengetahuan di luar lingkungan kampus yang berhubungan dengan program studi yang dipilih. b. Untuk menambah pengalaman sebelum terjun kemasyarakat atau dunia kerja. c. Untuk melatih mahasiswa untuk mengumpulkan dan menganalisa data yang diperoleh serta memberikan alternatif pemecahan masalah yang dihadapi. 3. Bagi Perusahaan a. Terjalin hubungan kerja sama dan sebagai sarana tukar informasi untuk meningkatkan sarana dan prasarana yang telah ada. b. Memungkinkan untuk mendapatkan masukan – masukan sebagai bahan pertimbangan untuk mengembangkan sistem yang telah ada.
1.6 Waktu dan Tempat Pelaksanaan Kerja Praktek
Kerja Praktek ini dilaksanakan terhitung sejak tanggal 9 Februari 2015 sampai dengan 9 Maret 2015 di Divisi Engineering PLTU Banten 1 Suralaya 8, PT. Indonesia Power, Cilegon, Banten.
BAB II PT. INDONESIA POWER
2.1 Sejarah PT. Indonesia Power
Pada akhir abad ke 19, sejumlah perusahaan Belanda yang bergerak di bidang perkebunan, pabrik gula dan pabrik teh membangun pembangkit tenaga listrik untuk kepentingan sendiri. Selanjutnya, sebuah perusahaan gas swasta Belanda bernama NV NIGM (Naamloze Vennootschap Nederlandsche Indische Gas Maatschappij) memperluas usahanya di bidang kelistrikan untuk kepentingan umum dan memperoleh ijin konsensi berdasarkan Ordonansi 1890 No. 190 tanggal 18 September 1890. Seiring dengan peningkatan manfaat listrik bagi masyarakat. Pemerintah pada tahun 1927 membentuk Lands Waterkracht Bedrijven atau Perusahaan Listrik Negara yang mengelola Pusat Listrik Tenaga Air (PLTA) Plengan, Lamajan, Bengkok Dago, Ubruk dan Kracak di Jawa Barat. Pembangkit pembangkit inilah yang kemudian hari diserahkan dan dikelola oleh PLN PJB I, di tahun 1995, disamping beberapa pembangkit lain yang berkapasitas lebih besar. PLN pun terus berupaya membangun bidang ketenagalistrikan, sedangkan tugas pembangkitan dan penyaluran tenaga listrik di Jawa dan Bali pada waktu itu ditangani oleh PLN Pembangkitan dan Pelayanan Penyaluran Jawa Bagian Barat (KJB) dan PLN Pembangkitan dan Penyaluran Jawa Bagian Timur (KJT). Pada tahun 1994, status PLN yang semula berbentuk Persuhaan Umum beralih menjadi Persero. Pada tahun 1995 status baru tersebut diikuti dengan perubahan struktur PT PLN (Persero), yang kemudian ditindak-lanjuti dengan fungsi PLN P2B dengan tambahan tugas Penyaluran, menjadi PLN P3B. Dengan perubahan fungsi ini maka KJB dan KJT hanya berfokus pada fungsi pembangkitan. Dua organisasi inilah yang menjadi cikal bakal anak Perusahaan PLN, yakni Pembangkit Tenaga Listrik Jawa Bali I (PJB I) dan Pembangkit Listrik Jawa Bali II (PJB II). PLN PJB I mempunyai organisasi sendiri dengan tugas mengelola delapan unit pembangkit, masing-masing Suralaya, Saguling,
5
Mrica, Priok, Perak dan Grati, Bali, Semarang, Kamojang, dan satu Unit Bisnis Jasa Pemeliharaan. Didirikan pada 3 Oktober 1995 sebagai anak perusahaan PT Pembangkit Jawa Bali I (PT PJB I) merupakan anak perusahaan PT PLN (Persero) yang bergerak dalam usaha pembangkitan tenaga listrik. Nama itu kemudian berubah menjadi PT Indonesia Power pada tanggal 3 oktober 2000. Perubahan nama tersebut
mengukuhkan
penetapan
tujuan
Perusahaan
untuk
sepenuhnya
berorientasi pada bisnis dan mengantisipasi kecendrungan pasar yang senantiasa berkembang. Dalam kurun waktu belasan tahun, Indonesia Power telah berkembang dengan cepat melalui kinerja usaha yang meyakinkan.
2.2 Profil Perusahaan
Indonesia Power mengoperasikan delapan Unit Bisnis Pembangkitan (UBP) yang tersebar di lokasi-lokasi strategis Jawa-Bali, dan Unit Bisnis Jasa Pemeliharaan (UBOH), dengan total kapasitas terpasang sebesar 8.996 MW dari 133 unit pembangkit listriknya. Selanjutnya Perseroan mengambangkan sayap dengan pendirian empat anak perusahaan, yaitu PT Cogindo Daya Bersama (CBD) pada tahun 1997 untuk mendukung usaha pembangkitan, outsourcing dan kajian energi, serta PT Artha Daya Coalindo (ADC) pada 1998 yang bergerak di bidang manajemen dan perdagangan batubara serta bahan bakar lainnya. Sebagai perusahaan terbesar di bidang pembangkitan tenaga listrik di Indonesia, Indonesia Power siap memasuki era pertumbuhan baru seiring prospek bisnis yang menjanjikan dengan penuh tantangan dimasa depan. VISI : “Menjadi Perusahaan Publik dengan kinerja kelas dunia dan bersahabat dengan lingkungan”. MISI : “Melakukan
usaha
dalam
bidang
pembangkitan
tenaga
listrik,
serta
mengembangkan usaha-usaha lainnya yang berkaitan, berdasarkan kaidah industri
6
dan niaga yang sehat, guna menjamin keberadaan dan pengembangan perusahaan dalam jangka panjang”. TUJUAN : “Menciptakan mekanisme peningkatan efisiensi yang terus-menerus dalam penggunaan sumber daya perusahaan. Meningkatkan pertumbuhan perusahaan secara berkesinambungan dengan bertumpu pada usaha penyediaan tenaga listrik dan sarana penunjang yang berorientasi pada permintaan pasar yang berwawasan lingkungan. Menciptakan kemampuan dan peluang untuk memperoleh pendanaan dari berbagai sumber yang saling menguntungkan. Mengoperasikan pembangkit tenaga listrik secara kompetitif serta mencapai standar kelas dunia dalam hal keamanan, keandalan, efisiensi maupun kelestarian lingkungan. Mengembangkan budaya perusahaan yang sehat diatas saling menghargai antar karyawan dan mitra kerja, sertamendorong terus kekokohan integritas pribadi dan profesionalisme”.
2.3 Struktur Organisasi Perusahaan
Dalam
menjalankan
sebuah
perusahaan
tentu
dibutuhkan
system
manajerial yang baik. Sistem tersebut terintegrasi dalam sebuah struktur yang telah dibuat sedemikian rupa sehingga dapat memudahkan dalam hal operasional dan control seluruh bagian dari perusahaan tersebut secara menyeluruh. Struktur perusahaan yang baik akan berpengaruh baik pula pada perusahaan tersebut dalam mencapai tujuannya. PT Indonesia Power pada hakikatnya merupakan anak perusahaan dari PT PLN Persero. PT. Indonesia Power merupakan perusahaan yang bergerak di bidang pembangkitan tenaga listrik. Ada 2 macam bisnis utama yang dilakukan PT. Indonesia Power, yaitu bisnis pembangkitan tenaga listrik serta bisnis operasi dan pemeliharaan. PT. Indonesia Power memiliki beberapa unit pembangkit listik
7
yang tersebar di seluruh wilayah Indonesia. Adapun struktur organisasi j dapat dilihat pada bagan berikut.
Gambar 2.1 Struktur Organisasi PT. Indonesia Power Banten 1 Suralaya 8
Dibawah General Manager terdapat 4 jabatan dan terbagi dalam beberapa bagian seperti gambar di bawah ini.
Gambar 2.2 Struktur Organisasi PT. Indonesia Power Banten 1 Suralaya 8 pada
Departemen Administration
8
Gambar 2.3 Struktur Organisasi PT. Indonesia Power Banten 1 Suralaya 8 pada
Departemen Maintenance
Gambar 2.4 Struktur Organisasi PT. Indonesia Power Banten 1 Suralaya 8 pada
Departemen Operation
9
Gambar 2.5 Struktur Organisasi PT. Indonesia Power Banten 1 Suralaya 8 pada
Departemen Engineering
Pada Departemen Engineering ini penulis menimba ilmu tentang PLTU, Kelistrikan PLTU, Pemeliharaan, terkhususnya mempelajari mendalam tentang metode Dissolved Gas Analysis pada divisi Condition Based Maintenance. Condition Based Maintenance (CBM) ini bergerak dalam bidang pemeliharaan
yang melakukan pengecekan secara rutin terhadap kondisi dan performance peralatan penting sehingga dapat mengambil tindakkan sebelum terjadi masalah
10
atau kerusakan
yang fatal. Dalam pengecekkan kondisi dan performance
peralatan, CBM terbagi dalam 4 metode yaitu : 1. IRT 2. Tribologi 3. MCSA 4. DGA Metode DGA inilah yang penulis bahas dan paparkan dalam laporan kerja praktek ini. DGA adalah metode untuk menganalisis gas yang terlarut dalam minyak transformator, dengan menganalis gas tersebut kita dapat mendapatkan informasiinformasi tentang kesehatan dan kualitas kerja transformator.
BAB III DASAR TEORI
3.1 Sistem Kelistrikan PLTU Banten 1 Suralaya 8 3.1.1
Pembangkit Listrik Tenaga Uap
Dalam PLTU, energi primer yang dikonversikan menjadi energi listrik adalah bahan bakar. Bahan bakar yan di gunakan dapat berupa minyak (cair), gas atau pun batubara (padat). Dalam hal ini, PLTU Banten 1 Suralaya 8 menggunakan bahan bakar batubara dengan spesifikasi low rank. Konversi energi tingkat pertama yang berlangsung dalam PLTU adlah konversi energi primer menjadi energi panas (kalor). Hal ini dilakukan dalam ruang bakar dari ketel uap/boiler PLTU. Energi panas ini kemudian dipindahkan ke dalam air yang ada dalam pipa ketel untuk menghasilkan uap yang dikumpulkan dalam drum dari ketel. Uap dari ketel dialirkan ke turbin uap. Dalam turbin uap, energi (enthalpy) uap dikonversikan menjadi energi mekanis penggerak generator, dan akhirnya energi mekanik dari turbin uap ini dikonversikan menjadi energi listrik oleh generator.
Gambar 3.1 Siklus pembangkit listrik tenaga uap
12
Sebuah sistem PLTU itu bekerja berdasarkan siklus rankine. Siklus rankine adalah dasar teori dari sebuah PLTU, berikut penjelasan dari siklus rankine:
Gambar 3.2 Kurva siklus rankine
1. Proses 1-2 : peristiwa ini terjadi di kondensor. Uap dari LP Turbine dikondensasikan didalam kondensor menggunakan media pendingin air laut. 2. Proses 2-3 : Peristiwa ini terjadi pada pompa CEP. Tekanan air dinaikkan dan temperaturenya juga dinaikkan ketika melewati LP Heater 8A & 7A, 8B & 7B, 6,dan LP Heater 5 3. Proses 3-4 : Peristiwa ini terjadi pada pompa BFPT. Tekanan air menjadi sangat tinggi dan temperaturenya pun semakin meningkat setelah melewati HP Heater 3, HP Heater 2, dan HP Heater 1. 4. Proses 4-5 : Peristiwa ini terjadi boiler (ruang pembakaran). Air dipanaskan sampai berubah fase menjadi uap jenuh (saturated). 5. Proses 5-6 : Peristiwa ini terjadi di Superheater. Uap jenuh akan dipanaskan didalam elemen superheater sampai uap tersebut menjadi uap yang benar-benar kering dan sesuai dengan spesifikasi turbine.
13
6. Proses 6-7 : uap tersebut digunakan sebagai energy kerja untuk memutar HP turbine sehingga akan mengalami penurunan tekanan dan temperature. 7. Proses 7-8 : lalu uap tersebut akan dikembalikan lagi ke ruang pembakaran (boiler) untuk dipanaskan dipanaskan kembali di elemen Reheater. 8. Proses 8-1 : kemudian uap tersebut digunakan untuk memutar IP Turbine dan 2 buah LP Turbine sehingga akan mengalami penurunan tekanan dan temperature. Pada LP Turbine tingkat sudu paling akhir, tekanan dan temperature uap sudah sangat rendah sehingga sudah ada butir-butir dari air kondensat yang sudah sudah terbentuk 9. Proses 1-2 : uap masuk ke dalam kondensor, dan di kondensasikan hingga menjadi air kondensat lalu di sirkulasikan kembali ke sistem. Begitulah seterusnya sirkulasi air kondensat tersebut adalah air yang sama hasil proses kondensasi. 3.1.1.1 Kondensor
Fungsi utama kondensor adalah untuk mengondensasikan uap beka dari turbin menjadi air kondensar untuk dapat disirkulasikan kembali, hal ini dilaksanakan melalui proses pendinginan uap oleh air pendingin yang mengalir dibagian dalam pipa-pipa kondensor. Intinys merupakan sekumpulan pipa-pipa pendinginn dimana uap bekas berada dibagian d ibagian luar pipa (disebut (diseb ut sisi sis i uap) sedang air pendingin mengalir dibagian dalam pipa (disebut sis air). Akibat pendinginan ini, uap bekas disisi uap akan terkondensasi dan ditampung dalam penampung dibagian dibawah kondensor yang disebut hotwell. 3.1.1.2 Boiler
Boiler merupakan salah satu equipment utama pasa sistem PLTU. Boiler adalah peralatan penukar panas yang memiliki fungsi utama yaitu mengubah air menjadi uap pada tekanan dan temperature tertentu untuk memutar steam turbine. Di dalam boiler terjadi proses perubahan air menjadi uap. Proses ini terjadi dengan cara memanaskan air yang berada didalam pipa-pipa oleh panas hasil pembakaran bahan bakar di dalam ruang bakar dengan mengalirkan ba han bakar dan udara dari luar. Proses pembakaran di dasa rkan pada segitiga api, yaitu:
14
1. Bahan bakar 2. Udara 3. Panas
Suralaya 8 Gambar 3.3 Boiler PLTU Banten 1 Suralaya
Jika ketiga elemen segitiga api tersebut disatukan, maka akan terjadi proses pembakaran (api). Ketiga elemen tersebut terdiri dari batubara (bahan bakar), Primary air & Secondary air (udara), dan elemen panas sudah ada pada udara primer & sekunder yang mendapatkan panas dari equipment Air Preheater. Uap yang dihasilkan boiler adalah superheat steam dengan tekanan dan
15
temperature yang tinggi yang sesuai dengan spesifikasi turbin. Boiler yang digunakan di PLTU banten 1 Suralaya 8 adalah bertype SG-2129/17,5-M922.
Tabel 3.1 Spesifikasi Boiler PLTU Banten 1 Suralaya 8
16
3.1.1.3
Turbin
Turbine adalah mesin penggerak utama, dimana energy fluida kerja dipergunakan langsung untuk memutar turbine. Bagian tubine yang berputar dinamai rotor (sudu gerak), dan yang diam dinamai stator (sudu tetap). Turbine terdiri dari sudu-sudu, sudu turbine terdiri dari sudu gerak dan sudu diam.
Gambar 3.4 Turbin PLTU Banten 1 Suralaya 8
Gambar 3.5 Ilustrasi bearing turbin PLTU Banten 1 Suralaya 8
3.1.1.4
Generator
Generator berfungsi untuk mengubah energy mekanik menjadi energy gerak. Generator merupakan jantung dari suatu pembangkit tenaga listrik. Generator yang digunakan di PLTU Banten 1 Suralaya adalah generator sinkron.
17
Pada generator sinkron terdapat 2 medan magnet, yaitu kumparan yang mengalirkan penguatan DC, dan sebuah jangkar tempat dibangkitkannya ggl arus bolak-balik (AC). Berikut spesifikasi generator yang digunakan pada pada PLTU Banten 1 Suralaya 8.
Tabel 3.2 Spesifikasi generator PLTU Banten 1 Suralaya 8
18
3.2 Transformator
Transformator merupakan peralatan mesin listrik statis yang bekerja berdasarkan prinsip induksi elektromagnetik mentransformasikan tegangan dan arus bolak-balik diantara dua belitan, atau lebih pada frekuensi yang sama besar dan biasanya pada nilai arus dan tegangan berbeda. Penggunaan yang sangat sederhana dan andal itu merupakan salah satu sebab penting bahwa arus bolak balik sangat banyak dipergunakan untuk pembangkitan dan penyaluran tenaga listrik. Beberapa alasan digunakannya transformator pada sistem pembangkitan diantaranya adalah : 1. Bervariasinya nominal tegangan yang digunakan oleh pelanggan 2. Tegangan yang dihasilkan generator belum sesuai dengan tegangan di jaringan 3. Sumber (pembangkit) berada jauh dari pemakai sehingga perlu tegangan yang tinggi untuk mengantisipasi terjadinya loss tegangan pada jaringan transmisi. Bagian-bagian utama transformator sebagai berikut : 1. Inti besi 2. Kumparan transformator 3. Minyak transformator 4. Bushing 5. Tangki konservator
Secara sederhana transformator dapat dibagi menjadi tiga bagian, yaiut lilitan primer, lilitan sekunder dan inti besi. Lilitan primer merupakan bagian transformator yang terhubung dengan rangkaian sumber energi (catu daya). Lilitan sekunder merupakan bagian transformator yang terhubung dengan rangkaian beban. Inti besi merupakan bagian transformator yang bertujuan untuk mengarahkan keseluruhan fluks magnet yang dihasilkan oleh lilitan primer agar masuk ke lilitan sekunder. Berikut rangkaian dasar dari transformator ditunjukkan pada gambar berikut :
19
Gambar 3.6 Rangkaian dasar transformator
Dimana : V1
=
Tegangan primer
V2
=
Tegangan sekunder
I1
=
Arus primer
I2
=
Arus sekunder
N 1
=
Jumlah lilitan primer
N2
=
Jumlah lilitan sekunder
Berikut adalah gambar dari sebuah transformator.
Gambar 3.7 Contoh sebuah transformator
Keterangan:
20
1. Mounting flange
9.
2.
Tangki transformator
10. Carriage
3.
Core
11. Baut pada core
4.
Konservator
12. Header
5.
Sirip radiator
13. Termometer
6.
Belitan
14. Relai Buchholz
7. LV bushing
Terminal penghubung
15. Breather
8. HV bushing
Tabel 3.3 Spesifikasi Transformator PLTU Banten 1 Suralaya 8
3.3 Minyak Transformator
Di dalam sebuah transformator terdapat dua komponen yang secara aktif membangkitkan energi panas, yaitu besi (inti) dan tembaga (kumparan). Bila energi panas tidak di salurkan melalui sistem pendinginan akan mengakibatkan besi maupun tembaga akan mencapai suhu yang tinggi, yang akan merusak nilai
21
isolasinya. Sebagai maksud untuk pendinginan, kumparan dan inti dimasukkan kedalam suatu jenis minyak, yang dinamakan minyak transformator. Sebagian besar kumparan-kumparan dan inti transformator direndam dalam minyak transformator, terutama transformator-transformator yang berkapasitas besar, karena minyak transformator mempunyai sifat sebagai isolasi dan media pemindah. Minyak tranformator mempunyai beberapa tugas utama, yaitu: 1. Media isolator 2. Media Pendingin 3. Media/alat untuk memadamkan busur api 4. Perlindungan terhadap korosi dan oksidasi Perlu dikemukan bahwa minyak transformator harus memiliki mutu yang tinggi dan senantiasa berada dalam keadaan bersih. Disebabkan energi panas yang dibangkitkan dari inti maupun kumparan, maka suhu minyak akan naik. Hal ini akan mengakibatkan terjadinya perubahan-perubahan pada minyak tra nsformator. Minyak transformator dapat dibedakan atas dua jenis, yaitu minyak mineral dan minyak sintetik.
Pemilihan minyak didasarkan pada keadaan
lingkungan dimana transformator digunakan, misal askarel adalah jenis minyak sintetik yang tidak dapat terbakar, sehingga pemakaian askarel memungkinkan transformator distribusi dapat digunakan pada lokasi dimana bahaya api sangat besar ( misal pada industri kimia ), tetapi dari segi kesehatan minyak ini dinilai sangat menbahayakan. Oleh karena itu di beberapa negara ada larangan menggunakan askarel. Minyak transformator jenis mineral biasanya merupakan sebuah campuran kompleks dari molekul-molekul hidrokarbon, baik dalam bentuk linear ( paraffinic) atau siklis (cycloaliphatic atau aromatic), mengandung kelompok molekul CH 3 , CH 2 dan CH yang terikat. Formula umum dari minyak transformator adalah C n H 2n+2 dengan n bernilai antara 20 s.d 40. Minyak yang digunakan di PLTU Banten 1 Suralaya 8 adalah minyak transformator jenis mineral dengan produk dari Merk dagang Sinopec.
22
Tabel 3.4 Spesifikasi Minyak Transformator Sinopec Items
Transformer oil
limit
10
25
40
45
Kinematic viscosity (40ºC), mm2/s
8.931
9.395
9.912
9.252
Flash point (Closed), ºC
162
153
158
154
Pour point, ºC
-12
-27
-45
-51
Freezing point, ºC
-
-
-
-55
Breakdown voltage, Kv
50
47
50
53
3.3.1
Karakterikstik Minyak Transformator
Minyak transformator harus memiliki beberapa karakteristik tertentu agar dapat menjalankan fungsinya dengan baik. Karakteristik ini harus terus dipantau dan diperhatikan secara terus-menerus. Karakteristik tersebut antara lain : 1. Kejernihan Penampilan ( Appearance) Warna minyak yang baik adalah warna yang jernih dan bersih, seperti air murni. Selama transformator dioperasikan, minyak isolator akan melarutkan suspensi / endapan ( sludge). Semakin banyak endapan yang terlarut, maka warna minyak akan semakin gelap. 2. Viskositas Kinematik (Kinematik Viscosity) Viskositas kinematik merupakan tahanan dari cairan untuk mengalir kontinu dan merata tanpa adanya gesekan dan gaya-gaya lain. Sebagai media pendingin, nilai viskositas memegang peranan penting dalam pendinginan, sebagai faktor penting dalam aliran konveksi untuk memindahkan panas. Makin rendah viskositas, semakin bagus pula konduktivitas termalnya sehingga bagus kualitas dari minyak trafo tersebut. 3. Massa Jenis ( Density) Massa jenis merupakan perbadingan massa suatu volume cairan pada temperatur 15.56°C dengan massa air pada volume dan temperatur yang sama. Massa jenis minyak trafo harus lebih rendah daripada air.
23
4. Titik Nyala (Flash Point ) Titik nyala menunjukkan bahawa minyak trafo dapat dipanaskan sampai temperatur tertentu sebelum uap yang timbul menjadi api yang berbahaya. Makin tinggi titik nyala semakin baik. 5. Titik Tuang ( Pour Point ) Titik tuang merupakan temperatur terendah saat minyak masih akan terus mengalir saat didinginkan pada temperatur dibawah temperatur normal. Minyak isolator diharapkan memiliki titik t uang yang serendah mungkin. 6. Angka Kenetralan ( Netralization Number ) Angka kenetralan merupakan angka yang menunjukkan penyusun asam minyak isolator dan dapat mendeteksi kontaminasi minyak, kecenderungan perubahan kimia atau cacat/indikasi perubahan kimia tambahan. Selain itu merupakan petunjuk umum untuk menentukan apakah minyak yang sedang dipakai harus diganti atau diolah kembali dengan melakukan penyaringan. 7. Stabilitas/Kemantapan Oksidasi (Oxydation Stability) Proses oksidasi menyebabkan bertambahnya kecenderungan minyak untuk membentuk asam dan kotoran zat padat yang nntinya akan membentuk
endapan
(sludge)
yang
menyebabkan
menurunnya
tegangan tembus. Asam menyembabkan korosi pada logam dalam peralatan transformator sedangkan kotoran zat padat menyebabkan transfer panas menjadi terganggu. Minyak isolator diharapkan memiliki stabilitas oksidasi yang tinggi dan kemampuan pelarutan yang rendah sehingga meminimalisir persentase terjadinya oksidasi. 8. Kandungan Air ( Water Content ) Adanya air dalam minyak isolator akan menurunkan tegangan tembus dan tahanan jenis minyak isolator, serta memacu munculnya hot spot sehingga nantinya akan mempercepat kerusakan isolator kertas (kertas dan kayu). Pemanasan yang berlebihan pada transformator akan menyebabkan isolasi kertas pada belitan akan membusuk dan
24
menurunkan umur isolator. Membusuknya isolasi kertas juga akan menambah jumlah kandungan air. Pemecahan molekul serat kertas akan melepaskan sejumlah atom hidrogen dan oksidasi bebas yang nantinya akan membentuk air. Naiknya temperatur lebih lanjut akan menyebabkan air bergerak dari isolasi kertas menuju minyak dan menurunkan tengan tembus minyak. Minyak isolator diharapkan memiliki kandungan iar serendah mungkin. 9. Tegangan Tembus ( Breakdown Voltage) Tegangan tembus menunjukkan kemampuan untuk menahan electric stress tanpa kerusakan. Kandungan air bebas dan partikel-partikel
konduktif dapat menaikkan tingkat electric stress dan menurunkan bilai tegangan tembus. Tegangan tembus dapat diukur dengan cara memasukkan 2 buah elektroda bola (setengah bola) ke dalam minyak yang akan diukur. Kalau didapat tegangan tembus yang rendah, maka dapat dikatakan minyak isolasi telah terkontaminasi. Minyak isolator diharapkan memiliki tegangan tembus yang tinggi. 10. Faktor Kebocoran Dielektrik ( Dielectric Dissipation Factor ) DDF menunjukkan ukuran dari dielectric losses minyak. Tingginya DDF menunjukkn adanya kontaminasi atau hasil kerusakan misalnya air, hasil oksidasi, logam alkali, koloid bermuatan, dan sebagainya. DDF berhubungan langsung dengan tahanan jenis, sehingga tingginya nilai DDF secara langsung menunjukkan rendahnya tahanan jenis minyak. 11. Tahanan Jenis ( Resistivity) Tahanan jenis yang rendah menunjukkan adanya pengotor yang bersifat konduktif. Suatu cairan dapat digolongkan sebagai isolator cair bila tahanan jenisnya lebih besar dari 10 9 W-m.
3.4 Gas Terlarut Pada Minyak Transformator
Minyak transformator merupakan sebuah campuran kompleks dari molekul-molekul hidrokarbon, dalam bentuk linear atau siklis, yang mengandung
25
kelompok molekul CH 3 , CH 2 dan CH yang terikat. Pemecahan beberapa ikatan antara unsur C-H dan C-C sebagai hasil dari kegagalan termal ataupun elektris akan menghasilkan fragmen-fragmen ion seperti H*, CH 3 *, CH 2 *, CH* atau C*, yang nantinya akan berekombinasi dan menghasilkan molekul-molekul gas seperti hidrogen (H-H), metana (CH 3 -H), etana (CH 3 -CH3 ), etilen (CH 2 = CH 2 ) dan asetilen (CH≡CH). Gas-gas ini disebut dengan istilah fault gas. Semakin banyak jumlah ikatan karbon (ikatan tunggal, ganda, rangkap tiga) maka semakin banyak pula energi yang dibutuhkan untuk menghasilkannya. Hidrogen (H 2 ), metana (CH 4 ) dan etana (C 2 H 6 ) terbentuk oleh fenomena kegagalan dengan tingkat energi yang rendah, seperti partial discharge atau corona. Etilen (C 2 H 4 ) terbentuk oleh pemanasan minyak pada temperatur
menengah, dan asetilen (C 2 H 2 ) terbentuk pada temperatur yang sangat tinggi.
Gambar 3.8 Struktur kimia minyak transformator dan gas-gas yang terlarut pada
minyak transformator
Pada gambar 3.8 menerangkan bahwa jenis fault gas dan jumlah relatifnya yang terbentuk saat temperaturnya semakin naik. Nilai temperatur tersebut bukanlah nilai yang baku, melainkan hanya pendekatan. Gas hidrogen dan metana mulai terbentuk pada temperatur sekitar 150°C. Gas etana mulai terbentuk pada temperatur sekitar 250°C, dan gas etilen mulai terbentuk pada temperatur sekitar
26
350°C. Gambar 3.8 juga menjelaskan bahwa setelah melewati titik maksimumnya maka pembentukan gas metana, etana dan etilen akan terus
menurun seiring
dengan bertambahnya temperatur. Gas asetilen merupakan indikator adanya daerah dengan temperatur paling tidak 700°C, pada beberapa kasus kegagalan termal ( hot spot ) dengan temperatur 500°C ternyata juga dapat memacu pembentukan gas asetilen walaupun dalam nilai ppm yang kecil. Sejumlah besar asetilen hanya dapat dihasilkan jika temperaturnya diatas 700°C yang biasanya disebabkan oleh adanya busur api (internal arcing).
Gambar 3.9 Pembentukkan skema gas vs temperatur
27
Pada transformator terdapat isolasi kertas, material isolasi kertas biasanya merupakan substansi polimer yang struktur kimianya adalah [C 12 H 14 O 4 (OH) 6 ]n dengan n bernilai antara 300 sampai dengan 750. Umumnya berbentuk siklis, yang mengandung senyawa CH 2 , CH dan CO. Ikatan molekul C-O merupakan ikatan yang lemah, sehingga akan menghasilkan komponen pembentuk fault gas pada temperatur hanya 100°C, dan karbonisasi sempurna dari isolasi kertas pada temperatur 300°C. CO 2 terbentuk pada temperatur rendah, sedangkan CO mulai terbentuk pada temperatur ≥ 200° C. Gas-gas seperti CO, H2 , CH 4 , C 2 H6 , C 2 H 4 dan C 2 H 2 tergolong dalam combustible gas atau gas yang mudah terbakar. Gas-gas inilah nantinya akan diuji
dengan analisa kondisi minyak trafo dengan metode dissolved gas analysis (DGA).
BAB IV PENGUJIAN DGA PADA MINYAK TRANSFORMATOR
4.1
Metode Pengujian DGA ( Dissolved Gas Analysis)
4.1.1
Definisi DGA
Masalah paling kritis yang dapat ditemui seputar kondisi minyak trafo adalah “apa yang yang harus dilakukan bila trafo menghasilkan gas?”. DGA pada dunia industrial dikenal juga sebagai tes darah atau blood test pada transformator. Darah manusia adalah senyawa yang mudah untuk melarutkan zat-zat lain yang berada disekitarnya. Melalui zat-zat terlarut pada darah, maka akan diperoleh informasi-informasi terkait tentang kesehatan manusia. Begitu pula dengan transformator, pengujian zat-zat terlarut (biasanya gas) pada minyak trafo (minyak trafo dianalogikan sebagai darah manusia) akan memberikan informasi-informasi terkait akan kesehatan dan kualitas kerja transformator secara keseluruhan. DGA adalah media deteksi terbaik untuk melihat ketidaknormalan ini. Uji DGA ini dilakukan dengan cara mengambil sampel minyak transformator dari transformator yang akan di uji. Pada laporan ini penulis , unit auxiliary transformator A dan mengambil sampel pada main transformator
unit auxiliary transformator B. Kemudian gas-gas terlarut tersebut di eskstra k. Gas telah diekstrak lalu dipisahkan, diidentifikasi komponen-komponen individualnya, dan dihitung kuantitasnya (dalam satuan Part Per Million – ppm). Keuntungan dari pengujian ini adalah dapat mendeteksi kegagalan yang terjadi didalam transformator sebelum kegagalan itu semakin buruk. Namun terdapat kelemahan dari pengujian ini, yaitu tingkat kemurnian sampel minyak yang harus sangat tinggi, tidak boleh adanya gas dari luar transformator yang boleh tercampur dalam tempat pengambilan sampel, sehingga tidak merubah hasil dari pengujian. Pengujian DGA adalah salah satu langkah perawatan preventif yang wajib dilakukan, dengan jarak minimal pengujian minimal 1 kali dalam 1 tahun.
29
4.1.2
Tata Cara Pengambilan Sampel Minyak
Pengambilan minyak ini sangat berpengaruh terhadap hasil dari pengujian DGA.
Karena bila terjadi kesalahan baik yang tidak disadari mau disadari akan
merubah hasil pembacaan gas-gas yang terkandung didalam minyak. Oleh sebab itu pengambilan harus dilakukan dengan baik, teliti dan berhati- hati sehingga tidak merubah hasil dari pengujian. Alat yang diperlukan dalam pengambilan sampel minyak antara lain: 1. Syringe Berbentuk suntikan berwadah bahan kaca untuk mengambil sampel minyak dari trafo.
Gambar 4.1 Syringe yang digunakan dalam pengambilan sampel
Tujuan penggunaan syringe agar minyak yang diambil tidak tercampur dengan udara luar dan menghindari gas-gas ringan yang mudah lepas seperti H 2 . Dengan begitu kandungan gas yang pada sampel minyak dapat mewakili kandungan gas minyak yang sebenarnya didalam trafo. 2. Oil flushing unit Unit yang terdiri dari selang silikon, flange, seal dan stop-kran
yang
berfungsi sebagai sarana untuk mengambil sampel minyak dari trafo dan juga
30
untuk membuang minyak trafo yang kotor. Biasanya alat ini tersambung langsung dengan syringe.
Gambar 4.2 Oil flushing
3. Ember Tempat untuk membuang sampel minyak yang kotor dan juga tempat pembuangan pada saat proses flushing. 4. Sarung Tangan Alat keselamatan pada saat pengambilan sampel, sehingga minyak trafo tidak langsung kontak dengan kulit. 5. Botol Sampel
Botol kimia yang digunakan sebagai tempat sampel minyak yang selanjutnya dimasukkan kedalam alat uji DGA, yang pada saat itu penulis menggunakan alat bernama Kelman DGA test set-Transport X. Sebelum dipergunakan untuk pengujian, perlu dipastikan bahwa botol sampel bersih sehingga tidak mempengaruhi hasil pengujian.
31
Gambar 4.3 Botol sampel
Proses pengambilan sampel minyak dari transformator dilakukan setelah semua peralatan telah dipersiapkan. Berikut adalah instruksi kerja dalam pengambilan sampel minyak transformator untuk pengujian DGA: Persiapan : 1. Siapkan ember untuk menampung minyak trafo 2. Pasang oil flushing unit pada drain valve tangki trafo, biasa terletak di sudut bawah trafo 3. Atur stop-kran pada posisi menutup 4. Persiapkan syringe untuk pengambilan sampel minyak, jumlah syringe yang digunakan sebanyak 3 buah, karena akan mengambil sampel pada main , transformator
unit
auxiliary
transformator A
dan
unit auxiliary
transformator B 5. Gunakan sarung tangan sebelum pengambilan sa mpel Pelaksanaan : 1. Pasang selang silikon yg terdapat pada syringe ke drain valve 2.
Buka drain valve tangki trafo
3. Lakukan proses pembuangan minyak trafo selama 1 menit. Untuk membuang minyak trafo yang terdapat pada pipa drain valve. Buang minyak trafo pembuangan ke dalam ember
32
4. Lalu lakukan proses pembersihan / flushing sebanyak 2 kali. Ini dilakukan untuk memastikan tidak terdapatnya gelembung udara pada syringe 5. Ambil sampel minyak sebanyak ± 50 ml 6. Tutup drain valve pada trafo 7. Beri label nama trafo yang di ambil pada syringe 8. Lepas oil flushing dari drain valve 9. Tutup kembali drain valve¸pastikan telah tertutup dengan benar 10. Lakukan ini juga pada setiap trafo yang akan di ambil sa mpel minyaknya Penyelesaian : 1. Lepas oil flushing dari syringe 2. Bersihkan syringe, keringkan dan simpan pada tempatnya Untuk mendapatkan hasil diagnosa yang akurat, jika sudah pengambilan sampel minyak maka harus segera dilakukan pengujian DGA. 4.1.3
Proses Pengujian Sampel Minyak Menggunakan Alat Uji DGA
Untuk mendapakan hasil dari sampel minyak tersebut, minyak tersebut harus diproses lagi dengan sebuat alat uji DGA,disini alat uji yang digunakan adalah Kelman DGA test set-Transport X.
Gambar 4.4 Kelman DGA test set-Transport X
33
Dalam
proses
pengujiannya,
Kelman
DGA
test
set-Transport
X
menggunakan sistem komputerisasi. Hanya beberapa proses secara manual, seperti menginjeksikan sampel minyak kedalam botol sampel. Berikut tata cara penggunakan Kelman DGA test set-Transport X dalam pengujian DGA: Persiapan : 1.
Siapkan sampel minyak yang ingin diuji
2.
Siapkan Kelman DGA test set-Transport X
Pelaksanaan : 1. Nyalakan Kelman DGA test set-Transport X 2.
Pilih start new measurement
Gambar 4.5 Tampilan awal Kelman DGA test set-Transport X
3.
Pilih tipe,lokasi dan sumber yang akan diuji, la lu alat akan melakukan venting system
Gambar 4.6 Memilih tipe alat yang akan diproses
34
Gambar 4.7 Memilih lokasi
Gambar 4.8 Memilih dari mana sampel minyak diambil
Gambar 4.9 Memilih sumber yang akan dianalisa
35
Gambar 4.10 Detail yang telah dipilih
Gambar 4.11 Proses venting sistem
4.
Masukkan sampel minyak pada botol sampel yang sudah terhubung dengan Kelman DGA test set-Transport X
Gambar 4.12 Penginjeksian sampel minyak ke botol sampel
36
5.
Pilih seberapa lama alat akan melakukan purging
Gambar 4.13 Memilih waktu purging
6.
Bila minyak sampel terlalu panas, maka alat akan mendinginkan hingga mencapai 0°C
Gambar 4.14 Pendinginan sampel minyak
7.
Alat akan menganalisa minyak sampel selama beberapa menit
37
Gambar 4.15 Alat menganalisa sampel minyak
8.
Alat akan memperlihatkan hasil dari analisa
Gambar 4.16 Contoh hasil dari analisa DGA
9.
Pilih print results jika ingin mendapatkan hardcopy dari hasil pengujian, pilih Advanced jika ingin meliat informasi lebih lanjut tentang hasil pengujian dan
pilih finish jika ingin menyudahi tes.
38
Gambar 4.17 Akhir dari pengujian
10. Matikan Kelman DGA test set-Transport X lalu bersihkan peralatan seperti syringe dan botol sampel
11. Letakkan Kelman DGA test set-Transport X dan peralatan lainnya pada tempatnya
4.2
Analisis Kondisi Transformator Berdasarkan Hasil Pengujian DGA
Setelah diketehui jumlah dan karakteristik gas-gas terlarut yang diperoleh dari sampel minyak, selanjutnya perlu dilakukan interpretasi terhadap data-data dengan menganalisisnya. Terdapat beberapa metode analisis terhadap data tersebut seperti yang tercantum pada IEEE std. C57 – 104.1991 dan IEC 60599, yaitu: 1.
Standar IEEE
2. Key Gas 3. Roger’s Ratio 4. Duval’s Triangle 4.2.1
Standar IEEE
IEEE telah menerapkan stadarisasi untuk melakukan analisis berdasarkan jumlah gas terlarut pada sampel minyak, yaitu pada IEEE std. C57-104.2008. Standar IEEE merupakan standar utama yang digunakan dalam analisis DGA. Namun fungsinya hanyalah sebagai acuan karena hanya menggolongkan tingkat kosentrasi gas dan jumlah TDCG dalam berbagai tingkatan kewaspadaan. Seperti
39
telah dijelaskan sebelumnya pada bab III bahwa gas-gas seperti CO, H 2 , CH 4 ,
-
C 2 H 6 , C 2 H 4 dan C 2 H2 disebut sebagai combustible gas atau gas yang mudah terbakar. Pada DGA ini terdapat istilah Total Dissolved Combustible Gas (TDCG). TDCG adalah total dari gas mudah terbakar yang terdapat pada minyak transformator. Standar ini hanya memberikan tindakan yang harus dilakukan terhadap transformator dari acuan TDCG. Standar ini tidak memberikan proses analis is yang lebih pasti akan indikasi kegagalan yang sebenarnya terjadi. Ketika konsentras i gas terlarut sudah melewati kondisi 1 (TDCG > 720 ppm), maka perlu dilakukan proses analisis lebih lanjut terhadap transformator untuk mengetahui indikasi kegagalan yang terjadi pada transformator. Pada tabel dibawah menunjukkan kemungkinan jumlah gas terlarut yang mudah terbakar atau TDCG pada minyak sampel yang kita ambil dari transformator. IEEE membuat pedoman untuk mengklarifikasi kondisi operasional transformator yang terbagi dalam empat kondisi, yaitu:
Tabel 4.1 Batas kosentrasi gas terlarut dalam satuan part per million (ppm)
berdasarkan IEEE std. C57-104.2008
40
Pada kondisi 1, transformator beroperasi normal. Namun, tetap perlu dilakukan pemantauan kondisi gas-gas tersebut. Pada kondisi 2, tingkat TDCG mulai tinggi,. Ada kemungkinan timbul gejala-gejala kegagalan yang harus mulai diwaspadai. Perlu dilakukan pengambilan sampel minyak yang lebih rutin dan sering. Pada kondisi 3, TDCG pada tingkat ini menunjukkan adanya dekomposisi dari isolasi kertas dan / minyak tranformator. Sebuah atau berbagai kegagalan mungkin sudah terjadi. Pada kondisi ini transformator sudah harus diwaspadai dan perawatan lebih lanjut. Pada kondisi 4, TDCG pada tingkat ini menunjukkan adanya dekomposisi / kerusakan pada isolator kertas dan / atau minyak trafo sudah meluas. Standar IEEE ini juga menetapkan tindakan operasional yang disarankan berdasarkan jumlah TDCGnya dalam satuan ppm dan rata-rata pertambahan TDCG dalam satuan per hari yang mengacu pada tabel 4.3. Kondisi transformator disesuaikan dengan nilai-nilai yang terkandung pada tabel 4.2, lalu lakukan tindakan berdasarkan tabel 4.3.
Tabel 4.2 Tindakan operasi yang harus dilakukan berdasarka n jumlah TDCG TDCG Level or Conditions
Highest Individual
TDCG Generatio n Rate
Sampling Intervals and Operating Actions for Gas Generation Rates
(ppm/Day
Sampling
Operating
)
Interval
Procedures
≤ 720 ppm
< 10
Annually
Continue normal
of TDCG or
10 – 30
Quarterly
operation
Gas (See Tabel 4.2)
Condition
highest
1
condition based on individual
Exercise caution. > 30
Monthly
Analyse individual gases to find cause.
41
gas (Tabel
Determine load
4.2)
dependence.
721-1920
< 10
Quarterly
ppm of
10 – 30
Monthly
TDCG or Condition 2
Exercise caution. Analyse individual
highest
gases to find cause.
condition
>
based on
30
individual
Monthly
Determine load dependence.
gas (Tabel 4.2)
Condition 3
1921-4630
< 10
Monthly
Exercise extreme
ppm of
10 – 30
Weekly
caution.
TDCG or
Analyse individual
highest
gases to find cause.
condition
Plan outage.
based on
> 30
Weekly
Call manufacturer and
individual
other consultants for
gas (Tabel
advise.
4.2) < 10
Weekly
Exercise extreme
> 4630 ppm
caution.
of TDCG or
Analyse individual
highest
gases to find cause. Plan outage.
Condition
condition
4
based on
Call manufacturer and
individual
other consultants for
gas (Tabel
advise.
4.2)
10 – 30
> 30
Daily
Daily
Consider removal from service.
42
Call and other consultants for advise.
Sebagai contoh, jika jumlah TDCG bernilai antara 721 ppm sampai dengan 1920 ppm, maka transformator berada pada kondisi 2. Tetapi, jika jumlah metana berada pada posisi 401-1000 ppm sedangkan jumlah TDCG berada pada posisi 721 ppm sampai dengan 1920 ppm, maka transformator berada pada kondisi 2 tetapi harus diinvestigasi secara cepat dan memperhatikan trending gas tersebut pada pengambilan sampel minyak berikutnya. 4.2.2 Key Gas (Gas Kunci) Key gas ini didefinisikan oleh IEEE std. C57 – 104.1991 sebagai gas-gas
yang terbentuk 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. Gas kunci yang dijadikan indikator antara lain Hidrogen (H 2 ), Karbon Monoksida (CO), Metana (CH4 ), Etana (C 2 H 6 ), Ethilena (C 2 H 4 ), dan Acetilena (C 2 H 2 ). Komposisi minyak tersebut dapat memrepresentasikan kondisi minyak tersebut. Berikut tabel jenis kegagalan menurut analisis key gas :
Tabel 4.3 Tabel kegagalan menurut key gas Jumlah Gangguan
Gas Kunci
Kriteria
Prosentase Gas
Hidrogen (H2) dan Asetilen Busur (Arcing)
Api
Asetilen
(C 2 H 2 ) dalam jumlah besar dan
(C 2 H 2 )
sedikit
Metana
Etilen(C 2 H 4 )
(CH4 )
dan
Hidrogen (H2 ) : 60% Asetilen (C 2 H 2 ): 30%
43
Hidrogen dalam jumlah besar, Metana jumlah sedang, dan sedikit Korona (PD)
Hidrogen (H 2 )
Hidrogen
Etilen, (H 2 ) : 85%
Karbonmonoksida karbondioksida, dibandingkan
bila
dan
Metana
dapat
(CH4 ) :
berkaitan
13%
dengan selulosa Etilen dalam jumlah besar dan Pemanasan lebih Minyak
Etana dalam jumlah lebih kecil, Etilen (C 2 H 4 )
jumlah
sedang
metana
dan
Hidrogen,sedikit Karbonmonoksida
Pemanasan lebih selulosa
Karbon
CO dan CO 2 dalam jumlah
Monoksida
besar
(CO)
Gas hidrokarbon mungkin ada
Etilen (C 2 H 4 ) : 63% Etana (C 2 H 6 ) : 20% Karbonmo noksida (CO) : 92%
44
Tabel tersebut direpresentasikan dalam diagram batang :
Gambar 4.18 Analisis diagram batang dengan menggunakan Key Gas 4.2.3 Roger’s Ratio Method (Metode Rasio Roger)
Diagnosa gangguan transformator menurut metode Rasio Roger merupakan analisis kandungan gas terlarut yang diperoleh dengan membandingkan kuantitas suatu gas kunci terhadap gas kunci lainnya. Magnitude rasio 5 jenis fault gas digunakan untuk menciptakan 3 digit kode. Kode-kode tersebut a kan menunjukkan indikasi dari penyebab munculnya fault gas. Menggunakan rasio gas C 2 H 2 /C 2 H 4 , CH 4 /H2 dan C 2 H 4 /C 2 H 6 . Berguna untuk fault analyzing bukan untuk fault detection. Metode ini akurat bila gas yang digunakan dalam rasio terdeteksi cukup
besar.
Tabel 4.4 Tabel analisis dengan menggunakan metode Rasio Roger
45
selain rasio diatas, juga digunakan rasio lain yaitu rasio CO 2 /CO. Rasio ini digunakan untuk mendeteksi keterlibatan isolasi kertas pada fenomena kegagalan. Normalnya rasio CO2 /CO bernilai 5-10. Jika rasio < 3 maka ada indikasi yang kuat akan adanya kegagalan elektrik sehingga menimbulkan karbonasi pada kertas (hotspot atau arcing dengan temperatur >200°C). Apabila rasio 3-5 disertai dengan pertambahan H 2 , CH 4 dan C 2 H 6 maka terjadi masalah didalam transformator dan kertas mengalami penurunan kondisi yang cepat. Jika rasio > 10, maka mengindikasikan adanya kegagalan thermal pada isolasi kertas pada belitan.
46
Nilai rasio ini tidaklah selalu akurat karena CO 2 dan CO dipengaruhi oleh berbagai faktor luar seperti oksidasi minyak akibat pemanasan, penuaan isolasi kertas, gas CO 2 yang masuk akibat tangki transformator yang bocor atau kurang rapat. Walaupun kurang akurat, namun rasio CO 2 /CO sangat membantu identifikasi awal akan adanya kasus degradasi kualitas isolasi kertas. 4.2.4 Duval’s Triangle (Segitiga Duval)
Metode segitiga diciptakan oleh Michel Duval pada 1974. Kondisi khusus yang diperhatikan adalah konsentrasi metana (CH 4 ), etilen (C 2 H 4 ) dan asetilen (C 2 H 2 ). Konsentrasi total ketiga gas ini adalah 100%, namun perubahan komposisi dari ketiga jenis gas ini menunjukkan kondisi fenomena kegagalan yang mungkin terjadi pada unit yang mungkin terjadi pada unit yang diujikan.
Gambar 4.19 Segitiga Duval dan perumusannya 4.3
Jenis Kegagalan Yang Dapat Dideteksi Dengan Uji DGA
Dari berbagai kasus kegagalan yang terjadi pada transformator dan terdeteksi melalui uji DGA, maka kegagalan pada transformator dapat digolongkan menjadi beberapa kelas :
Tabel 4.5 Jenis kegagalan yang dideteksi dengan uji DGA Kode
Kegagalan
Keterangan
47
Partial Discharge
PD
Pelepasan muatan (discharge) dari plasma dingin (korona) pada gelembung gas (menyebabkan pengendapan X-wax pada isolasi kertas) ataupun tipe
percikan
menyebabkan
proses
perforasi/kebolongan pada kertas yang bisa saja sulit untuk dideteksi) D1
Discharge of Low PD tipe percikan/spark (menyebabkan perforasi Energy
karbon pada isolasi kertas dalam skala yang lebih besar). Arcing pada energi rendah memacu perforasi karbon pada permukaan isolasi kertas sehingga muncul banyak partikel karbon pada minyak (terutama akibat pengoperasian tapchanger)
D2
Discharge High Energy
of Discharge yang mengakibatkan kerusakan dan karbonisasi yang meluas pada kertas minyak). Pada
kasus
yang
lebih
ekstrim
terjadi
penggabungan metal (metal fusion), pemutusan (tripping) peralatan dan pengaktifan alarm gas T1
T2
T3
Thermal Fault
Isolasi kertas berubah warna menjadi coklat pada
T<300o C
temperatur >200 oC (T1) dan pada temperatur >
Thermal Fault
300oC
300
formasi partikel karbon pada minyak (T2)
Thermal Fault
Munculnya formasi partikel karbon pada minyak
T>700o C
secara meluas, pewarnaan pada metal (200oC)
terjadi
karbonisasi
kertas
munculnya
ataupun penggabungan metal (>1000 oC)
4.4
Studi Kasus Pengujian DGA
Objek yang diuji penulis pada saat melaksanakan kerja praktek di PLTU , unit auxiliary transformator A dan Banten 1 Suralaya 8 adalah main transformator
unit auxiliary transformator B pada tanggal 4 maret 2015. Tetapi pada saat itu karena waktu kerja praktek yang telah usai penulis tidak mendapatkan hasil dari
48
pengujian minyak transformator tersebut. Untuk melengkapi laporan ini penulis akan memberikan hasil uji DGA minyak transformator pada unit auxiliary transformator A dan unit auxiliary transformator B di PLTU Banten 1 Suralaya 8 pada tanggal 29 maret 2012 sampai dengan 28 maret 2014. Dengan metode analisis Standar IEEE, key gas, dan roger’s ratio methode 4.4.1
Hasil Pengujian DGA Unit Auxiliary Transformator A
4.4.1.1 Standar IEEE
Tabel 4.6 TDCG pada unit auxiliary transformator A Date
Beban (A)
O2
N2
H2O
CO2
CO
H2
CH4
C2H6
C2H4
C2H2
TDCG
Methane Ethane Ethylene Acetylene 30 ppm 2500 ppm 350 ppm 100 ppm 720 ppm 120 ppm 65 ppm 50 ppm 1 ppm 29-Mar-12
396.42
23-Apr-12
489
10-Aug-12
520
-
1-Dec-12
0
17-Jan-13 17-Jan-13 1-Mar-13 6-Apr-13 28-Jun-13 22-Aug-13 24-Sep-13 25-Nov-13 12-Dec-13 28-Mar-14
-
0.01 521.01
IEEE STD. C57.1042008
20
2904
454
41
10
10
6
-
1976
521
41
7
2
0
0
571
KONDISI 1
-
-
4268
887
51
9
0
0
0
947
KONDISI 2
-
-
16
3495
595
23
23
19
12
0
672
KONDISI 1
0
-
-
20
2117
56
2
19
19
6
0
102
KONDISI 1
0 348 354 0 0 0 0 13.21 11.65
-
-
25 25 16 47 19 23 21 22 28
1824 1724 2405 2564 2507 2469 2315 2624 3755
38 70 151 226 242 260 281 310 538
2 8 16 21 21 22 20 25 28
16 12 17 17 18 17 18 21 25
14 13 15 22 20 14 15 19 22
3 6 8 2 3 5 4 8 5
0 0 0 0 0 0 0 0 1
73
KONDISI 1
109
KONDISI 1
207
KONDISI 1
288
KONDISI 1
304
KONDISI 1
318
KONDISI 1
338
KONDISI 1
383
KONDISI 1
619
KONDISI 1
Pada
-
REMARKS
20289 88145
tabel
diatas
menjelaskan
bagaimana
menentukan
KONDISI 1
kondisi
transformator terhadap gas TDCG yang terdeteksi melalui uji DGA. Dapat dilihat bahwa dari tanggal 29 maret 2012 sampai dengan 28 maret 2014 kondisi transformator pada kondisi 1, hanya pada tanggal 10 agustus 2012 transformator berada pada kondisi 2. Itu disebabkan TDCG berjumlah 947 ppm melebihi batas maksimum kondisi 1 sebesar 720 ppm. Yang menarik disini, pada beberapa tanggal 2 gas yaitu CO dan CO 2 melebihi batas konsentrasi gas pada tabel 4.1 tetapi tetap berada pada kondisi 1. Bahkan pada tanggal 10 agustus 2012, 2 gas tersebut berada pada kondisi 3. Itu disebabkan penentuan kondisi transformator acuan utamanya
49
terhadap konsentrasi TDCG, sedangkan jumlah konsentrasi individual gas merupakan acuan berikutnya, melihat trending nya kedepan. 4.4.1.2 Key Gas
Tabel 4.7 TDCG dalam persen pada unit auxiliary transformator A Date
DEKOMPOSISI GAS
Be ban ( A)
CO
H2
CH4
C2H6
C2H4
C2H2
29-Mar-12
396.42
87.14
7.87
1.92
1.92
1.15
0.00
23-Apr-12
489
91.24
7.18
1.23
0.35
0.00
0.00
10-Aug-12
520
93.66
5.39
0.95
0.00
0.00
0.00
1-Dec-12
0
88.54
3.42
3.42
2.83
1.79
0.00
17-Jan-13
0
54.90
1.96
18.63
18.63
5.88
0.00
17-Jan-13
0
52.05
2.74
21.92
19.18
4.11
0.00
1-Mar-13
348
64.22
7.34
11.01
11.93
5.50
0.00
6-Apr-13
354
72.95
7.73
8.21
7.25
3.86
0.00
28-Jun-13
0
78.47
7.29
5.90
7.64
0.69
0.00
22-Aug-13
0
79.61
6.91
5.92
6.58
0.99
0.00
24-Sep-13
0
82.02
6.94
5.36
4.42
1.58
0.00
25-Nov-13
0
83.14
5.92
5.33
4.44
1.18
0.00
12-Dec-13
13.21
80.94
6.53
5.48
4.96
2.09
0.00
28-Mar-14
11.65
86.91
4.52
4.04
3.55
0.81
0.16
Tabel 4.7 ini merupakan persen dari tabel 4.6, dari data tersebut didapat gas yang dominan sehingga bisa menentukan yang terjadi pada transformator. Pada tabel 4.7 dari tanggal 29 maret 2012 sampai dengan 28 maret 2014 CO selalu dominan dari gas-gas yang lain. Menurut tabel 4.3, ini mengindikasikan bahwa terjadi pemanasan lebih selulosa.
50
Dekomposisi Combustible Gas In Oil (%) 100.00 90.00
86.91
80.00 70.00 60.00 50.00 40.00 30.00 20.00 10.00
4.52
4.04
3.55
0.81
0.16
0.00 CO
H2
CH4
C2H6
C2H4
C2H2
Gambar 4.20 Grafik TDCG dalam persen pada unit auxiliary transformator A 4.4.1.3 Roger’s Ratio Methode
Tabel 4.8 Roger’s ratio pada unit auxiliary transformator A
Date 29-Mar-12 23-Apr-12 10-Aug-12 1-Dec-12 17-Jan-13 17-Jan-13 1-Mar-13 6-Apr-13 28-Jun-13 22-Aug-13 24-Sep-13 25-Nov-13 12-Dec-13 28-Mar-14
Beban (A) 396.42 489 520 0 0 0 348 354 0 0 0 0 13.21 11.65
R1
R2
R3
CH4/H2
C2H2/C2H4
C2H2/CH4
0.24 0.17 0.18 1.00 9.50 8.00 1.50 1.06 0.81 0.86 0.77 0.90 0.84 0.89
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.20
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.04
R4
R5
C2H6/C2H2 C2H4/C2H6
1000.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 #DIV/0! 22.00
0.60 0.00 0.00 0.63 0.32 0.21 0.46 0.53 0.09 0.15 0.36 0.27 0.42 0.23
CO2/CO
6.40 3.79 4.81 5.87 37.80 48.00 24.63 15.93 11.35 10.36 9.50 8.24 8.46 6.98
51
Pada tabel 4.8 memperlihatkan rasio dari 5 jenis fault gas, yang perlu diperhatikan pada tersebut adalah R1, R2 dan R5. Dapat dilihat pada tabel 4.4 terdapat rentang kode rasio, contohnya code range of ratios <0,1 menjelaskan jika perbandingan C 2 H 2 /C 2 H4 kecil dari 0,1 maka dikodekan sebagai 0,begitu pula dengan perbandingan C 2 H 4 /C 2 H 6 jika kecil dari 0,1 maka dikodekan sebagai 0 dan jika perbandingan CH 4 /H 2 kecil dari 0,1 maka dikodekan sebagai 1 begitu juga dengan code range of ratios 0,1-1, 1-3, dan >3. Dari tabel 4.8 pada tanggal 28 maret 2014 kode roger’s ratio nya adalah 0 0 0 yaitu normal aging. Tetapi yang perlu diperhatikan adalah tanggal 1 desember 2012 sampai dengan 6 april 2013, kode dari CH 4 /H 2 adalah 2. Jadi roger’s ratio pada tanggal tersebut adalah 0 2 0, ini menandakan terjadinya thermal fault dengan temparatur berkisar 150°C-300°C pada unit auxiliary transformator (UAT) A.
Ratio CO2/CO
60.00
50.00
40.00
30.00 CO2/CO 20.00
10.00
0.00 396.42 489
520
0
0
0
348
354
0
0
0
0
13.21 11.65
29- 23- 10- 1-Dec- 17- 17- 1-Mar- 6-Apr- 28- 22- 24- 25- 12- 28Mar-12 Apr -12 Aug - 12 Jan-13 Jan-13 13 13 Jun-13 Aug - Sep- Nov- Dec- Mar-14 12 13 13 13 13
Beban (A) Tanggal
Gambar 4.21 Grafik trending ratio CO 2 /CO pada unit auxiliary transformator A
Pada gambar 4.21 menggambarkan grafik trending rasio CO 2 /CO mengambil data dari tabel 4.8, yang perlu diperhatikan rasio >10, itu
52
mengindikasikan adanya kegagalan thermal pada isolasi kertas pada belitan. Lalu trending turun setelah diambilnya tindakkan dilapangan untuk memperbaiki
ketidaknormalan yang terjadi. Dapat dilihat dari tanggal pengambilan sampel minyak yang berdekatan.
4.4.2
Hasil Peungujian DGA Unit Auxiliary Transformator B
4.4.2.1 Standar IEEE
Tabel 4.9 TDCG pada unit auxiliary transformator B Date
Beban (A)
O2
N2
H2O
CO2
CO
H2
30 ppm 2500 ppm 350 ppm 100 ppm
CH4
C2H6
C2H4
TDCG REMARKS
C2H2
Methane Ethane Ethylene 50 Acetylene 120 ppm 65 ppm ppm 1 ppm
720 ppm
IEEE STD. C57.1042008
29-Mar-12
566.57
-
-
22
2753
466
46
9
15
4
0
540
KONDISI 1
23-Apr-12
434
21490
86653
-
2007
586
44
7
2
0
0
639
KONDISI 1
10-Aug-12
360
-
-
-
2867
718
34
6
0
0
0
758
KONDISI 2
1-Dec-12
0
-
-
17
2937
570
23
11
28
13
0
645
KONDISI 1
17-Jan-13
0
-
-
26
2222
408
16
15
15
3
0
457
KONDISI 1
17-Jan-13 18-Jan-13 1-Mar-13
0 0 519
-
-
27 23 22
2101 2289 2159
380 357 368
14 12 16
16 11 15
15 13 14
3 4 5
0 0 0
428
6-Apr-13 28-Jun-13
343 0
-
-
24 23
2458 2553
408 464
24 26
18 15
22 18
3 3
0 0
475
22-Aug-13 24-Sep-13 25-Nov-13 12-Dec-13 28-Mar-14
0 0 0 10.37 9.47
-
-
17 18 15 17 20
2577 2540 2372 2549 3223
476 479 500 510 623
24 24 22 25 26
17 16 16 13 17
9 7 12 18 20
3 4 5 1 4
0.4 0 0 0 0
KONDISI 1 KONDISI 1 KONDISI 1 KONDISI 1 KONDISI 1 KONDISI 1 KONDISI 1 KONDISI 1 KONDISI 1 KONDISI 1
397 418 526
529.4 530 555 567 690
Pada tabel 4.9 penentuan kondisi trafo terhadap TDCG yang terdeteksi pada uji DGA pada unit auxiliary transformator B. Sama seperti pada unit auxiliary transformator A sebagian besar dari tanggal 29 maret 2012 sampai dengan 28 maret 2014 berada pada kondisi 1 hanya pada tanggal 10 agustus 2012 berada pada kondisi 2. TDCG pada tanggal 10 agustus 2012 tersebut melebihi batas kondisi 1 yaitu 758 ppm. Dan juga seringnya invidual gas yang melebihi batas kondisi 1 pada tabel 4.1. Tetapi karena sering turun naiknya gas CO 2 dan CO ini CBM tidak bisa menetapkan transformator pada kondisi 2 dan juga TDCG pada kenaikan konsentrasi gas CO 2 dan CO jauh dari batas TDCG kondisi 1, yaitu 720 ppm. Bisa dilihat pada tanggal 28 juni 2013 sampai dengan 24 september 2013.
53
4.4.2.2 Key Gas
Tabel 4.10 TDCG dalam persen pada unit auxiliary transformator B Date
DEKOMPOSISI GAS
Be ban ( A)
CO
H2
CH4
C2H6
C2H4
C2H2
29-Mar-12
566.57
86.30
8.52
1.67
2.78
0.74
0.00
23-Apr-12
434
91.71
6.89
1.10
0.31
0.00
0.00
10-Aug-12
360
94.72
4.49
0.79
0.00
0.00
0.00
1-Dec-12
0
88.37
3.57
1.71
4.34
2.02
0.00
17-Jan-13
0
89.28
3.50
3.28
3.28
0.66
0.00
17-Jan-13
0
88.79
3.27
3.74
3.50
0.70
0.00
18-Jan-13
0
89.92
3.02
2.77
3.27
1.01
0.00
1-Mar-13
519
88.04
3.83
3.59
3.35
1.20
0.00
6-Apr-13
343
85.89
5.05
3.79
4.63
0.63
0.00
28-Jun-13
0
88.21
4.94
2.85
3.42
0.57
0.00
22-Aug-13
0
90.15
4.55
3.22
1.70
0.57
0.08
24-Sep-13
0
90.21
4.52
3.01
1.32
0.75
0.00
25-Nov-13
0
90.09
3.96
2.88
2.16
0.90
0.00
12-Dec-13
10.37
89.95
4.41
2.29
3.17
0.18
0.00
28-Mar-14
9.47
90.29
3.77
2.46
2.90
0.58
0.00
Pada tabel 4.10 menampilan persen dari nilai nilai pada tabel 4.9. sama dengan unit auxiliary transformator (UAT) A, pada UAT B gas dominan adalah CO, dengan rata-rata 89,43% dari tanggal 29 maret 2012 sampai dengan 28 maret 2014. Ini mengindikasi pada UAT B bahwa terjadi pemanasan lebih selulosa.
Dekomposisi Combustible Gas In Oil (%) 100.00 90.29
90.00 80.00 70.00 60.00 50.00 40.00 30.00 20.00 10.00
3.77
2.46
2.90
0.58
0.00 CO
H2
CH4
C2H6
C 2H4
0.00
C2H2
Gambar 4.22 Grafik TDCG dalam persen pada unit auxiliary transformator B
54
4.4.2.3 Ratio’s Roger Methode
Tabel 4.11 Roger’s ratio pada unit auxiliary transformator B
Date
Beban (A)
R1
R2
R3
CH4/H2
C2H2/C2H4
C2H2/CH4
R4
R5
C2H6/C2H2 C2H4/C2H6
CO2/CO
29-Mar-12
566.57
0.20
0.00
0.00
0.00
0.27
5.91
23-Apr-12
434
0.16
0.00
0.00
0.00
0.00
3.42
10-Aug-12
360
0.18
0.00
0.00
0.00
0.00
3.99
1-Dec-12
0
0.48
0.00
0.00
0.00
0.46
5.15
17-Jan-13
0
0.94
0.00
0.00
0.00
0.20
5.45
17-Jan-13
0
1.14
0.00
0.00
0.00
0.20
5.53
18-Jan-13
0
0.92
0.00
0.00
0.00
0.31
6.41
1-Mar-13
519
0.94
0.00
0.00
0.00
0.36
5.87
6-Apr-13
343
0.75
0.00
0.00
0.00
0.14
6.02
28-Jun-13
0
0.58
0.00
0.00
0.00
0.17
5.50
22-Aug-13
0
0.71
0.13
0.02
22.50
0.33
5.41
24-Sep-13
0
0.67
0.00
0.00
0.00
0.57
5.30
25-Nov-13
0
0.73
0.00
0.00
0.00
0.42
4.74
12-Dec-13
10.37
0.52
0.00
0.00
0.00
0.06
5.00
28-Mar-14
9.47
0.65
0.00
0.00
0.00
0.20
5.17
Tabel 4.11 menampilan perbandingan antara 5 fault gas pada roger’s ratio method , roger’s ratio dari tanggal 29 maret 2012 sampai dengan 28 maret 2014
adalah 0 0 0, hanya pada tanggal 17 januari 2013 roger’s ratio adalah 0 2 0 yang menandakan terjadinya thermal fault dengan temparatur berkisar 150°C-300°C pada UAT B. Jika dibandingkan dengan UAT A, UAT B kondisinya lebih stabil dalam roger’s ratio method . Yang perlu diperhatikan pada gambar 4.23, grafik trending rasio CO 2 /CO UAT B adalah pada tanggal 23 april 2012, 10 agustus 2012, dan 25 november 2013. Rasio CO 2 /CO berada antara 3-5 ini menandakan kertas mengalami penurunan kondisi. Jika dibandingkan dengan UAT A, permasalahan rasio CO 2 /CO pada UAT B belum separah yang terjadi pada UAT A.
55
Ratio CO2/CO 7.00 6.00 5.00 4.00 3.00 CO2/CO 2.00 1.00 0.00 7 5 . 6 6 5
4 3 4
0 6 3
0
0
0
0
9 1 5
3 4 3
0
0
0
0
7 3 . 0 1
7 4 . 9
29- 23- 10- 1- 17- 17- 18- 16- 28- 22- 24- 25- 12- 28Mar- Ap r- Au g- Dec- Jan- Jan- Jan- Mar- Ap r- Jun- Au g- Sep- Nov- Dec- Mar12 12 12 12 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 14
Beban (A) Tanggal
Gambar 4.23 Grafik trending ratio CO 2 /CO pada unit auxiliary transformator B
BAB V KESIMPULAN
5.1
Kesimpulan
Dari beberapa referensi yang diperoleh dan survei lapangan selama pelaksanaan
kerja
praktek
studi asesmen
kondisi
minyak transformator
menggunakan analisa Dissolved Gas Analysis di PT. Indonesia Power, dapat diambil beberapa kesimpulan yaitu: 1. General manager memimpin 4 manager yaitu administration manager, maintenance manager, operation manager dan enggineering manager.
2. Condition based maintenance merupakan divisi yang dipimpin oleh departemen engineering. Yang bergerak dibidang pemeliharaan yang melakukan pengecekan secara rutin terhadap kondisi dan performance peralatan penting. Sedangkan departemen maintenance bergerak dibidang perawatan dan perbaikan. 3. PLTU Banten 1 Suralaya 8 beroperasi sangat baik untuk menyediakan kebutuhan listrik untuk masyarakat. Namun karena peralatan PLTU yang kurang baik sehingga sering mengalami masalah. 4. Dissolved
Gas
Analysis
merupakan
analisa
untuk
melihat
ketidaknormalan yang dapat mendeteksi kegagalan berupa: a. Partial discharge b. Discharge of low energy c. Discharge of high energy d. Thermal fault T<300°C e. Thermal fault 300°C700°C 5. Hasil pengujian kondisi minyak pada transformator pada unit auxiliary transformator A dan unit auxiliary transformator B di PLTU Banten 1 Suralaya 8 pada tanggal 28 maret 2014 mengindikasikan terjadinya Overheated Cellulose.
56
DAFTAR PUSTAKA
Chumaidy, Adib. Analisis Kegagalan Minyak Isolasi Pada Transformator Daya Berbasis Kandungan Gas Terlarut. Program Studi Teknik Elektro FTI-
ISTN. Hardityo, Rahmat. (2008). Deteksi Analisis Indikasi Kegagalan Transformator Dengan Metode Analisis Gas Terlarut. Skripsi Departemen Teknik Elektro
Fakultas teknik Universitas Indonesia. Hermawan, Syakur, A., & Iryanto, I. (2011). Analisis Gas Terlarut Pada Minyak Isolasi Transformator Tenaga Akibat Pembebanan Dan Penuaan. Teknik.
Vol. 32, No. 3. Shahsiah, Ahmad. (2009). Condition Monotoring Of Power Transformers Using Dissoslove Gas Analysis (DGA). Exponent Failure Analysis Associates.
57
Lampiran 1 Single Line Diagram PT. Indonesia Power, PLTU Unit 8 UBOH, Suralaya jaringan kelistrikan Under Ground CABLE
500KV GIS
AIS GIS
GT 730MVA 20/500KV
ES DS ES CB ES
20KV IPB
EXCT 6.9MVA 20/0.88KV
GIS AIS
GS
UAT-A 35MVA 20/6KV
UAT-B 35MVA 20/6KV
Generator 625MW, 20KV 3000RPM
S/SAT 45MVA 150/6KV
6KV NPB
Normal Incoming CB A
Stand-by Incoming CB A
Normal Incoming CB B
Stand-by Incoming CB B 6KV UNIT BOARD B
6KV UNIT BOARD A 6kV Station Service A Feeder CB
6kV Station Service A Feeder CB
M M 6KV/400V PC A Transformer
M
M
6KV Motor >200kW
6kV Station Service A Incoming CB
6KV/400V PC B Transformer
6KV Motor >200kW
6KV ST ATI ON B OAR D A
6kV Station Service A Incoming CB
6 KV ST ATIO N BO AR D B
6kV Station Service Tie-bus CB
M
6KV/400V PC Transformer
M
6KV Motor >200kW >250kW
M
6KV/400V PC Transformer
M
6KV Motor >>200kW 250kW
