Buku Pedoman Trafo Arus Final

Buku Pedoman Pemeliharaan
T R A N S F O R M AT O R A R U S
Dokumen nomor : PDM/PGI/02:2014
PT PLN (PERSERO)
Jl Trunojoyo Blok M I/135
JAKARTA
NOMOR : PDM/PGI/02:2014
DOKUMEN
Lampiran Surat Keputusan Direksi
PT PLN (PERSERO)
PT PLN (Persero) No. 0520-2.K/DIR/2014
BUKU PEDOMAN PEMELIHARAAN
TRAFO ARUS (CT)
PT PLN (PERSERO)
JALAN TRUNOJOYO BLOK M-I/135 KEBAYORAN BARU
JAKARTA SELATAN 12160
TRAFO ARUS
Susunan Tim Review KEPDIR 113 & 114 Tahun 2010
Surat Keputusan Direksi PT PLN (Persero) No.0309.K/DIR/2013
Pengarah
: 1. Kepala Divisi Transmisi Jawa Bali
2. Kepala Divisi Transmisi Sumatera
3. Kepala Divisi Transmisi Indonesia Timur
4. Yulian Tamsir
Ketua
: Tatang Rusdjaja
Sekretaris
: Christi Yani
Anggota
: Indra Tjahja
Delyuzar
Hesti Hartanti
Sumaryadi
James Munthe
Jhon H Tonapa
Kelompok Kerja Trafo Arus dan Trafo Tegangan (CT & CVT)
1. Abdul Salam (PLN P3BS)
: Koordinator merangkap anggota
2. Inda Puspanugraha (PLN P3BS)
: Anggota
3. Rikardo Siregar (PLN P3BJB)
: Anggota
4. Musfar Ferdian (PLN P3BJB)
: Anggota
5. Jamrotin Armansyah (PLN Sulselrabar)
: Anggota
Koordinator Verifikasi dan Finalisasi Review KEPDIR 113 & 114 Tahun
2010 (Nota Dinas KDIVTRS JBS Nomor 0018/432/KDIVTRS JBS/2014)
Tanggal 27 Mei 2014
1. Jemjem Kurnaen
2. Sugiartho
3. Yulian Tamsir
4. Eko Yudo Pramono
TRAFO ARUS
DAFTAR ISI
DAFTAR ISI ...................................................................................................................... I
DAFTAR GAMBAR ..........................................................................................................III
DAFTAR TABEL ............................................................................................................. IV
DAFTAR LAMPIRAN ....................................................................................................... V
PRAKATA ....................................................................................................................... VI
TRANSFORMATOR ARUS.............................................................................................. 1
1
PENDAHULUAN ................................................................................................ 1
1.1
Pengertian Trafo Arus......................................................................................... 1
1.2
Fungsi Trafo Arus ............................................................................................... 3
1.3
Jenis Trafo Arus ................................................................................................. 4
1.4
Komponen Trafo Arus........................................................................................10
1.5
Pengenal (Rating) Trafo Arus ............................................................................12
1.5.1
Pengenal Beban (Rated Burden) .......................................................................13
1.5.2
Pengenal Arus Kontinyu (Continuous Rated Current) ........................................13
1.5.3
Pengenal Arus Sesaat (Instantaneous Rated Current) ......................................13
1.5.4
Pengenal Arus Dinamik (Dynamic Rated Current) .............................................14
1.6
Kesalahan Trafo Arus ........................................................................................14
1.6.1
Kesalahan Perbandingan/Rasio.........................................................................14
1.6.2
Kesalahan Sudut Fasa ......................................................................................14
1.7
Kesalahan Komposit (Composite Error).............................................................15
1.8
Ketelitian/Akurasi Trafo Arus .............................................................................15
1.8.1
Batas Ketelitian Arus Primer (Accuracy Limit Primary Current) ..........................15
1.8.2
Faktor Batas Ketelitian (Accuracy Limit Factor/ALF) ..........................................15
1.9
Kelas Ketelitian Trafo Arus Metering..................................................................16
1.10
Kelas Ketelitian Trafo Arus Proteksi...................................................................17
1.10.1 Kelas P ..............................................................................................................17
1.10.2 Kelas PX, PR,TPS,TPX, TPY dan TPZ..............................................................18
1.10.2.1 Kelas PX ...........................................................................................................18
1.10.2.2 Kelas PR ...........................................................................................................18
1.10.2.3 Kelas TPS .........................................................................................................18
1.10.2.4 Kelas TPX (non gapped core) ...........................................................................18
1.10.2.5 Kelas TPY (anti remanence gapped core) .........................................................19
1.10.2.6 Kelas TPZ (linear core)......................................................................................19
1.11
Contoh Perhitungan Kejenuhan Inti ...................................................................20
1.12
Failure Mode and Effect Analysis (FMEA) .........................................................20
2
PEDOMAN PEMELIHARAAN...........................................................................21
2.1
Konsep Asesmen ..............................................................................................21
2.2
In Service Inspection .........................................................................................22
2.2.1
Dielectric............................................................................................................22
2.2.2
Grounding (Pentanahan) Trafo Arus..................................................................22
2.3
In Service Measurement ....................................................................................23
2.3.1
Thermovision .....................................................................................................23
2.4
Shutdown Testing/Measurement .......................................................................23
2.4.1
Tahanan Isolasi .................................................................................................23
2.4.2
Tan Delta...........................................................................................................24
2.4.3
Pengukuran Kualitas Isolasi SF6 .......................................................................28
2.4.4
Pengujian Kualitas Minyak isolasi ......................................................................28
i
TRAFO ARUS
2.4.5
Tahanan Pentahanan........................................................................................ 30
2.4.6
Ratio ................................................................................................................. 30
2.4.7
Pengujian Eksitasi atau Vknee .......................................................................... 31
2.5
Shutdown Treatment ......................................................................................... 32
3
EVALUASI HASIL PEMELIHARAAN DAN REKOMENDASI ........................... 33
3.1
In Service Inspection ......................................................................................... 33
3.2
In Service Measurement ................................................................................... 35
3.2.1
Thermovisi Klem dan Konduktor ....................................................................... 35
3.2.2
Thermovisi Isolator dan Housing CT ................................................................. 36
3.3
Shutdown Testing/ Measurement ...................................................................... 37
3.3.1
Tahanan Isolasi................................................................................................. 37
3.3.2
Tan Delta .......................................................................................................... 37
3.3.3
Kualitas Minyak ................................................................................................. 39
3.3.4
DGA .................................................................................................................. 42
3.3.5
Tahanan Pentanahan........................................................................................ 43
3.3.6
Kualitas Gas SF6 .............................................................................................. 43
3.4
Shutdown Inspection ......................................................................................... 44
4
TABEL URAIAN KEGIATAN PEMELIHARAAN .............................................. 46
DAFTAR ISTILAH........................................................................................................... 66
DAFTAR PUSTAKA ....................................................................................................... 67
ii
TRAFO ARUS
DAFTAR GAMBAR
Gambar 1-1 Rangkaian pada CT ...................................................................................... 1
Gambar 1-2 Rangkaian Ekivalen ...................................................................................... 2
Gambar 1-3 Diagram Fasor Arus dan Tegangan pada Trafo ........................................... 3
Gambar 1-4 Kurva Kejenuhan CT untuk Pengukuran dan Proteksi................................... 4
Gambar 1-5 Luas Penampang Inti Trafo Arus................................................................... 4
Gambar 1-6 Bar Primary................................................................................................... 5
Gambar 1-7 Wound Primary ............................................................................................. 5
Gambar 1-8 Trafo Arus Pemasangan Luar Ruangan ........................................................ 7
Gambar 1-9 rafo Arus Pemasangan Dalam Ruangan ....................................................... 7
Gambar 1-10 Trafo Arus dengan 2 Inti.............................................................................. 8
Gambar 1-11 Trafo Arus dengan 4 Inti.............................................................................. 8
Gambar 1-12 Primer Seri CT rasio 800 / 1 A .................................................................... 9
Gambar 1-13 Primer Paralel CT rasio 1600 / 1 A.............................................................. 9
Gambar 1-14 CT Sekunder 2 Tap....................................................................................10
Gambar 1-15 CT Sekunder 3 Tap....................................................................................10
Gambar 1-16 CT Tipe Cincin ...........................................................................................11
Gambar 1-17 Komponen CT Tipe Cincin .........................................................................11
Gambar 1-18 Komponen CT Tipe Tangki ........................................................................12
Gambar 1-19 Komponen CT Tipe Tangki ........................................................................13
Gambar 1-20 Kesalahan Sudut Trafo Arus ......................................................................15
Gambar 1-21 Kurva Faktor Batas Ketelitian.....................................................................17
Gambar 1-22 Pengaruh Remanansi CT untuk Auto Reclose yang Tepat.........................19
Gambar 2-1 Diagram Konsep Detail Asesmen Kondisi Trafo Arus...................................21
Gambar 2-2 Alat ukur Mega Ohm meter ..........................................................................24
Gambar 2-3 Pengukuran Tahanan Isolasi CT ..................................................................24
Gambar 2-4 Rangkaian Ekivalen Isolasi dan Diagram Phasor Pengujian Tangen Delta ..25
Gambar 2-5 CT Tanpa Test Tap......................................................................................25
Gambar 2-6 Pengujian Mode GST-G pada CT Tanpa Test Tap ......................................26
Gambar 2-7 CT Dengan Test Tap....................................................................................26
Gambar 2-8 Pengujian Mode GST-G pada CT dengan Test Tap.....................................27
Gambar 2-9 Pengujian Mode UST pada CT dengan Test Tap........................................27
Gambar 2-10 Pengujian Mode GST-Guard pada CT dengan Test Tap...........................28
Gambar 2-11 Pengujian Ratio dengan Metode Tegangan ...............................................30
Gambar 2-12 Pengujian Ratio dengan Metode Arus........................................................31
Gambar 2-13 Rangkaian Pengujian Eksitasi....................................................................31
Gambar 2-14 Karakteristik Eksitasi ..................................................................................32
iii
TRAFO ARUS
DAFTAR TABEL
Tabel 1-1 Batas Kesalahan Trafo Arus Metering ............................................................. 16
Tabel 1-2 Batas Kesalahan Trafo Arus Metering ............................................................. 16
Tabel 1-3 Kesalahan Rasio dan Pergeseran Fasa Trafo Arus Proteksi ........................... 17
Tabel 2-1 Shutdown Treatment pada CT......................................................................... 32
Tabel 3-1 Evaluasi dan Rekomendasi In Service Inspection CT...................................... 33
Tabel 3-2 Evaluasi dan Rekomendasi Thermovisi Klem .................................................. 36
Tabel 3-3 Evaluasi dan Rekomendasi Thermovisi Isolator dan Housing CT .................... 36
Tabel 3-4 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tahanan Isolasi................................... 37
Tabel 3-5 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tan Delta ............................................ 38
Tabel 3-6 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Kualitas Minyak................................... 39
Tabel 3-7 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian DGA.................................................... 42
Tabel 3-8 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tahanan Pentanahan.......................... 43
Tabel 3-9 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Kualitas Gas SF6 ................................ 43
Tabel 3-10 Evaluasi dan Rekomendasi Hasil Shutdown Inspection................................. 44
Tabel 4-1 Uraian Kegiatan Pemeliharaan In Service Inspection Transformator Arus....... 46
Tabel 4-2 Uraian Kegiatan Pemeliharaan CT (Lanjutan) ................................................. 46
iv
TRAFO ARUS
DAFTAR LAMPIRAN
Lampiran 1TABEL PERIODE PEMELIHARAAN TRAFO ARUS …………………………. 50
Lampiran 2 FMEA TRAFO ARUS …………………………………………………………….. 54
Lampiran 3 Formulir Check List Inspeksi Level 1 – CT – Mingguan ……………………… 55
Lampiran 4 Formulir Check List Inspeksi Level 1 – CT – Bulanan ………………………...56
Lampiran 5 Formulir Check List Inspeksi Level 1 CT – Tahunan …………………………. 57
Lampiran 6 Formulir Thermovisi CT ………………………………………………………….. 58
Lampiran 7 Formulir Pengujian Tahanan Isolasi CT ………………………………………...59
Lampiran 8 Formulir Pengujian/Pengukuran Tahanan Pentanahan CT …………………. 60
Lampiran 9 Formulir Pengujian/Pengukuran Ratio CT ……………………………………...61
Lampiran 10 Formulir Pengujian/Pengukuran Knee Point CT ……………………………...62
Lampiran 11 Formulir Pengujian Kualitas Minyak Isolasi dan DGA CT …………………...63
Lampiran 12 Formulir Pengukuran Tangen Delta CT ………………………………………. 64
Lampiran 13 Standar Alat Uji CT ………………………………………………………………65
v
TRAFO ARUS
PRAKATA
PLN sebagai perusahaan yang asset sensitive, dimana pengelolaan aset memberi
kontribusi yang besar dalam keberhasilan usahanya, perlu melaksanakan pengelolaan
aset dengan baik dan sesuai dengan standar pengelolaan aset. Parameter Biaya, Unjuk
kerja, dan Risiko harus dikelola dengan proporsional sehingga aset bisa memberikan
manfaat yang maksimum selama masa manfaatnya.
PLN melaksanakan pengelolaan aset secara menyeluruh, mencakup keseluruhan fase
dalam daur hidup aset (asset life cycle) yang meliputi fase Perencanaan, Pembangunan,
Pengoperasian, Pemeliharaan, dan Peremajaan atau penghapusan. Keseluruhan fase
tersebut memerlukan pengelolaan yang baik karena semuanya berkontribusi pada
keberhasilan dalam pencapaian tujuan perusahaan.
Dalam pengelolaan aset diperlukan kebijakan, strategi, regulasi, pedoman, aturan, faktor
pendukung serta pelaksana yang kompeten dan berintegritas. PLN telah menetapkan
beberapa ketentuan terkait dengan pengelolaan aset yang salah satunya adalah buku
Pedoman pemeliharaan peralatan penyaluran tenaga listrik.
Pedoman pemeliharaan yang dimuat dalam buku ini merupakan bagian dari kumpulan
Pedoman pemeliharaan peralatan penyaluran yang secara keseluruhan terdiri atas 25
buku. Pedoman ini merupakan penyempurnaan dari pedoman terdahulu yang telah
ditetapkan dengan keputusan direksi nomor 113.K/DIR/2010 dan 114.K/DIR/2010.
Perubahan atau penyempurnaan pedoman senantiasa diperlukan mengingat perubahan
pengetahuan dan teknologi, perubahan lingkungan serta perubahan kebutuhan
perusahaan maupun stakeholder. Di masa yang akan datang, pedoman ini juga harus
disempurnakan kembali sesuai dengan tuntutan pada masanya.
Penerapan pedoman pemeliharaan ini merupakan hal yang wajib bagi seluruh pihak yang
terlibat dalam kegiatan pemeliharaan peralatan penyaluran di PLN, baik perencana,
pelaksana maupun evaluator. Pedoman pemeliharaan ini juga wajib dipatuhi oleh para
pihak diluar PLN yang bekerjasama dengan PLN untuk melaksanakan kegiatan
pemeliharaan di PLN.
Demikian, semoga kehadiran buku ini memberikan manfaat bagi perusahaan dan
stakeholder serta masyarakat Indonesia.
Jakarta, Oktober 2014
DIREKTUR UTAMA
NUR PAMUDJI
vi
TRAFO ARUS
TRANSFORMATOR ARUS
1
PENDAHULUAN
1.1
Pengertian Trafo Arus
Trafo Arus (Current Transformator - CT) yaitu peralatan yang digunakan untuk melakukan
pengukuran besaran arus pada intalasi tenaga listrik disisi primer (TET, TT dan TM) yang
berskala besar dengan melakukan transformasi dari besaran arus yang besar menjadi
besaran arus yang kecil secara akurat dan teliti untuk keperluan pengukuran dan proteksi.
Prinsip kerja trafo arus adalah sebagai berikut:
Gambar 1-1 Rangkaian pada CT
Untuk trafo yang dihubung singkat :
I1  N1  I 2  N 2
Untuk trafo pada kondisi tidak berbeban:
E1 N1

E2 N 2
Dimana
a
N1
,
N2
I 1  I 2 sehingga N 1  N 2 ,
N 1  jumlah lilitan primer, dan
N 2  jumlah lilitan sekunder.
1
TRAFO ARUS
Rangkaian Ekivalen
Gambar 1-2 Rangkaian Ekivalen
Tegangan induksi pada sisi sekunder adalah
E 2  4, 44  B  A  f  N 2 Volt
Tegangan jepit rangkaian sekunder adalah
E2  I 2  Z 2  Z b  Volt
Z b  Z kawat  Z inst Volt
Dalam aplikasinya harus dipenuhi U 1  U 2
Dimana:
B 
kerapatan fluksi (tesla)
A
luas penampang (m²)
f 
frekuensi (Hz)
N 2  jumlah lilitan sekunder
U1 
tegangan sisi primer
U 2  tegangan sisi sekunder
Z b  impedansi/tahanan beban trafo arus
Z kawat  impedansi/tahanan kawat dari terminasi CT ke instrumen
Z inst  impedansi/tahanan internal instrumen, misalnya relai proteksi atau
peralatan meter
Diagram Fasor Arus dan Tegangan pada Trafo Arus (CT)
2
TRAFO ARUS
Gambar 1-3 Diagram Fasor Arus dan Tegangan pada Trafo
1.2
Fungsi Trafo Arus
Fungsi dari trafo arus adalah:
-
Mengkonversi besaran arus pada sistem tenaga listrik dari besaran primer
menjadi besaran sekunder untuk keperluan pengukuran sistem metering dan
proteksi
-
Mengisolasi rangkaian sekunder terhadap rangkaian primer, sebagai
pengamanan terhadap manusia atau operator yang melakukan pengukuran.
-
Standarisasi besaran sekunder, untuk arus nominal 1 Amp dan 5 Amp
Secara fungsi trafo arus dibedakan menjadi dua yaitu:
a). Trafo arus pengukuran
o Trafo arus pengukuran untuk metering memiliki ketelitian tinggi pada
daerah kerja (daerah pengenalnya) 5% - 120% arus nominalnya
tergantung dari kelasnya dan tingkat kejenuhan yang relatif rendah
dibandingkan trafo arus untuk proteksi.
o Penggunaan trafo arus pengukuran untuk Amperemeter, Watt-meter,
VARh-meter, dan cos  meter.
b). Trafo arus proteksi
 Trafo arus untuk proteksi, memiliki ketelitian tinggi pada saat terjadi
gangguan dimana arus yang mengalir beberapa kali dari arus
pengenalnya dan tingkat kejenuhan cukup tinggi.
 Penggunaan trafo arus proteksi untuk relai arus lebih (OCR dan GFR),
relai beban lebih, relai diferensial, relai daya dan relai jarak.
3
TRAFO ARUS
 Perbedaan mendasar trafo arus pengukuran dan proteksi adalah pada
titik saturasinya seperti pada kurva saturasi dibawah (Gambar 1-4).
Gambar 1-4 Kurva Kejenuhan CT untuk Pengukuran dan Proteksi
–
Trafo arus untuk pengukuran dirancang supaya lebih cepat jenuh
dibandingkan trafo arus proteksi sehingga konstruksinya mempunyai luas
penampang inti yang lebih kecil (Gambar 1-5).
Gambar 1-5 Luas Penampang Inti Trafo Arus
1.3
Jenis Trafo Arus
Jenis trafo arus menurut tipe kontruksi dan pasangannya

Tipe Konstruksi
 Tipe cincin (ring/window type)
 Tipe cor-coran cast resin (mounded cast resin type)
 Tipe tangki minyak (oil tank type)
 Tipe trafo arus bushing

Tipe Pasangan.
 Pasangan dalam (indoor)
4
TRAFO ARUS
 Pasangan luar (outdoor)
Jenis trafo arus berdasarkan konstruksi belitan primer:
o
Sisi primer batang (bar primary)
Gambar 1-6 Bar Primary
o
Sisi tipe lilitan (wound primary)
Gambar 1-7 Wound Primary
5
TRAFO ARUS
Jenis trafo arus berdasarkan konstruksi jenis inti

Trafo arus dengan inti besi
Trafo arus dengan inti besi adalah trafo arus yang umum digunakan pada
arus yang kecil (jauh dibawah nilai nominal) terdapat kecenderungan
kesalahan dan pada arus yang besar (beberapa kali nilai nominal) trafo arus
akan mengalami saturasi.

Trafo arus tanpa inti besi
Trafo arus tanpa inti besi tidak memiliki saturasi dan rugi histerisis,
transformasi dari besaran primer ke besaran sekunder adalah linier di
seluruh jangkauan pengukuran, contohnya adalah koil rogowski (coil
rogowski)
Jenis trafo arus berdasarkan jenis isolasi
Berdasarkan jenis isolasinya, trafo arus terdiri dari:
o
Trafo arus kering
Trafo arus kering biasanya digunakan pada tegangan rendah, umumnya
digunakan pada pasangan dalam ruangan (indoor).
o
Trafo arus cast resin
Trafo arus ini biasanya digunakan pada tegangan menengah, umumnya
digunakan pada pasangan dalam ruangan (indoor), misalnya trafo arus tipe
cincin yang digunakan pada kubikel penyulang 20 kV.
o
Trafo arus isolasi minyak
Trafo arus isolasi minyak banyak digunakan pada pengukuran arus
tegangan tinggi, umumnya digunakan pada pasangan di luar ruangan
(outdoor) misalkan trafo arus tipe bushing yang digunakan pada pengukuran
arus penghantar tegangan 70 kV dan 150 kV.
o
Trafo arus isolasi SF6/compound
Trafo arus ini banyak digunakan pada pengukuran arus tegangan tinggi,
umumnya digunakan pada pasangan di luar ruangan (outdoor) misalkan
trafo arus tipe top-core.
6
TRAFO ARUS
Jenis trafo arus berdasarkan pemasangan
Berdasarkan lokasi pemasangannya, trafo arus dibagi menjadi dua kelompok, yaitu:
o
Trafo arus pemasangan luar ruangan (outdoor)
Trafo arus pemasangan luar ruangan memiliki konstruksi fisik yang kokoh,
isolasi yang baik, biasanya menggunakan isolasi minyak untuk rangkaian
elektrik internal dan bahan keramik/porcelain untuk isolator ekternal.
Gambar 1-8 Trafo Arus Pemasangan Luar Ruangan
o
Trafo arus pemasangan dalam ruangan (indoor)
Trafo arus pemasangan dalam ruangan biasanya memiliki ukuran yang lebih
kecil dari pada trafo arus pemasangan luar ruangan, menggunakan isolator
dari bahan resin.
Gambar 1-9 rafo Arus Pemasangan Dalam Ruangan
Jenis Trafo arus berdasarkan jumlah inti pada sekunder
–
Trafo arus dengan inti tunggal
Contoh: 150 – 300 / 5 A, 200 – 400 / 5 A, atau 300 – 600 / 1 A.
–
Trafo arus dengan inti banyak
7
TRAFO ARUS
Trafo arus dengan inti banyak dirancang untuk berbagai keperluan yang
mempunyai sifat pengunaan yang berbeda dan untuk menghemat tempat.
Contoh:
Trafo arus 2 (dua) inti 150 – 300 / 5 – 5 A (Gambar 1-10).
Penandaan primer: P1-P2
Penandaan sekunder inti ke-1: 1S1-1S2 (untuk pengukuran)
Penandaan sekunder inti ke-2: 2S1-2S2 (untuk relai arus lebih)
Gambar 1-10 Trafo Arus dengan 2 Inti
Trafo arus 4 (empat) inti 800 – 1600 / 5 – 5 – 5 – 5 A (Gambar 1-11).
Penandaan primer: P1-P2
Penandaan sekunder inti ke-1: 1S1-1S2 (untuk pengukuran)
Penandaan sekunder inti ke-2: 2S1-2S2 (untuk relai arus lebih)
Penandaan sekunder inti ke-3: 3S1-3S2 (untuk relai jarak)
Penandaan sekunder inti ke-4: 4S1-4S2 (untuk proteksi rel)
Trafo arus 4 (empat) inti 800 – 1600 / 5 – 5 – 5 – 5 A
Gambar 1-11 Trafo Arus dengan 4 Inti
8
TRAFO ARUS
Jenis trafo arus berdasarkan pengenal
Trafo arus memiliki dua pengenal, yaitu pengenal primer dan sekunder.
Pengenal primer yang biasanya dipakai adalah 150, 200, 300, 400, 600, 800, 900, 1000,
1200, 1600, 1800, 2000, 2500, 3000 dan 3600.
Pengenal sekunder yang biasa dipakai adalah 1 dan 5 A.
Berdasarkan pengenalnya, trafo arus dapat dibagi menjadi:
–
Trafo arus dengan dua pengenal primer
o Primer seri
Contoh: CT 800 – 1600 / 1 A
Untuk hubungan primer seri, maka didapat rasio CT
800 / 1 A, lihat Gambar 1-12 berikut:
Gambar 1-12 Primer Seri CT rasio 800 / 1 A
o Primer paralel
Contoh: CT dengan rasio 800 – 1600 / 1 A
Untuk hubungan primer paralel, maka didapat rasio CT 1600 A
lihat Gambar 1-13 berikut:
Gambar 1-13 Primer Paralel CT rasio 1600 / 1 A
9
TRAFO ARUS
–
Trafo arus multi rasio/sekunder tap
Trafo arus multi rasio memiliki rasio tap yang merupakan kelipatan dari tap
yang terkecil, umumnya trafo arus memiliki dua rasio tap, namun ada juga
yang memiliki lebih dari dua tap (lihat Gambar 1-14 dan 1-15)
Contoh:
– Trafo arus dengan dua tap: 300 – 600 / 5 A
Pada Gambar I-14., S1-S2 = 300 / 5 A, S1-S3 = 600 / 5 A.
– Trafo arus dengan tiga tap: 150 – 300 – 600 / 5 A
Pada Gambar I-15., S1-S2 = 150 / 5 A, S1-S3 = 300 / 5 A, S1-S4 = 600 / 5
A.
Gambar 1-14 CT Sekunder 2 Tap
Gambar 1-15 CT Sekunder 3 Tap
1.4
Komponen Trafo Arus

Tipe cincin (ring/window type) dan Tipe cor-coran cast resin (mounded cast
resin type)
10
TRAFO ARUS
Gambar 1-16 CT Tipe Cincin
Gambar 1-17 Komponen CT Tipe Cincin
Keterangan Gambar:
1. Terminal utama (primary terminal)
2. Terminal sekunder (secondary terminal)
3. Kumparan sekunder (secondary winding)
CT tipe cincin dan cor-coran cast resin biasanya digunakan pada kubikel
penyulang (tegangan 20 kV dan pemasangan indoor). Jenis isolasi pada CT
cincin adalah Cast Resin.
11
TRAFO ARUS

Tipe Tangki
Gambar 1-18 Komponen CT Tipe Tangki
Komponen Trafo arus tipe tangki
1.
Bagian atas Trafo arus (transformator head)
2.
Peredam perlawanan pemuaian minyak (oil resistant expansion bellows)
3.
Terminal utama (primary terminal)
4.
Penjepit (clamps)
5.
Inti kumparan dengan belitan berisolasi utama (core and coil assembly with
primary winding and main insulation)
6.
Inti dengan kumparan sekunder (core with secondary windings)
7.
Tangki (tank)
8.
Tempat terminal (terminal box)
9.
Plat untuk pentanahan (earthing plate)
Jenis isolasi pada trafo arus tipe tangki adalah minyak. Trafo arus isolasi minyak banyak
digunakan pada pengukuran arus tegangan tinggi, umumnya digunakan pada pasangan
di luar ruangan (outdoor) misalkan trafo arus tipe bushing yang digunakan pada
pengukuran arus penghantar tegangan 70 kV, 150 kV dan 500 kV.
1.5
Pengenal (Rating) Trafo Arus
Umumnya sebagian data teknis trafo arus dituliskan pada nameplate, seperti data rated
burden, rated current, instantaneous rated current dan yang lainnya seperti ditunjukan
pada Gambar 1-19.
12
TRAFO ARUS
Gambar 1-19 Komponen CT Tipe Tangki
Keterangan Gambar:
A = Pengenal Arus Kontinyu (Continuous Rated Current)
B = Pengenal Beban (Rated Burden)
C = Ketelitian/Akurasi Trafo Arus
D = Pengenal Arus Sesaat (Instantaneous Rated Current)
E = Pengenal Arus Dinamik (Dynamic Rated Current)
1.5.1
Pengenal Beban (Rated Burden)
Pengenal beban adalah pengenal dari beban trafo arus dimana akurasi trafo arus masih
bisa dicapai dan dinyatakan dalam satuan VA. Umumnya bernilai 2.5, 5, 7.5, 10, 15, 20,
30 dan 40 VA.
1.5.2
Pengenal Arus Kontinyu (Continuous Rated Current)
Pengenal arus kontinyu adalah arus primer maksimum yang diperbolehkan mengalir
secara terus-menerus (arus nominal). Umumnya dinyatakan pada pengenal trafo arus,
contoh: 300/5 A.
1.5.3
Pengenal Arus Sesaat (Instantaneous Rated Current)
Pengenal arus sesaat atau sering disebut short time rated current adalah arus primer
maksimum (dinyatakan dalam nilai rms) yang diperbolehkan mengalir dalam waktu
tertentu dengan sekunder trafo arus terhubung singkat sesuai dengan tanda pengenal
trafo arus (nameplate), contoh: Ith = 31.5 kA/1 s.
13
TRAFO ARUS
1.5.4
Pengenal Arus Dinamik (Dynamic Rated Current)
Pengenal arus dinamik adalah perbandingan
I peak
I rated
, dimana Ipeak adalah arus puncak
primer maksimum trafo arus yang diijinkan tanpa menimbulkan kerusakan dan Irated adalah
arus nominal primer trafo arus, contoh: Idyn = 40 kA.
1.6
Kesalahan Trafo Arus
Pada trafo arus dikenal 2 jenis kesalahan, yaitu:
1.6.1
Kesalahan Perbandingan/Rasio
Kesalahan perbandingan/rasio trafo arus berdasarkan IEC–60044-1 Edisi 1.2 tahun 2003
adalah kesalahan besaran arus karena perbedaan rasio pengenal trafo arus dengan rasio
sebenarnya dinyatakan dalam:

dimana
1.6.2
Kn  IS  IP
100 % ,
IP

= kesalahan rasio trafo arus (%)
Kn
= pengenal rasio trafo arus
IP
= arus primer aktual trafo arus (A) dan
IS
= arus sekunder aktual trafo arus (A)
Kesalahan Sudut Fasa
Kesalahan sudut fasa adalah kesalahan akibat pergeseran fasa antara arus sisi primer
dengan arus sisi sekunder. Kesalahan sudut fasa akan memberikan pengaruh pada
pengukuran berhubungan dengan besaran arus dan tegangan, misalnya pada
pengukuran daya aktif maupun daya reaktif, pengukuran energi dan relai arah.
Pemeriksaan ini umumnya dilakukan pada saat komisioning atau saat investigasi.
Batasan maksimum nilai kesalahan sudat fasa berdasarkan persentase pembebanan dan
kelas CT metering dapat dilihat pada Tabel 1 dan Tabel 2, sedangkan untuk kelas CT
proteksi dapat dilihat pada Tabel 3.
Kesalahan sudut fasa dibagi menjadi dua nilai, yaitu:

Bernilai positif (+) jika sudut fasa IS mendahului IP

Bernilai negatif (–) jika sudut fasa IS tertinggal IP
14
TRAFO ARUS
Gambar 1-20 Kesalahan Sudut Trafo Arus
1.7
Kesalahan Komposit (Composite Error)
Kesalahan komposit (%) berdasarkan IEC–60044-1 Edisi 1.2 tahun 2003 merupakan nilai
rms dari kesalahan trafo arus yang ditunjukkan oleh persamaan berikut:
T
dimana
1.8
EC 
100 1
2

  K T  iS  iP  dt
IP
T 0
EC
= kesalahan komposit (%)
IP
= arus primer (A)
T
= periode (detik)
KT
= pengenal rasio trafo arus
iS
= arus sesaat sekunder (A) dan
iP
= arus sesaat primer (A)
Ketelitian/Akurasi Trafo Arus
Ketelitian trafo arus dinyatakan dalam tingkat kesalahannya. Semakin kecil kesalahan
sebuah trafo arus, semakin tinggi tingkat ketelitian/akurasinya.
1.8.1
Batas Ketelitian Arus Primer (Accuracy Limit Primary Current)
Batas ketelitian arus primer adalah batasan kesalahan arus primer minimum dimana
kesalahan komposit dari trafo arus sama atau lebih kecil dari 5% atau 10% pada saat
sekunder dibebani arus pengenalnya.
1.8.2
Faktor Batas Ketelitian (Accuracy Limit Factor/ALF)
Faktor batas ketelitian disebut juga faktor kejenuhan inti adalah batasan perbandingan
nilai arus primer minimum terhadap arus primer pengenal dimana kesalahan komposit
15
TRAFO ARUS
dari trafo arus sama atau lebih kecil dari 5% atau 10% pada sekunder yang dibebani arus
pengenalnya. ALF merupakan perbandingan dari
I primer
I rated
Contoh:
CT 5P20 dengan rasio 300 / 1 A, artinya Accuracy Limit Factor (ALF) = 20, maka batas
ketelitian trafo arus tersebut adalah
≤ 5% pada nilai 20 x Arus pengenal primer atau
≤ 5% * 300 A pada pengukuran arus primer 20 * 300 A, atau
≤15 A pada pengukuran arus primer 6000 A
1.9
Kelas Ketelitian Trafo Arus Metering
Trafo arus metering memiliki ketelitian tinggi untuk daerah pengukuran sampai 1,2 kali
nominalnya. Daerah kerja trafo arus metering antara: 0.1 – 1.2 x IN trafo arus.
Kelas ketelitian trafo arus metering dinyatakan dalam prosentase kesalahan rasio
pengukuran baik untuk arus maupun pergeseran sudut fasa, seperti pada Tabel 1 dan 2
di bawah.
Tabel 1-1 Batas Kesalahan Trafo Arus Metering
+/- % Kesalahan Rasio
Arus pada % dari
Arus Pengenal
Kelas
Ketelitian
5
+/- Pergeseran Fase pada
% dari Arus Pengenal
Menit (1/60 derajat)
20
100
120
5
20
100
120
0,1
0,4
0,2
0,1
0,1
15
8
5
5
0,2
0,75
0,35
0,2
0,2
30
15
10
10
0,5
1,5
0,75
0,5
0,5
90
45
30
30
1,0
3,0
1,5
1,0
1,0
180
90
60
60
Tabel 1-2 Batas Kesalahan Trafo Arus Metering
+/- % Kesalahan Rasio
Arus pada % dari
Arus Pengenal
Kelas
Ketelitian
+/- Pergeseran Fase pada
% dari Arus Pengenal
Menit (1/60 derajat)
1
5
20
100
120
1
5
20
100
120
0,2S
0,75
0,35
0,2
0,2
0,2
30
15
10
10
10
0,5S
1,5
0,75
0,5
0,5
0,5
90
45
30
30
30
16
TRAFO ARUS
Contoh pembacaan kedua tabel di atas adalah sebagai berikut:
Trafo arus dengan spesifikasi sebagai berikut; ratio 300/5 A, klas 0,2 dan dibebani
sebesar 60 Amp (20% In), maka kesalahan maksimum ratio arus yang diijinkan adalah ±
0,35% dan pergeseran maksimum fasa sebesar ± 15/60 derajat atau 0,25 derajat.
Gambar 1-21 Kurva Faktor Batas Ketelitian
1.10
Kelas Ketelitian Trafo Arus Proteksi
1.10.1 Kelas P
CT yang mempunyai batas ketelitian berdasarkan kesalahan komposit yang ditentukan
dalam keadaan steady state arus primer simetris. Kelas ketelitian trafo arus proteksi
dinyatakan dalam pengenal sebagai berikut: 15 VA, 10P20.
15 VA
= Pengenal beban (burden) trafo arus, sebesar 15 VA
10 P
= Kelas proteksi, kesalahan komposit 10% pada pengenal batas
akurasi
20
= Accuracy Limit Factor, batas ketelitian trafo arus s.d. 20 kali arus
pengenal
Tabel 1-3 Kesalahan Rasio dan Pergeseran Fasa Trafo Arus Proteksi
Kelas
Ketelitian
Pada Arus Pengenal
Kesalahan Rasio
(%)
Kesalahan Sudut
(menit)
5P
±1
10P
±3
± 60
-
17
Kesalahan Komposit
pada batas ketelitian
Arus Primer Pengenal
(%)
5
10
TRAFO ARUS
1.10.2 Kelas PX, PR,TPS,TPX, TPY dan TPZ
Trafo arus yang mempunyai sirkit tanpa ataupun dengan celah udara serta mempunyai
tipikal konstanta waktu sekunder, dikelompokkan sebagai berikut:
1.10.2.1
Kelas PX
Trafo arus yang harus memiliki kebocoran reaktansi rendah dan informasi khusus seperti
ratio, tegangan knee point, arus eksitasi maksimum dan secondary circuit resistance
(Rct).
1.10.2.2
Kelas PR
Trafo arus yang sama dengan kelas P tetapi mempunyai remanensi rendah.
1.10.2.3
Kelas TPS
Trafo arus yang mempunyai kebocoran fluksi rendah dimana unjuk kerjanya ditentukan
oleh kurva magnetisasi (V knee), arus magnetisasi, serta tahanan belitan sekunder. Tidak
ada batasan untuk remanensi fluksi. Trafo arus TPS adalah trafo arus tanpa celah udara
sehingga kebocoran fluksi yang kecil. Tipe ini juga bersesuaian dengan Trafo Arus kelas
X menurut British Standart 3938 tahun 1973 yang direkomendasikan untuk relai
Differential.
1.10.2.4
Kelas TPX (non gapped core)
Trafo arus yang mempunyai batas ketelitian berdasarkan kesalahan komposit yang
ditentukan selama siklus kerja transien dan tidak ada batasan untuk remanensi fluksi.
Trafo arus TPX adalah trafo arus tanpa celah udara dengan konstanta waktu lebih lama
dari 5 detik, umumnya 5 s.d. 20 detik. Trafo arus jenis ini mempunyai ketelitian tinggi, arus
magnetisasi yang sangat rendah, presisi pada transformasi komponen AC dan DC.
– Cocok untuk semua jenis proteksi
– Faktor remenensi KR  0.8
– Trafo arus jenis ini mempunyai inti yang besar sehingga berat dan mahal
– Dapat dikombinasikan dengan trafo arus jenis TPY
– Pengguna (user) harus menyertakan nilai minimum dari Vknee dan nilai rms
maksimum dari arus eksitasi
– Trafo arus jenis TPX ini pada umumnya digunakan pada sistem tegangan
tinggi/tegangan ekstra tinggi untuk proteksi: Busbar, CCP, dan REF
18
TRAFO ARUS
1.10.2.5
Kelas TPY (anti remanence gapped core)
Trafo arus yang memiliki batas ketelitian berdasarkan kesalahan nilai maksimum sesaat
selama siklus kerja transien. Remanensi fluksi tidak melebihi 10% dari nilai kejenuhan
(saturasi). Trafo arus TPY adalah trafo arus yang memiliki celah udara kecil (pada inti)
dengan konstanta waktu 0.2 s.d. 5 detik. Trafo arus jenis ini hampir sama dengan trafo
arus jenis TPX namun transformasi komponen DC tidak seteliti trafo arus TPX.
– Kesalahan transien lebih besar pada konstanta waktu yang kecil
– Faktor remenensi KR < 0.1
– Trafo arus jenis ini mempunyai inti yang besar sehingga berat dan mahal
– Cocok untuk semua jenis proteksi
– Toleransi konstanta waktu sekunder  20 % jika Ts < 2 detik dan CT
digunakan untuk proteksi penghantar (LP) tegangan ekstra tinggi
1.10.2.6
Kelas TPZ (linear core)
Trafo arus yang memiliki batas ketelitian yang ditentukan berdasarkan kesalahan nilai
maksimum sesaat komponen bolak balik selama energisasi yang tunggal dengan nilai dc
offset yang maksimum pada konstanta waktu rangkaian sekunder tertutup. Trafo arus
TPZ adalah trafo arus yang memiliki celah udara besar (pada inti) dengan konstanta
waktu 60 milidetik ±10%.
Arus magnetisasi 53% dari arus sekunder pada keadaan tunak (steady state).
– Faktor remenensi KR  0
– Ukuran core 1/3 dari tipe TPX dan TPY untuk keperluan yang sama,
– Hanya dapat dikombinasikan dengan trafo arus jenis TPZ saja.
600
500
400
i03b
n , m 300
200
100
0
0.001
0.501 1.001 1.501 2.001 2.501 3.001 3.501 4.001
t
4.5
5
5.5
6
6.5
7
m
Gambar 1-22 Pengaruh Remanansi CT untuk Auto Reclose yang Tepat
19
7.5
8
TRAFO ARUS
1.11
Contoh Perhitungan Kejenuhan Inti
Diketahui arus hubung singkat maksimum IF max = 7266 A, rasio CT 1000 /5 A dan kelas
10P20, burden 7.5 VA.
CT tersebut dihubungkan pada rangkaian relai proteksi dengan nilai tahanan internal RCT
= 0.26 , Rrelai = 0.02 , Rkawat = 0.15 
Perhitungan untuk relai arus lebih:

tegangan pada sisi sekunder CT adalah:
VS  I F  RCT  Rrelai  Rkawat  Volt
VS  7226 
5
 0.26  0.02  0.15 Volt
1000
VS  15.54 Volt

tegangan knee (V knee) CT adalah:
 VA

Vk  
 RCT  I n   ALF
 In

Volt
 7.5

Vk  
 0.26  5   20 Volt
 5

Vk  56 Volt
*
1.12
Vk >VS –– dengan demikian CT masih memenuhi kebutuhan
Failure Mode and Effect Analysis (FMEA)
FMEA merupakan suatu metode untuk menganalisa penyebab kegagalan pada suatu
peralatan. Pada buku pedoman pemeliharaan ini, FMEA menjadi dasar utama yang
digunakan untuk menentukan komponen yang akan diperiksa dan dipelihara. Proses
pembuatan FMEA dapat dilakukan dengan cara sebagai berikut:
a)
Mendefinisikan sistem (peralatan) dan fungsinya.
Didefenisikan sebagai kumpulan komponen yang secara bersama-sama
bekerja membentuk satu fungsi atau lebih.
b)
Menentukan sub sistem dan fungsi tiap subsistem
20
TRAFO ARUS
Didefenisikan sebagai peralatan dan/atau komponen yang bersama-sama
membentuk satu fungsi. Dari fungsinya subsistem berupa unit yang berdiri
sendiri dalam suatu sistem.
c)
Menentukan functional failure tiap subsistem
Didefenisikan sebagai ketidakmampuan suatu asset untuk dapat bekerja
sesuai fungsinya sesuai standar unjuk kerja yang dapat diterima pemakai.
d)
Menentukan failure mode tiap subsistem
Didefenisikan sebagai setiap kejadian yang mengakibatkan functional failure.
FMEA CT yang telah disusun terdiri dari sub sistem, penjabaran fungsi tiap sub sistem,
functional failure tiap sub sistem dan failure mode. FMEA lengkap untuk CT dapat dilihat
pada Lampiran-2.
2
PEDOMAN PEMELIHARAAN
2.1
Konsep Asesmen
Secara umum kondisi CT ditentukan oleh kondisi dari setiap subsistemnya. Informasi
tentang setiap subsistem diperoleh melalui Inspeksi Level 1, Inspeksi Level 2 dan
Inspeksi Level 3. Kontribusi dari masing-masing faktor penentu ditentukan oleh hasil
FMECA. Konsep umum asesmen ini diperlihatkan di gambar berikut:
Gambar 2-1 Diagram Konsep Detail Asesmen Kondisi Trafo Arus
21
TRAFO ARUS
Keterangan Gambar:
FMECA = Failure Mode Effect and Criticality Analysis
CCU
= current carrying unit (komponen utamanya kumparan primer dan
kumparan sekunder)
2.2
WF1
= weighting factor masing-masing inspeksi untuk sub sistem tertentu
WF2
= weighting factor masing-masing sub sistem
DL1
= diagnosa level 1
In Service Inspection
In Service Inspection adalah kegiatan pengamatan visual pada bagian-bagian peralatan
terhadap adanya anomali yang berpotensi menurunkan unjuk kerja peralatan atau
merusak sebagian/keseluruhan peralatan.
2.2.1
Dielectric
Dalam hal ini dilakukan pemeriksaan dalam keadaan beroperasi dengan cara melihat
visual kecukupan dari media Dielectric CT melalui:
A. Memeriksa level ketinggian minyak CT pada gelas penduga
B. Memeriksa tekanan gas N2 melalui manometer yang terpasang di CT
(indikator berupa angka)
C. Memeriksa tekanan gas SF6 melalui manometer yang terpasang di CT
(indicator berupa angka)
D. Rembesan/kebocoran minyak CT
E. Isolator porcelain
F.
2.2.2
Dilakukan pemeriksaan isolator porcelain secara visual. Beberapa hal yang
diamatai pada bagian isolator porselin adalah keretakan, flek, pecah dan
kelainan lainnya.
Grounding (Pentanahan) Trafo Arus
Inspeksi pentanahan trafo arus yang dilakukan adalah memastikan bahwa kawat
pentanahan masih terpasang dan memastikan kawat pentanahan yang terpasang tidak
longgar atau rusak.
22
TRAFO ARUS
2.3
In Service Measurement
In Service Measurement adalah kegiatan pengukuran/pengujian yang dilakukan pada
saat peralatan sedang dalam keadaan bertegangan/beroperasi.
2.3.1
Thermovision
Thermovision merupakan aktifitas pengukuran yang dilakukan untuk mengetahui
temperatur suatu objek yang sedang diamati. Alat yang umumnya digunakan mampu
menampilkan gambar suatu objek berdasarkan pencitraan temperaturnya. Tinggi
rendahnya temperatur berdasarkan warna hasil pencitraan.
Pada praktek dilapangan, aktifitas ini sangat membantu untuk mengamati bagian
peralatan yang bertemperatur tinggi akibat losses atau rugi-rugi. Semakin tinggi rugi-rugi,
maka semakin tinggi pula temperatur yang akan dihasilkan. Pengamatan thermovisi pada
CT dilakukan pada:

Konduktor dan klem CT, dalam hal ini termasuk juga CT 20 kV yang
terpasang di sel 20 kV. Hal ini bertujuan untuk mengetahui perbedaan suhu
antara konduktor dan klem CT. Pada beberapa kasus, thermovisi tidak dapat
dilakukan untuk memonitor CT 20 kV karena design kubikel, maka
monitoring temperatur dapat dilakukan dengan menggunakan thermostrip.
Monitoring ini dilakukan bulanan.

Isolator dan housing CT. Hal ini bertujuan untuk mengetahui adanya
kelainan/hotspot di dalam CT. Monitoring ini dilakukan bulanan.
Pada kondisi khusus thermovisi juga harus dilakukan pada instalasi yang baru beroperasi,
sebelum dan pasca dilakukan perbaikan/pemeliharaan, adanya pengalihan beban akibat
aktifitas pemeliharaan atau gangguan dan pada trafo arus yang berdasarkan hasil
pengujian sudah mengalami pemburukan.
2.4
Shutdown Testing/Measurement
Shutdown testing/measurement adalah pekerjaan pengujian yang dilakukan pada saat
peralatan dalam keadaan padam. Pekerjaan ini dilakukan pada saat pemeliharaan rutin
maupun pada saat investigasi ketidaknormalan.
2.4.1
Tahanan Isolasi
Pengujian tahanan isolasi berfungsi untuk mengetahui kualitas tahanan isolasi pada trafo
arus baik antar belitan maupun antara belitan dan ground. Pengujian ini dilakukan dengan
cara memberikan tegangan DC kepada media isolasi yang akan diukur tahanannya yaitu
sebesar 5 kV untuk sisi primer dan 500 V untuk sisi sekunder. Dengan mengukur arus
bocor yang melewati media isolasi, maka akan didapatkan nilai tahanan isolasi dalam
satuan mega ohm. Alat yang digunakan untuk pengujian tahanan isolasi adalah Mega
Ohm meter, seperti dapat dilihat pada Gambar 2-2.
23
TRAFO ARUS
Gambar 2-2 Alat ukur Mega Ohm meter
Untuk mendapatkan hasil pengujian yang akurat, pencatatan hasil pengukuran dilakukan
setelah 60 detik dan tidak perlu dilakukan perhitungan IP. Ilustrasi pengujian tahanan
isolasi CT dapat dilihat pada Gambar 2-3.
Gambar 2-3 Pengukuran Tahanan Isolasi CT
2.4.2
Tan Delta
Secara umum, pengujian ini dilakukan untuk mengetahui nilai faktor dissipasi material
isolasi. Penurunan kualitas isolasi akan menyebabkan nilai tangen delta semakin tinggi.
Selain nilai tangen delta, nilai kapasitansi juga terukur. Peningkatan nilai dari kapasitansi
mengindikasikan kerusakan pada isolasi kertas. Kasus yang umum terjadi adalah hubung
singkat antar lapisan kapasitor yang ditandai dengan meningkatnya nilai kapasitansi.
Di bawah merupakan gambar rangakaian ekivalen dari sebuah isolasi dan diagram
phasor arus kapasitansi dan arus resistif dari sebuah isolasi. Besarnya sudut 
dipengaruhi oleh besarnya IC dan IR. Nilai tangen delta diperoleh dari ratio antara IR dan
IC. Pada isolasi yang sempurna, sudut  akan mendekati nol. Membesarnya sudut 
mengindikasikan meningkatnya arus resistif yang melewati isolasi yang berarti
kontaminasi. Semakin besar sudut semakin buruk kondisi isolasi.
24
TRAFO ARUS
Pengujian tangen delta dapat dilakukan dengan beberapa variasi yaitu pengukuran
tangen delta pada level tegangan yang berbeda atau dilakukan pada frekuensi yang
berbeda. Pengukuran tangen delta dengan variasi tegangan lebih mudah dilakukan,
terlebih tidak diperlukan peralatan lain. Untuk keseragaman, sebaiknya variasi tegangan
yang dipilih adalah 2kV, 4kV, 6kV, 8kV dan 10kV. Kedua variasi ini dilakukan sebagai
tindak lanjut awal jika ditemukan nilai tangen delta yang mendekati 1%.
Gambar 2-4 Rangkaian Ekivalen Isolasi dan Diagram Phasor Pengujian Tangen Delta
Pengukuran tan delta pada CT dilakukan dengan menginjeksikan tegangan 10 kV pada
sisi primer yang di hubung singkat.
A. CT tanpa test tap
Gambar 2-5 CT Tanpa Test Tap
25
TRAFO ARUS
Mode GST-G
Gambar 2-6 Pengujian Mode GST-G pada CT Tanpa Test Tap
Pengujian dengan mode GST-Ground pada CT tanpa test tap bertujuan untuk
mengetahui nilai tan delta overall (secara umum). Pengujian ini dapat dilakukan tanpa
melepas rangkaian sekunder. Tegangan uji yang digunakan adalah 10 kV.
B. CT dengan Test Tap
Gambar 2-7 CT Dengan Test Tap
26
TRAFO ARUS
Mode GST-G
Gambar 2-8 Pengujian Mode GST-G pada CT dengan Test Tap
Mode UST
Gambar 2-9 Pengujian Mode UST pada CT dengan Test Tap
27
TRAFO ARUS
Mode GST - Guard
Gambar 2-10 Pengujian Mode GST-Guard pada CT dengan Test Tap
Pengujian Tan delta pada CT yang memiliki test tap dilakukan tiga kali pengujian yaitu
GST-G, UST dan GST-Guard.
2.4.3

GST-G, bertujuan untuk mengukur nilai tan delta dan kapasitansi secara
umum (overall) dengan menggunakan tegangan uji 10 Kv

UST, bertujuan untuk mengukur nilai tan delta kapasitansi C1 dengan
menggunakan tegangan uji 10 kV

GST-guard, bertujuan untuk mengukur nilai tan delta kapasitansi C2 dengan
menggunakan menggunakan tegangan uji maksimal 500 V.
Pengukuran Kualitas Isolasi SF6
Selain media minyak atau isolasi kertas, SF6 juga digunakan sebagai media isolasi pada
CT. Untuk mengetahui kondisi isolasi, perlu dilakukan pengujian kualitas isolasi SF6 yang
terdiri dari pengujian tingkat kemurnian gas (purity), kelembaban gas (dew point atau
moisture content) dan decomposition product. Pengujian kualitas gas pada CT belum
umum untuk dilakukan di PLN. Untuk mengetahui langkah yang paling optimum untuk
dilakukan pada CT berisolasi untuk sementara ini belum dapat dijelaskan. Mengingat
bahwa volum gas yang terdapat pada CT tidak banyak. Namun untuk mengetahui kondisi
awal, perlu dilakukan pengujian kualitas gas.
2.4.4
Pengujian Kualitas Minyak isolasi
Berdasarkan standard IEC 60422 “Mineral insulating oils in electrical equipment
supervision and maintenance guide” , Trafo arus (CT) masuk dalam kategori D
(instrument/protection transformer >170 kV) dan kategori E (instrument/protection
transformer ≤ 170 kV). Pengujian Kualitas minyak pada trafo instrument hanya dapat
28
TRAFO ARUS
dilakukan pada trafo instrument jenis nonhermetically sealed. Pengujian kualitas isolasi
dilakukan pada kondisi khusus, misalnya tujuan investigasi atau jika deperlukan yaitu jika
ditemukan anomali pada CT. Pengambilan sample dilakukan dengan berkonsultasi
terlebih dahulu dengan manufacturer atau mengacu pada manual instruction daripabrikan
masing-masing CT.
Pengujian kualitas minyak isolasi CT sesuai standard IEC 60422 meliputi:
A. Pengujian Break Down Voltage (BDV)
Pengujian tegangan tembus dilakukan untuk mengetahui kemampuan minyak
isolasi dalam menahan stress tegangan. Pengujian ini dapat menjadi indikasi
keberadaan kontaminan seperti kadar air dan partikel. Rendahnya nilai tegangan
tembus dapat mengindikasikan keberadaan salah satu kontaminan tersebut, dan
tingginya tegangan tembus belum tentu juga mengindikasikan bebasnya minyak
dari semua jenis kontaminan.
B. Pengujian Water Content
Pengujian kadar air untuk mengetahui seberapa besar kadar air yang
terlarut/terkandung di minyak. Menurut standar IEC 60422 perlu dilakukan
koreksi hasil pengujian kadar air terhadap suhu 20 oC yaitu dengan mengalikan
hasil pengujian dengan faktor koreksi f.
Dimana :
f  2,24e 0,04ts
Ket:
f= faktor koreksi
ts = Suhu minyak pada waktu diambil (sampling)
C. Pengujian Acidity
Minyak yang rusak akibat teroksidasi akan menghasilkan senyawa asam yang
akan menurunkan kualitas isolasi kertas pada trafo arus. Asam ini juga dapat
menjadi penyebab proses korosi pada tembaga dan bagian trafo yang terbuat
dari bahan metal.
D. Pengujian Dielectric Disspation Factor
Pengujian ini bertujuan mengukur arus bocor melalui minyak isolasi, yang secara
tidak langsung mengukur seberapa besar pengotoran atau pemburukan yang
terjadi.
E. Pengujian Interfacial Tension
Pengujian IFT antara minyak dengan air dimaksudkan untuk mengetahui
keberadaan polar contaminant yang larut dan hasil proses pemburukan.
29
TRAFO ARUS
Karakteristik dari IFT akan mengalami penurunan nilai yang sangat drastis
seiring tingginya tingkat penuaan pada minyak isolasi. IFT juga dapat
mengindikasi masalah pada minyak isolasi terhadap material isolasi lainnya.
F. Pengujian Dissolved Gas Analysis (DGA)
Pengujian Dissolved Gas Analysis (DGA) adalah merupakan suatu tool diagnosa
untuk mendeteksi dan mengevaluasi gangguan pada peralatan tenaga listrik
dengan cara mengukur beberapa kandungan gas di dalam minyak isolasi
meliputi gas: Nitrogen (N2), Oxygen (O2), Hydrogen (H2), Carbon monoxide
(CO), Carbon dioxide (CO2), Methane (CH4), Ethane (C2H6), Ethylene (C2H4)
dan Acetylene (C2H2). Mengacu pada standard IEC 60599 “Mineral oilimpragnated electrical equipment in service-Guide to interpretation of Dissolved
and free gas analysis” , kelainan dalam peralatan trafo instrument dapat dideteksi
dengan menggunakan DGA.
Dalam pelaksanaannya, pengujian ini dilakukan pada kondisi khusus, misalnya untuk
tujuan investigasi, yaitu jika ditemukan kelainan atau anomali pada CT.
2.4.5
Tahanan Pentahanan
Pengukuran besarnya tahanan pentanahan menggunakan alat uji tahanan pentanahan.
Nilai tahanan pentanahan mempengaruhi keamanan personil terhadap bahaya tegangan
sentuh.
2.4.6
Ratio
Pengukuran ratio bertujuan untuk membandingkan nilai ratio hasil pengukuran dengan
nilai pada nameplate.
Gambar 2-11 Pengujian Ratio dengan Metode Tegangan
Pada sisi sekunder diinjeksikan tegangan yang sesuai, dibawah tegangan saturasi (knee
voltage) dan pada sisi primer diukur tegangan menggunakan voltmeter skala rendah
dengan impedansi tinggi (20 000 Ω/V atau lebih). Ratio belitan mendekati sama dengan
ratio tegangan yaitu membandingkan tegangan di sisi primer dengan tegangan disisi
sekunder.
30
TRAFO ARUS
Gambar 2-12 Pengujian Ratio dengan Metode Arus
Pengujian ini menggunakan alat uji injeksi arus (high current test injection), dilakukan
dengan mengatur catu daya pada alat uji sesuai dengan nilai yang diinginkan serta
mencatat arus pada sisi sekunder kedua CT. rasio dari CT adalah sama dengan rasio dari
CT referensi yang dikalikan rasio antara arus sisi sekunder CT referensi dengan arus sisi
sekunder CT yang diuji, seperti persamaan:
2.4.7
NT
: Rasio CT yang diuji
NR
: Rasio CT referensi
IR
: Arus CT referensi
IT
: Arus CT yang diuji (~ nominal)
Pengujian Eksitasi atau Vknee
Tujuan dari pengujian ini adalah untuk mengetahui karakteristik eksitasi dari trafo arus.
Karakteristik eksitasi adalah suatu grafik yang menggambarkan hubungan antara arus
eksitasi dan tegangan rms yang diterapkan pada sisi sekunder CT dalam kondisi sisi
primer open circuit. Dalam kurva karakteristik eksitasi dapat diketahui tegangan knee dari
suatu CT maka dapat dipastikan bahwa CT tidak mengalami kejenuhan saat arus primer
sama dengan arus hubung singkat tertinggi.
Gambar 2-13 Rangkaian Pengujian Eksitasi
31
TRAFO ARUS
Gambar 2-14 Karakteristik Eksitasi
2.5
Shutdown Treatment
Shutdown Treatment adalah pekerjaan untuk memperbaiki anomali yang ditemukan pada
saat In Service Inspection/ measurement atau menindaklanjuti Shutdown Testing/
Measurement
Tabel 2-1 Shutdown Treatment pada CT
No
Peralatan yg Dipelihara
Cara Pemeliharaan
Bersihkan Box Terminal
1
Standar Hasil
Bersih
Box Terminal
Periksa gasket / karet tutup Rapat & Tidak
Box Terminal
Bocor
Periksa gland kabel entry
Rapat
Buka tutup Box Terminal & Bersih
32
TRAFO ARUS
No
Peralatan yg Dipelihara
Cara Pemeliharaan
Standar Hasil
bersihkan bagian dalam.
2
Bersihkan terminal & kabel
Bersih
Baut-baut Terminal Utama
konektor
dan Pentanahan serta
baut wiring dalam Box
Pengencangan
baut-baut
Terminal
Kencang
terminal
3
Limit Switch Indikator dan
Uji fungsi
Alarm low presure SF6
4
Bersihkan
Isolator
Isolator dan housing CT
housing CT serta
serta kaca penduga
penduga
Trip dan
Indikasi
dan
kaca Bersih
3
EVALUASI HASIL PEMELIHARAAN DAN REKOMENDASI
3.1
In Service Inspection
Tabel 3-1 Evaluasi dan Rekomendasi In Service Inspection CT
No
Item Inspeksi
Level minyak
Hasil Inspeksi
Rekomendasi
- Pastikan
kondisi
indikator
ketinggian minyak normal/tidak
normal
- Periksa apakah ada kebocoran
minyak
Minimum
1.
- Lakukan langkah seperti pada item
3 tabel ini
- Pastikan kondisi indikator
ketinggian minyak normal/tidak
normal
- Pastikan
bahwa
tidak
ada
kontaminasi air dari luar
- Periksa kondisi seal, jika kondisi
seal sudah fatik maka lakukan
Maksimum
33
TRAFO ARUS
No
Item Inspeksi
Hasil Inspeksi
Rekomendasi
penggantian seal dan penggantian
minyak
sesuai
manual
instrcuction/hubungi manufacturer
Level tekanan gas
- Pastikan
kondisi
indikator
manometer normal/tidak normal
Minimum
2.
- Periksa apakah ada kebocoran gas
- Periksa kondisi seal, jika kondisi
seal sudah fatik maka lakukan
penggantian seal dan penambahan
gas sesuai manual
instruction/hubungi manufacturer
- Pastikan
kondisi
indikator
manometer normal/tidak normal
Maksimum
Kebocoran minyak
- Periksa sumber kebocoran minyak
- Lakukan pengujian kualitas minyak
untuk memastikan kondisi minyak
isolasi (khusus untuk jenis non
hermatically sealed)
- Jika hasil pengujian minyak isolasi
dalam kondisi poor, maka lakukan
langkah seperti pada sub bab 3.3.3
(karakteristik minyak)
- Periksa kondisi seal, jika kondisi seal
sudah fatik maka lakukan
penggantian seal dan penggantian
minyak sesuai manual
instrcuction/hubungi manufacturer
Rembes/Bocor
3.
4.
Kondisi
fisik Flek/Retak/pecah
isolator porcelain
Kotor
5.
Kondisi
Housing
core Retak
Lakukan penggantian CT bila pecah tdk
bisa ditoleransi. (retak melingkar)
Lapisi dengan insulator varnish untuk
kondisi isolator flek atau dengan
gunakan
ceramic
sealer/ceramic
rebound untuk kondisi pecah kecil
Lakukan pembersihan
Lakukan penggantian CT
34
TRAFO ARUS
No
Item Inspeksi
Rekomendasi
Hasil Inspeksi
Cat ulang/perbaiki
6.
Kondisi structure Korosi/Kendor/Beng
penyangga
kok
7.
Kondisi Grounding
- Sambungkan
kembali
kawat
pentanahan sehingga pentanahan
tersambung dengan mesh grounding
GI
- Kencangkan kembali kawat
pentanahan sehingga pentanahan
tersambung dengan mesh grounding
GI
- Sambungkan ganti kawat pentanahan
sehingga pentanahan tersambung
dengan mesh grounding GI
Lepas/kendor/
rantas
3.2
In Service Measurement
3.2.1
Thermovisi Klem dan Konduktor
Data tambahan yang diperlukan untuk evaluasi hasil thermovisi adalah: beban saat
pengukuran dan beban tertinggi yang pernah dicapai (dalam Ampere). Selanjutnya
dihitung selisih (∆T akhir) antara suhu konduktor dan klem dengan mengunakan rumus
berikut:
(I max/I beban)2 x │∆T
awal
│
dimana:
I max
:
Beban tertinggi yang pernah dicapai
I beban
:
Beban saat pengukuran
│∆T awal │
:
Selisih suhu konduktor dan klem CT
35
TRAFO ARUS
Tabel 3-2 Evaluasi dan Rekomendasi Thermovisi Klem
3.2.2
Rekomendasi
∆T akhir
No
1.
<10o
Kondisi normal, pengukuran
dilakukan sesuai jadwal
berikutnya
2.
10o-25o
Perlu dilakukan pengukuran satu bulan lagi
3.
25o-40o
Perlu direncanakan perbaikan
4.
40o-70o
Perlu dilakukan perbaikan segera
5.
>70o
Kondisi darurat
Thermovisi Isolator dan Housing CT
Thermovisi yang pada isolator atau housing CT dilakukan dengan cara membandingkan
temperatur yang diperoleh dari hasil thermografi CT phasa R,S dan T. Untuk
memininalkan kesalahan dalam menentukan temperatur objek yang sedang diamati,
thermovisi sebaiknya dilakukan bersamaan pada dua atau 3 objek dalam hal ini CT untuk
2 phasa atau 3 phasa sekaligus.
Pelaksanaan pengukuran dilaksanakan minimal 1 bulan sekali untuk peralatan yang
beroperasi pada tegangan  150 kV dan minimal 2 mingguan untuk peralatan yang
beroperasi pada tegangan > 150 kV. Untuk kondisi tertentu, periode pengukuran dapat
dilakukan sesuai kebutuhan.
Berdasarkan InternationaI Electrical Testing Association (NETA) Maintenance Testing
Specifications (NETA MTS-1997) interpretasi hasil thermovisi dapat dikategorikan sebagai
berikut:
Tabel 3-3 Evaluasi dan Rekomendasi Thermovisi Isolator dan Housing CT
No
∆T1
Rekomendasi
(perbedaan suhu
antar fasa)
1.
1 oC – 3oC
Dimungkinkan
ada
investigasi lanjut
36
ketidaknormalan,
perlu
TRAFO ARUS
No
∆T1
Rekomendasi
(perbedaan suhu
antar fasa)
2.
4 oC – 15oC
Mengindikasikan
adanya
dijadwalkan perbaikan
3.
>16oC
Ketidaknormalan
Mayor,
perlu
perbaikan/penggantian segera
3.3
Shutdown Testing/ Measurement
3.3.1
Tahanan Isolasi
defesiensi,
perlu
dilakukan
Standar: VDE Batasan yang digunakan: 1MOhm per 1 kV (phasa-phasa)
Tabel 3-4 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tahanan Isolasi
No
3.3.2
Hasil Uji
Keterangan
1.
> 1MOhm/1kV
Good
2.
< 1MOhm/1kV
Poor
Rekomendasi
-
Lakukan pengujian lebih lanjut
Tan Delta
Untuk membantu pelaksanaan evaluasi hasil pengujian, sebaiknya nilai tangen delta dan
kapasitansi hasil pengujian di pabrik dicantumkan pada name plate. Namun jika tidak
tersedia maka batasan hasil pengukuran nilai tangen delta pada CT dapat menggunakan
referensi seperti pada tabel berikut.
37
TRAFO ARUS
Tabel 3-5 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tan Delta
No
Hasil Pengujian
1
CT 500, 275, 150 dan
70 kV
Keterangan
Rekomendasi
< 1%
Acceptable
Lakukan pengujian sesuai periode yang
dijadwalkan
> 1%
Unacceptable
a.Lakukan pengujian sekali lagi untuk
memastikan akurasi hasil uji atau
mengacu ke manual book
b.Lihat trend hasil pengujian/hasil uji
periode sebelumnya atau mengacu pada
hasil uji pabrikan.
c. Bandingkan dengan hasil pengujian
yang lain (tahanan isolasi), Jika
mengindikasikan hal yang sama (poor)
maka:
38

Lakukan
pengujian
kualitas
minyak isolasi dan DGA (khusus
untuk CT jenis non hermatically
sealed) jika CT berusia > 10 th
dan belum pernah dilakukan
pengambilan sample minyak (atau
hubungi
manufacturer
jika
sebelumnya
sudah
pernah
dilakukan pengambilan sample
minyak)

Cek Kondisi Diaphragma bellows,
jika
terindikasi
kemasukan
air/udara
maka
laksanakan
penggantian
minyak
sesuai
manual instruction atau hubungi
manufacturer
TRAFO ARUS

Lakukan penggantian bila hasil
perbaikan tetap menunjukkan > 1
%
d. Sesuai rekomendasi pabrik
o
*) Hasil pengujian tan delta diatas sudah dikoreksi pada temperature 20 C
3.3.3
Kualitas Minyak
Tabel 3-6 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Kualitas Minyak
No
1.
Hasil Pengujian
Keterangan
Rekomendasi
Breakdown Voltage:
Kategori D (>170kV)
>60 kV/2.5 mm
Good
Normal.
50-60 kV/2.5 mm
Fair
- Periksa apakah ada
kebocoran CT dan perbaiki
<50 kV/2.5 mm
Poor
- Laksanakan penggantian minyak
sesuai manual instruction atau
hubungi manufacturer
Kategori E (≤ 170 kV)
2.
>50 kV/2.5 mm
Good
40-50 kV/2.5 mm
Fair
<40kV/2.5 mm
Poor
indikasi
s.d.a
Water Content
Koreksi ke suhu 20oC
Kategori D (>170kV)
39
TRAFO ARUS
<5ppm
Good
Normal
5-10ppm
Fair
- Periksa apakah ada
kebocoran CT dan perbaiki
>10ppm
Poor
indikasi
- Laksanakan penggantian minyak
sesuai manual instruction atau
hubungi manufacturer
Kategori E (≤ 170 kV)
3.
<5ppm
Good
5-15ppm
Fair
>15ppm
Poor
s.d.a
Acidity
Kategori D (>170kV)
<0.1
Good
- Normal
0.1-0.15
Fair
>0.15
Poor
- Laksanakan penggantian minyak
sesuai manual instruction atau
hubungi manufacturer dan monitor
- Bila acidity tetap tinggi laksanakan
penggantian CT
Kategori E (≤ 170 kV)
<0.1
Good
0.1-0.2
Fair
>0.2
Poor
s.d.a
40
TRAFO ARUS
4.
Dielectric Dissipation Factor
Kategori D (>170kV)
<0.01
Good
Normal.
0.01-0.03
Fair
- Periksa apakah ada
kebocoran CT dan perbaiki
>0.03
Poor
indikasi
- Laksanakan penggantian minyak
sesuai manual instruction atau
hubungi manufacturer
Kategori E (≤ 170 kV)
5.
<0.1
Good
0.1-0.3
Fair
>0.3
Poor
s.d.a
Interfacial Tension (mN/m)
Kategori D (>170kV)
>28
Good
- Normal
22-28
Fair
<22
Poor
- Laksanakan penggantian minyak
sesuai manual instruction atau
hubungi manufacturer
Kategori E (≤ 170 kV)
6.
Bukan merupakan pengujian rutin
Pengujian Sedimen dan Sludge
41
TRAFO ARUS
<0.02%
Good
- Normal
>0.02%
Poor
- Laksanakan penggantian minyak
sesuai manual instruction atau
hubungi manufacturer
Perubahan <10%
Good
- Normal
Perubahan >10%
Poor
- Laksanakan penggantian minyak
sesuai manual instruction atau
hubungi manufacturer
Pengujian Flash Point
7.
Standard yang digunakan: IEC 60422 “Mineral insulating oils in electrical equipment supervision
and maintenance guidance”.
*) Khusus untuk CT jenis non hermatically sealed, setalah beroperasi 10 tahun atau jika diperlukan
untuk keperluan investigasi
3.3.4
DGA
Standar yang digunakan IEC 60599 tahun 1999 “Mineral oil-impragnated electrical
equipment in service-Guide to interpretation of Dissolved and free gas analysis”.
Tabel 3-7 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian DGA
Jenis fault
C2H2/C2H4
CH4/H2
C2H4/C2H6
Rekomendasi
NS 1)
<0.1
<0.2
Investigasi lebih
lanjut
PD
Partial Discharge
D1
Discharge of Low
energy
>1
0.1-0.5
>1
Investigasi lebih
lanjut
D2
Discharge of High
energy
0.6-2.5
0.1-1
>2
Investigasi lebih
lanjut
T1
Thermal Fault
<1
Investigasi lebih
lanjut
NS 1)
>1
(NS)
42
TRAFO ARUS
< 300oC
T2
Thermal
Fault
o
300<t<700 C
<0.1
>1
1-4
Investigasi lebih
lanjut
T3
Thermal
>700oC
<0.2
>1
>4
Investigasi lebih
lanjut
NS
3.3.5
1)
Fault
= not significant regardless of value.
Tahanan Pentanahan
Tabel 3-8 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Tahanan Pentanahan
No
Hasil Pengujian
1.
< 1 Ohm
Good
Normal
2.
> 1 Ohm
Poor
Periksa kondisi konduktor Grounding dan
sambungan.
3.3.6
Keterangan
Rekomendasi
Kualitas Gas SF6
Tabel 3-9 Evaluasi dan Rekomendasi Pengujian Kualitas Gas SF6
No
Hasil Pengujian
Keterangan
1
Purity
a.
> 97 %
Good
b.
< 97 %
Poor
Rekomendasi
Normal
-
2
Dew Point
43
Periksa
kemungkinan
adanya
kebocoran gas
Lakukan pengujian decomposition
product/uji gas cromatograph
Lakukan penggantian gas
TRAFO ARUS
No
Hasil Pengujian
Keterangan
a.
< -5 oC
Good
b.
> -5 oC
Poor
Rekomendasi
Normal
-
3.
Moisture Content
a
< 400 ppmv
Good
b
> 400 ppmv
Poor
Normal
-
3
Decomposition Product
a.
< 2000 ppmv
Good
b.
> 2000 ppmv
Poor
3.4
Periksa
kemungkinan
adanya
kebocoran gas
Lakukan penggantian gas atau merujuk
ke manual book peralatan
Periksa
kemungkinan
adanya
kebocoran gas
Lakukan penggantian gas atau merujuk
ke manual book peralatan
Normal

Lakukan pengujian gas cromatograph

Lakukan pemeriksaan internal atau
sesuai manual book peralatan
Shutdown Inspection
Tabel 3-10 Evaluasi dan Rekomendasi Hasil Shutdown Inspection
No
1
Item Inspeksi
Box Terminal
Kondisi Normal
Rekomendasi bila kondisi normal
tidak terpenuhi
- Dibersihkan
Bersih
44
TRAFO ARUS
No
Item Inspeksi
Kondisi Normal
Rekomendasi bila kondisi normal
tidak terpenuhi
- Periksa gasket/karet tutup Box
Terminal
ada
yg
aus/sudah
mengeras. Bila sudah aus agar
gasket/karet diganti
- Periksa kondisi tutup box beroperasi
normal/tidak
Kering
- Periksa kondisi engsel/baut/kunci
penutup box normal/tidak.
- Periksa kondisi box terminal masih
baik/sudah berkarat/berlubang
- Periksa kondisi gland kabel tertutup
rapat/tidak. Agar selalu tertutup rapat
2
Baut-baut
Bersih
Terminal Utama
dan Pentanahan
serta baut wiring
dalam
Box Kencang
Terminal
Dibersihkan dari kotoran, jamur &
karat
Lakukan
terminal
pengencangan
3
Limit
Switch
Indikator
dan Beroperasi
Alarm
low normal
presure SF6
Lakukan pengujian fungsi
4
Isolator
dan
Bersih dan
housing CT serta
kencang
kaca penduga
Dilakukan pembersihan
45
baut-baut
TRAFO ARUS
4
TABEL URAIAN KEGIATAN PEMELIHARAAN
Tabel 4-1 Uraian Kegiatan Pemeliharaan In Service Inspection Transformator Arus
Jenis
Pemeliharaan
In Service
Inspection
Jenis Inspeksi/Pengujian
Periode
Batasan
Operasi
Alat Uji
1.
Pemeriksaan level minyak
Mingguan
NORMAL
Visual
2.
Pemeriksaan tekanan gas
Mingguan
MEDIUM
Visual
3.
Pemeriksaan kebocoran minyak
Mingguan
NORMAL
Visual
4.
Pemeriksaan kondisi fisik isolator
porcelain/rubber
Tahunan /
disesuaikan
dengan kondisi
lingkungan
NORMAL
Visual
5.
Pemeriksaan kondisi core
Housing
Bulanan
NORMAL
Visual
6.
Pemeriksaan kondisi structure
penyangga
Tahunan
NORMAL
Visual
7.
Pemeriksaan kondisi Grounding
Bulanan
NORMAL
Visual
Tabel 4-2 Uraian Kegiatan Pemeliharaan CT (Lanjutan)
Jenis Pemeliharaan
In Service
Measurement
Jenis
Inspeksi/Pengujian
1. Thermovisi antara klem
Periode
Batasan
Operasi
Bulanan
∆T < 10 0 C
Kamera
Thermography
∆T < 10 0 C
Kamera
Thermography
dan konduktor  150
Alat Uji
kV
Thermovisi antara klem 2 Mingguan
dan konduktor > 150
kV
46
TRAFO ARUS
Jenis Pemeliharaan
Jenis
Inspeksi/Pengujian
2. Thermovisi Housing &
Periode
Batasan
Operasi
Bulanan
∆T = 1 - 3 0 C
Kamera
Thermography
∆T = 1 - 3 0 C
Kamera
Thermography
isolator CT  150 kV
Thermovisi Housing & 2 Mingguan
isolator CT > 150 kV
Shutdown Testing
Measurement
1. Pengujian
Isolasi
tahanan
4 Tahunan
> 1MΩ/1kV
Alat
Tahanan
Isolasi
Uji
< 1 %
Alat uji
delta
tan
Setelah
beroperasi 15
tahun,
dilakukan
tahunan
2. Pengujian Tan Delta
dan Kapasitansi
3. Pengujian
Pentahanan
Tahanan
4 Tahunan
Setelah
beroperasi 15
tahun,
dilakukan
tahunan
2 Tahunan
Alat Uji
<1Ω
Alat
uji
tahanan
pentanahan
4. Pengujian Ratio
Jika
Sesuai Tabel 1,2 Alat uji Ratio
diperlukan, dan 3
relokasi atau
investigasi
5. Pengujian Eksitasi
Jika
Sesuai
diperlukan, II-13
relokasi atau
investigasi
47
Gambar Alat uji Vknee
TRAFO ARUS
Jenis Pemeliharaan
Jenis
Inspeksi/Pengujian
Batasan
Operasi
Periode
6. Pengujian
kualitas
minyak isolasi, meliputi
;
a. Pengujian
Break
Down Voltage (BDV)
Alat Uji
Condition Based (hasil Tan Delta melebihi nilai
standar)
< 70 kV ≥ 30 kV/2,5 mm
Alat uji
tembus
Teg
70-170 kV
≥ 40 kV/2,5 mm
> 170 kV ≥ 50 kV/2,5 mm
b. Pengujian
Content
Water
mgH2O/kg Oil
Alat uji Kadar
Air
at 200 C < 5
c. Pengujian Acidity
mgKOH/g < 0,1
d. Pengujian Dielectric
Disspation Factor
> 170 kV: < 0,01
e. Pengujian
Tension
Interfacial
7. Pengujian DGA
lat uji Kadar
Keasaman
Alat uji Tan δ
minyak
≤ 170 kV: < 0,1
mN/m > 28
Alat uji IFT
Condition Based (hasil Tan Delta melebihi nilai
standar)
H2
< 100
CH4
< 120
C2H2
< 35
48
TRAFO ARUS
Jenis
Inspeksi/Pengujian
Jenis Pemeliharaan
8
Shutdown Treatment 1.
Batasan
Operasi
Periode
C2H4
< 50
C2H6
< 65
CO
< 350
CO2
< 2500
N2
< 1 - 10 %
O2
< 0,2 - 0.35
Pengujian kualitas gas
SF6
Kondisional
Pemeliharaan
2 Tahunan
Alat Uji
Alat
kualitas
SF6
NORMAL
uji
gas
Visual, seal,
compound
Box Terminal
2. Pemeliharaan
2 Tahunan
NORMAL
KENCANG
3. Limit Switch Indikator
dan
alarm/trip
low
presure SF6
2 Tahunan
BEKERJA
NORMAL
4. Isolator dan Housing
CT, kaca dan baut
pengikat kaca penduga
2 Tahunan
BERSIH
kencang
& Tools set
Baut-baut
Terminal
Utama
dan
Pentanahan serta baut
wiring
dalam
Box
Terminal
49
Tools set &
Multi meter
dan Tools set
Lap Majun
&
TRAFO ARUS
2
CT
2.1
Inspeksi
2.1.1
Inspeksi Level-1 (In Service
Inspection)
2.1.1.1
Level minyak
Pemeriksaan level minyak
2.1.1.2
Tekanan gas
Pemeriksaaan tekanan gas
2.1.1.3
Kebocoran minyak
Pemeriksaan kebocoran minyak
2.1.1.4
Isolator
Pemeriksaan kondisi fisik isolator
porcelin/rubber
2.1.1.5
Core housing
Pemeriksaan kondisi core housing
2.1.1.6
Struktur penyangga
Pemeriksaan kondisi structure
penyangga
2.1.1.7
Pentanahan
Pemeriksaan kondisi grounding
2.1.2
Inspeksi Level-2 (In Service
Measurement)
Kondisional
5 Tahun
4 Tahun
2 Tahun
1 Tahun
3 Bulanan
Bulanan
ITEM INSPEKSI
2 Mingguan
SUB SISTEM
Mingguan
KODE
Harian
Lampiran 1 TABEL PERIODE PEMELIHARAAN TRAFO ARUS
Keterangan
Disesuaikan
dengan kondisi
lingkungan
50
2.1.2.4
Housing
2.1.2.5
Isolator
2.1.2.6
Isolator
2.1.3
Inspeksi Level-3 (Shutdown
Testing/Measurement)
2.1.3.1
Tahanan isolasi
Pengujian Tahanan isolasi
2.1.3.2
Tangen delta dan kapasitansi
Pengujian Tangen delta dan
kapasitansi
Kondisional
Housing
5 Tahun
2.1.2.3
4 Tahun
Klem dan konduktor
2 Tahun
2.1.2.2
1 Tahun
Klem dan konduktor
3 Bulanan
2.1.2.1
Bulanan
ITEM INSPEKSI
2 Mingguan
SUB SISTEM
Mingguan
KODE
Harian
TRAFO ARUS
Keterangan
Thermovisi antara klem dan
konduktor  150 kV
Thermovisi antara klem dan
konduktor > 150 kV
Thermovisi pada housing CT  150
kV
Thermovisi pada housing CT > 150
kV
Thermovisi pada isolator CT  150
kV
Thermovisi pada isolator CT > 150
kV
Nilai tan delta
tidak mendekati
1%
Pengukuran
dilakukan diusia
operasi ke-16
Pengukuran rutin
Setelah beroperasi 15 tahun
51
Kondisional
5 Tahun
4 Tahun
2 Tahun
1 Tahun
3 Bulanan
Bulanan
ITEM INSPEKSI
2 Mingguan
SUB SISTEM
Mingguan
KODE
Harian
TRAFO ARUS
Keterangan
Jika nilai tan delta mendekati 1%
2.1.3.3
Pentanahan
Tahanan Pentanahan
2.1.3.4
Ratio
Pengukuran Ratio
2.1.3.5
Eksitasi
Pengujian eksitasi
2.1.3.6
Kualitas mintak
Pengujian kualitas minyak
2.1.3.7
DGA
Pengujian DGA
2.1.3.8
Gas SF6
Pengujian kualitas gas SF6
Untuk kebutuhan
investigasi
Untuk kebutuhan
investigasi
Dilakukan pada
saat awal
beroperasi
Shutdown Inspeksi
2.1.3.9
Box terminal
2.1.3.10
Housing dan body CT
Pemeriksaan dan pembersihan box
terminal terhadap, kotoran,
binatang atau kemungkinan
kemasukan air
Pembersihan bushing dan body CT
52
Disesuaikan
dengan kondisi
lingkungan
2.1.3.11
Baut terminal utama dan
wiring kontrol
Pemeriksaan dan pengencangan
baut-baut terminal utama &
pentanahan serta baut-baut wiring
kontrol dalam terminal boks
53
Kondisional
5 Tahun
4 Tahun
2 Tahun
1 Tahun
3 Bulanan
Bulanan
ITEM INSPEKSI
2 Mingguan
SUB SISTEM
Mingguan
KODE
Harian
TRAFO ARUS
Keterangan
TRAFO ARUS
Lampiran 2 FMEA TRAFO ARUS
54
TRAFO ARUS
Lampiran 3 Formulir Check List Inspeksi Level 1 – CT – Minggua
PT. PLN ( PERSERO )
FORMULIR CHECK LIST INSPEKSI LEVEL 1 - CT
PERIODE MINGGUAN
UNIT PELAKSANA
LOKASI GI
BAY
TANGGAL
PUKUL
PELAKSANA
NO
1
1,1
:
:
:
:
:
:
KOMPONEN YANG
DIPERIKSA
KONDISI PERALATAN
FASA R
DIELEKTRIK
1.1.1 Level Minyak
Normal
Maksimum
1.1.2 Kebocoran Minyak
Ada
Tdk Ada
1.1.3 Tekanan gas
Normal
Tdk Normal
2.1.1 Level Minyak
Normal
Maksimum
2.1.2 Kebocoran Minyak
Ada
Tdk Ada
2.1.3 Tekanan gas
Normal
Tdk Normal
3.1.1 Level Minyak
Normal
Maksimum
3.1.2 Kebocoran Minyak
Ada
Tdk Ada
3.1.3 Tekanan gas
Normal
Tdk Normal
2
2.1
3
3.1
Minimum
Tidak
terpasang
Rusak
Ada
catatan
Minimum
Tidak
terpasang
Rusak
Ada
catatan
Minimum
Tidak
terpasang
Rusak
Ada
catatan
FASA S
DIELEKTRIK
FASA T
DIELEKTRIK
CATATAN :
……………………………………………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Approval
Pelaksana
(………………………………)
(………………………………)
55
TRAFO ARUS
Lampiran 4 Formulir Check List Inspeksi Level 1 – CT – Bulanan
PT. PLN ( PERSERO )
FORMULIR CHECK LIST INSPEKSI LEVEL 1 - CT
PERIODE BULANAN
UNIT PELAKSANA
LOKASI GI
BAY
TANGGAL
PUKUL
PELAKSANA
:
:
:
:
:
:
NO KOMPONEN YANG DIPERIKSA
1
1,1
KONDISI PERALATAN
FASA R
GROUNDING
1.1.1 Kondis i Grounding
Norm al
Kendor
Koros i
Lepas
Rantas
1.1.2 Kondis i Is olator
Norm al
Kotor
Flek
Retak
Pecah
Norm al
Koros i
Retak
2.1.1 Kondis i Grounding
Norm al
Kendor
Koros i
Lepas
Rantas
2.1.2 Kondis i Is olator
Norm al
Kotor
Flek
Retak
Pecah
Norm al
Koros i
Retak
3.1.1 Kondis i Grounding
Norm al
Kendor
Koros i
Lepas
Rantas
3.1.2 Kondis i Is olator
Norm al
Kotor
Flek
Retak
Pecah
Norm al
Koros i
Retak
1.2
STRUKTUR MEKANIK
1.2.1 Kondis i core hous ing
2
2.1
2.2
FASA S
GROUNDING
3
3.2
Hilang
STRUKTUR MEKANIK
2.2.1 Kondis i core hous ing
3.1
Hilang
FASA T
GROUNDING
Hilang
STRUKTUR MEKANIK
3.2.1 Kondis i core hous ing
CATATAN :
………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
…………………………
………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
…………………………
………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
…………………………
………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
…………………………
………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
…………………………
Approval
Pelaksana
(………………………………)
(………………………………)
56
TRAFO ARUS
Lampiran 5 Formulir Check List Inspeksi Level 1 CT - Tahunan
PT. PLN ( PERSERO )
FORMULIR CHECK LIST INSPEKSI LEVEL 1 - CT
PERIODE TAHUNAN
UNIT PELAKSANA
LOKASI GI
BAY
TANGGAL
PUKUL
PELAKSANA
NO
1
:
:
:
:
:
:
KOMPONEN YANG DIPERIKSA
KONDISI PERALATAN
FASA R
1,1 STRUKTUR MEKANIK
1.1.1 Kondisi Support Structure
2
Normal
Korosi
Kendor
Bengkok
Normal
Korosi
Kendor
Bengkok
Normal
Korosi
Kendor
Bengkok
FASA S
2,1 STRUKTUR MEKANIK
2.1.1 Kondisi Support Structure
3
FASA T
3,1 STRUKTUR MEKANIK
3.1.1 Kondisi Support Structure
CATATAN :
…………………………………………………………………………………………………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………………………………………
Approval
Pelaksana
(………………………………)
(………………………………)
57
TRAFO ARUS
Lampiran 6 Formulir Thermovisi CT
PT. PLN ( PERSERO )
FORMULIR INSPEKSI LEVEL 1 CT ( THERMOVISI )
UNIT PELAKSANA
LOKASI GI
BAY
TANGGAL
PUKUL
PELAKSANA
No
1
1,1
:
:
:
:
:
:
KOMPONEN YANG
DIPERIKSA
KONDISI PERALATAN
Current Carrying Circuit
Fasa R
1.1.1 Suhu Kawat penghantar/Klem bus hing
1,2
/
<10
C
⁰
40-70 C
⁰
1.1.2 Selis ih s uhu
/
<10
C
⁰ C
40-70
1.2.2 Selis ih s uhu
Fasa T
⁰
1.3.1 Suhu Kawat penghantar/Klem bus hing
<10
C
⁰ C
40-70
1.3.2 Selis ih s uhu
2
C
⁰
>70 C
⁰
⁰
25-40
C
⁰
Fasa S
1.2.1 Suhu Kawat penghantar/Klem bus hing
1,3
( C)
10-25
( C)
10-25
>70
⁰
/
10-25
>70
⁰
Body CT
C
⁰
C
Berbeda antar fas a
C
⁰
C
⁰
⁰
25-40
C
⁰
( C)
⁰
25-40
C
⁰
Tidak berbeda antar fas a
jika berbeda, bushing yang lebih panas pada fasa
Fasa R
Fasa S
Fasa T
Beban s ekunder s aat pengukuran s uhu
Beban m ax yang pernah dicapai
Am p
Am p
Keterangan
Konduktor & Klem
Beda antar fasa
<10 C
1 oC – 3 oC
Inves tigas i lanjut
4 oC – 15 oC
Rencanakan perbaikan
>16 oC
Perbaikan s egera
: Kondis i Baik
⁰ C : Ukur 1 bulan lagi
10-25
25-40 ⁰C
: Rencana Perbaikan
40-70 ⁰C : Perbaikan Segera
>70 C⁰
: Kondis i Darurat
⁰
CATATAN :
…………………………………………………………………………………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………………………
Approval
Pelaksana
(………………………………)
(………………………………)
58
TRAFO ARUS
Lampiran 7 Formulir Pengujian Tahanan Isolasi CT
LEMBAR
HASIL PEMELIHARAAN BAY PENGHANTAR
FORMULIR PEMELIHARAAN TRAFO ARUS
PT.
PLN
(PERSERO)
PTPT.
PLN
PLN
(PERSERO)
(PERSERO)
P3B
SUMATERA
P3B
SUMATERA
UPT…..
UPT…..
NOMOR
DOKUMEN
NOMOR
DOKUMEN
: :
UNIT
LOKASI GI
:
TANGGALTANGGAL
: (pengesahan
dokumen)
TITIK UKUR
REVISI :
REVISI :
:
:
:
:
BAY
ALAT UJI
"Logo StandarFORM.4-1
Mutu" CT
PENGUJIAN/PENGUKURAN
TAHANAN
ISOLASI
PENGUJIAN
/ PENGUKURAN
TAHANAN
ISOLASI CT
MERK / TYPE
RATIO ARUS
TEGANGAN
PERIODE HAR.
Standard
HASIL SEBELUMNYA (MΩ)
R
S
T
HALAMAN
HALAMAN
: :….. /……
:
:
:
:
NO. SERI
PELAKSANA
TANGGAL
CUACA
KONDISI AWAL (MΩ)
R
S
TINDAKAN
T
:
:
:
:
HASIL AKHIR (MΩ )
R
S
KESIMPULAN
T
a. Primer - Tanah
b. Sekunder 1 - Tanah
c. Sekunder 2 - Tanah
R ≥ 500 MΩ
d. Sekunder 3 - Tanah
e. Sekunder 4 - Tanah
f. Primer - Sekunder 1
g. Primer - Sekunder 2
h. Primer - Sekunder 3
R ≥ 25.000 MΩ
i. Primer - Sekunder 4
j. Sekunder 1 - Sekunder 2
k. Sekunder 1 - Sekunder 3
l. Sekunder 1 - Sekunder 4
m.Sekunder 2 - Sekunder 3
R ≥ 500 MΩ
n. Sekunder 2 - Sekunder 4
o. Sekunder 3 - Sekunder 4
Pengujian tahanan isolasi menggunakan alat uji tahanan isolasi 5 KV untuk sisi primer dan 500 V untuk sisi sekunder
Pengujian item 'b' s.d 'o', dilakukan pada kondisi khusus
Catatan :
...........................................................................................................................................
Mengetahui,
.............................
Pengawas Pekerjaan,
.............................
Pelaksana Pekerjaan,
.............................
.............................
.............................
.............................
...........................................................................................................................................
...........................................................................................................................................
...........................................................................................................................................
PT. PLN (PERSERO)
59
TRAFO ARUS
Lampiran 8 Formulir Pengujian/Pengukuran Tahanan Pentanahan CT
LEMBAR
HASIL PEMELIHARAAN BAY PENGHANTAR
FORMULIR PEMELIHARAAN TAHUNAN TRAFO ARUS
PT.PLN
PLN
(PERSERO)
PTPT.
PLN
(PERSERO)
(PERSERO)
P3BSUMATERA
SUMATERA
P3B
UPT…..
UPT…..
NOMOR DOKUMEN :
UNIT PELAKSANA
LOKASI GI
BAY
ALAT UJI
TITIK UKUR
Terminal Pentanahan (Ohm)
"Logo Standar FORM.4-4
Mutu" CT
PENGUJIAN/PENGUKURAN
TAHANAN
PENTANAHAN
PENGUJIAN
/ PENGUKURAN
TAHANAN
PENTANAHAN CT
: dokumen)
TANGGALTANGGAL
: (pengesahan
REVISI :
REVISI :
:
:
:
:
MERK / TYPE
RATIO ARUS
TEGANGAN
PERIODE HAR.
Standard
HASIL SEBELUMNYA
HALAMAN
HALAMAN
: :….. /……
:
:
:
:
KONDISI AWAL
NO. SERI
PELAKSANA
TANGGAL
CUACA
TINDAKAN
:
:
:
:
KONDISI AKHIR
KESIMPULAN
R<1 Ω
Catatan :
Mengetahui,
Pengawas Pekerjaan,
Pelaksana Pekerjaan,
...........................................................................................................................................
.............................
.............................
.............................
.............................
.............................
.............................
...........................................................................................................................................
...........................................................................................................................................
...........................................................................................................................................
60
TRAFO ARUS
Lampiran 9 Formulir Pengujian/Pengukuran Ratio CT
"Logo Standar Mutu"
FORM.4-2 CT
LEMBAR HASIL PEMELIHARAAN BAY PENGHANTAR
PT PLN (PERSERO)
FORMULIR PEMELIHARAAN TRAFO ARUS
PENGUJIAN/PENGUKURAN
RATIO
PENGUJIAN / PENGUKURAN
RATIO CT
NOMOR DOKUMEN :
REVISI :
NOMOR DOKUMEN :
TANGGAL : (pengesahan dok) REVISI
:
HALAMAN :
HALAMAN : …. / …..
UNIT PELAKSANA
:
BURDEN
:
GARDU INDUK
:
RATIO
:
BAY
:
CLASS
:
MERK/TYPE
:
NO. SERI
:
TEGANGAN
:
PELAKSANA
:
ALAT UJI
:
CORE
:
TANGGAL
:
ARUS UJI
R
S
T
5 % In 20 % In100 % In 100 % In 25 % In 50 % In 75 % In 100 % In 25 % In 50 % In 75 % In 100 % In
I Primer (A)
I Peng. Kontrol panel (A)
I Sekunder (A)
I Sekunder Teori (A)
Ratio (Ip/Is)
Current Error (%)
*)
Curent Error % = (kn*Is-Ip)/Ip * 100
Kn =Rated transformer ratio
Is =Arus actual sekunder
Ip =Arus actual primer
Sta nda r ba ta sa n k esa l a ha n :
Batas Kesalahan Trafo Arus Untuk Metering
+/- % Kesalahan Rasio
Arus pada % dari
Arus Pengenal
Kelas
Ketelitian
5
Batas Kesalahan Trafo Arus Untuk Metering
+/- Pergeseran Fase pada
% dari Arus Pengenal
Menit (1/60 derajat)
20
100
120
5
0,1
0,4
0,2
0,1
0,1
15
8
5
5
0,2
0,75
0,35
0,2
0,2
30
20
15
100
10
120
10
0,5
1,5
0,75
0,5
0,5
90
45
30
30
1,0
3,0
1,5
1,0
1,0
180
90
60
60
+/- % Kesalahan Rasio
Arus pada % dari
Arus Pengenal
Kelas
Ketelitian
+/- Pergeseran Fase pada
% dari Arus Pengenal
Menit (1/60 derajat)
1
5
20
100
120
1
5
20
100
120
0,2S
0,75
0,35
0,2
0,2
0,2
30
15
10
10
10
0,5S
1,5
0,75
0,5
0,5
0,5
90
45
30
30
30
Batas Kesalahan Trafo Arus Untuk Proteksi
Kelas
Ketelitian
Pada Arus Pengenal
Kesalahan Komposit
pada batas ketelitian
Arus Primer Pengenal
(%)
Kesalahan Rasio
(%)
Kesalahan Sudut
(menit)
5P
±1
± 60
5
10P
±3
-
10
Catatan
Mengetahui,
.............................
Pengawas Pekerjaan,
.............................
Pelaksana Pekerjaan,
.............................
.............................
.............................
.............................
MENGETAHUI
MENGETAHUI
PAREPARE,
PAREPARE,
18 Maret
17
21
17 Maret
20052005
61
TRAFO ARUS
Lampiran 10 Formulir Pengujian/Pengukuran Knee Point CT
PLN
(PERSERO)
PTPT.
PLN
(PERSERO)
P3B SUMATERA
UPT…..
FORMULIR PEMELIHARAAN TRAFO ARUS
PENGUJIAN/PENGUKURAN
KNEE
POINT
PENGUJIAN/PENGUKURAN
KNEE
POINT CT
NOMOR DOKUMEN :
NO.DOKUMEN :
Unit
Lokasi
Bay
Ratio
Core
Alat Uji
REVISI :
TANGGAL : (pengesahan dok)
:
:
:
:
:
:
REVISI
HALAMAN : …. / …..
HALAMAN :
:
No. Seri
Burden / Class
Merk / Type
Tegangan
V knee (name plate)
Tanggal
Pelaksana
TEG
No.
ARUS (Ampere)
(Volt)
"Logo StandarFORM.4-3
Mutu" CT
LEMBAR HASIL PEMELIHARAAN BAY PENGHATAR
c ore
1
2
TEG
s ek under
3
No.
:
:
:
:
:
:
:
ARUS (Ampere)
(Volt)
c ore
4
1
1
6
2
7
3
8
4
9
5
10
s ek under
2
3
4
Kurva Kejenuhan CT
1.2
Tegangan (Volt)
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
Arus (Amps)
Inti 1
Inti 2
Hasil pengukuran
Volt
I (mA)
Catatan :
Mengetahui,
.............................
Pengawas Pekerjaan,
.............................
Pelaksana Pekerjaan,
.............................
.............................
.............................
.............................
62
TRAFO ARUS
Lampiran 11 Formulir Pengujian Kualitas Minyak Isolasi dan DGA CT
PT PLN (PERSERO)
NOMOR DOKUMEN
:
TANGGAL
: (pengesahan dokumen)
REVISI :
HALAMAN
Unit
:
Merk / Type
:
No.Serie
:
Lokasi
:
Ratio Arus
:
Pelaksana
:
Bay
:
Tegangan
:
Tanggal
:
NO
URAIAN KEGIATAN
A
B
1
"Logo Standar Mutu"
FORMULIR PEMELIHARAAN TAHUNAN TRAFO ARUS
KUALITAS MINYAK ISOLASI DAN DGA
SAMPLE MINYAK UNTUK DIUJI
Karakteristik Minyak
a. Netralisasi Number (NN)
b. Interfacial Tention (IFT)
c. Color
d. Viscicity
e. Acid Number
f. Flash point
g. Water content
h. Carbon Number
i. Sedimen Content
- GAS CHROMATOGRAF
ACUAN
C
> = 30 KV/2,5 mm untuk tegangan
peralatan < = 70 KV ( IEC 156 )
> = 40 KV/2,5 mm untuk tegangan
peralatan < = 70 KV ( IEC 156 )
> = 30 KV/2,5 mm untuk tegangan
peralatan < = 70 KV ( ISO R 760 )
> = 30 KV/2,5 mm untuk tegangan
peralatan < = 70 KV ( ISO R 760 )
> = 0,5 mh KOH/g untuk semua
tegangan ( IEC 296 )
Penurunan max. 15o C ( IEC 296 )
> = 15 x 10 ' NM ' ( IEC 296 )
GAS
H2
CH2
CH2
CH2
CO
CO2
N2
O2
:
HASIL
SEBELUMNYA
KONDISI AWAL
TINDAKAN
KONDISI AKHIR
KESIMPULAN
PELAKSANA
D
E
F
G
J
H
Diuji di Lab.
NORMAL
< 150 ppm
< 25
< 10
< 20
< 500
< 10.000
< 1 - 10 %
< 0,2 - 0,35 %
Catatan :
...........................................................................................................................................
Mengetahui,
.............................
Pengawas Pekerjaan,
.............................
Pelaksana Pekerjaan,
.............................
.............................
.............................
.............................
...........................................................................................................................................
...........................................................................................................................................
...........................................................................................................................................
63
TRAFO ARUS
Lampiran 12 Formulir Pengukuran Tangen Delta CT
PT PLN (PERSERO)
NOMOR DOKUMEN
:
"Logo Standar Mutu"
FORMULIR PEMELIHARAAN TAHUNAN TRAFO ARUS
TANGEN DELTA
TANGGAL
: (pengesahan dokumen)
REVISI :
HALAMAN
Unit :
:
Merk / Type
:
No.Serie
:
Lokasi
: :
Ratio Arus
:
Pelaksana
:
Bay
: :
Tegangan
:
Tanggal
:
NO
URAIAN KEGIATAN
A
B
1
Pengujian Tan Delta CT Phasa R
2
Pengujian Tan Delta CT Phasa S
HASIL
SEBELUMNYA
ACUAN
C
KONDISI AWAL
TINDAKAN
D
E
F
Tan Delta (%)
Tan Delta (%)
:
KONDISI AKHIR
KESIMPULAN
PELAKSANA
G
J
H
Tan Delta (%)
< 1% Acceptable
> 1% Unacceptable
3
Pengujian Tan Delta CT Phasa T
Catatan :
...........................................................................................................................................
Mengetahui,
.............................
Pengawas Pekerjaan,
.............................
Pelaksana Pekerjaan,
.............................
.............................
.............................
.............................
...........................................................................................................................................
...........................................................................................................................................
...........................................................................................................................................
64
TRAFO ARUS
Lampiran 13 Standar Alat Uji CT
No
Peralatan
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Multimeter
Megger Digital 500 V - 5kV
Tang Ampere
Thermal Image
Breakdown Voltage (Oil)
Power Factor / Tan delta test
Multicore ratio meter CT
Alat Ukur Pentanahan
DGA (Gas Chromatolgraphy)
Oil Quality test
STANDAR ALAT UJI CT
Per UPT / Sektor / Divisi Per Tragi / Unit GI Per GI
1
1
1
1
1
1
1
65
Keterangan
1
1
1
1
Alat ukur tegangan
Alat uji tahanan isolasi
Alat ukur arus
Alat monitor temperatur
Alat uji tegangan tembus pada minyak
Alat uji tangen delta
Alat uji ratio CT
Alat ukur tahanan pentanahan
Alat uji kandungan gas pada minyak
alat uji karakteristik minyak
TRAFO ARUS
DAFTAR ISTILAH
1. In Service
:
Kondisi bertegangan
2. In Service Inspection
:
Pemeriksaan dalam kondisi bertegangan dengan
panca indera
3. In Service Measurement
:
pemeriksaan/pengukuran
dalam
bertegangan dengan alat bantu.
4. Shutdown Testing
:
Pengujian/pengukuran
bertegangan
5. Shutdown Function Check
:
Pengujian
fungsi
bertegangan
6. Online Monitoring
:
Monitoring peralatan secara terus menerus
melalui alat ukur terpasang
66
dalam
dalam
keadaan
keadaan
kondisi
tidak
tidak
TRAFO ARUS
DAFTAR PUSTAKA
1. IEC 60422 “Mineral insulating oils in electrical equipment supervision and
maintenance guidance
2. IEC 60599 tahun 1999 “Mineral oil-impragnated electrical equipment in serviceGuide to interpretation of Dissolved and free gas analysis”
3. IEEE Std C57.13-1993 “Standard Requirements for Instrument Transformers”.
4. IEC 60044-1 Edisi 1.2 – 2003, “Instrument Transformer part 1: Current
Transformer”.
5. Presentasi DOBLE tentang pengujian CT
6. Paper IEEE, “A Tool for Realibity and Safety: Predict and Prevent Equipment
failures with Thermography” , Copyright mareial IEEE Paper No. PCIC-97-06
7. SPLN T3.003-1: 2011, “Pedoman Pemilihan Transformator Arus (CT) untuk
Sistem Transmisi”, Standar PT PLN (Persero)
8. Buku Petunjuk Batasan Operasi dan Pemeliharaan Peralatan Penyaluran Tenaga
Listrik SKDIR 114.K/DIR/2010 Trafo Arus No. Dokumen: 02-22/HARLUR-PST/2009.
67