manajemen asset, upaya mempertahankan unjuk kerja

MANAJEMEN ASSET,
UPAYA MEMPERTAHANKAN UNJUK KERJA
TRANSFORMATOR TERHADAP PENGARUH
HARMONISA PADA SISTEM TENAGA LISTRIK
(Studi kasus di PT PLN (Persero) P3B Region Jakarta & Banten)
Sumaryadi, Nim : 23207320
Program Studi Magister Teknologi dan Bisnis Kelistrikan, STEI Institut Teknologi Bandung
Jalan Ganesha Bandung, Indonesia
e-mail : sumaryadi@pln-jawa-bali.co.id
PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali Region Jakarta dan Banten
Jln. Mayjen Sutoyo No.1 Cililitan Jakarta Timur, Indonesia
Abstract— Manajemen asset adalah model pengelolaan asset
yang bertujuan untuk lebih mengoptimalkan sumber daya yang
dimiliki oleh perusahaan, keberhasilan manajemen asset
bergantung kepada kemampuan menentukan komponen kritis
pada suatu perlatan serta bagaimana mendefinisikan kondisinya,
metode yang digunakan adalah Failure Mode Effect Analysis
(FMEA) dan Failure Mode Effect Critical Analysis (FMECA).
Hasil kajian FMEA dan FMECA pada transformator diwilayah
kerja PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali dan diperkuat data
International Association of Engineering Insurer, 36th Annual
Conference, Stockholm 2003 komponen kritis trasformator pada
subsistem isolasinya, sehingga yang perlu dilakukan adalah
mencari penyebab terjadinya kegagalan pada subsistem isolasi
transformator.
ketenagalistrikan, sehingga keamanan dan keandalannya
senantiasa harus terjaga. Dalam mencapai tingkat mutu
pelayanan banyak faktor yang dapat mempengaruhi unjuk
kerja transformator akibat penerapan pola operasi dan pola
pemeliharaan yang tidak sesuai dengan desain teknis dan
kondisi serta lingkungan dimana transformator tersebut
ditempatkan. Salah satunya adalah panas yang berlebih yang
mengakibatkan terjadinya titik terpanas (hot spot) pada belitan
yang dapat ditimbulkan dari berbagai sebab, antara lain :
Hubung singkat antar belitan atau dengan inti besi, harmonisa
karena beban-beban yang tidak linier atau terjadi partial
discharge.
II. MANAJEMEN ASET
Distorsi harmonisa arus yang berasal dari beban non linier
transformator, adalah salah satu aspek yang dapat
menyebabkan terjadinya kenaikan temperatur pada belitan
transformator, karena meningkatnya rugi-rugi berbeban
sehingga terjadi pembatasan kemampuan (de-rating) dan
menyebabkan terjadinya laju penuaan relatif (relative ageing
rate) pada isolasi kertas belitan transformator.
Dalam tulisan ini diulas pengaruh distorsi harmonisa arus pada
beban terhadap unjuk kerja transformator serta upaya apa saja
yang dapat dikendalikan oleh pengelola asset dalam rentang
resiko yang masih dapat diterima dan dikendalikan.
Kata Kunci : Manajemen aset, FMEA, FMECA, harmonisa, derating transformator
I. PENDAHULUAN
Batasan atau target tingkat mutu pelayanan kepada
konsumen yang ditetapkan oleh pemilik perusahaan tertuang
dalam Key Performance Indicator (KPI) merupakan indikator
keberhasilan mengelola asset-asetnya. Pengetahuan dan
keterampilan pegawai, keuangan dan aktiva fisik merupakan
asset-asset yang berharga bagi perusahan, oleh karena itu
perlu dilakukan pengaturan ketiga sumber tersebut dalam
manajemen aset (asset management), tujuannya untuk
mengoptimalkan sumber daya yang dimiliki oleh perusahaan
untuk mencapai hasil yang lebih efektif dan effisien.
Transformator sebagai salah satu asset perusahaan
mempunyai yang sangat penting dan vital bagi system
1
Gambar 1 Mengatur resiko dalam asset manajemen
Kajian kondisi terhadap transformator merupakan inti dari
keberhasilan proses manajemen asset untuk mengambil
keputusan. Apakah peralatan akan terus dioperasikan dengan
resiko tertentu yang telah diperhitungkan, atau dilakukan
perbaikan pada bagian peralatan atau komponen yang
terganggu saja dengan type, jenis serta pola operasi yang sama
dengan sebelumnya, atau melakukan perbaikan perbaikan
peralatan yang terganggu, atau dikembalikan kepada posisi
semula, mengganti bagian peralatan atau komponen dengan
type, jenis serta pola operasi yang berbeda dengan sebelumnya,
melakukan mordernisasi peralatan terpasang dengan produk
yang menggunakan teknologi terbaru. Semua itu dipilih
dengan melakukan perhitungan tingkat kemungkinan
(probabilitas) terjadinya dan konsekuensi atas resiko
keputusan yang diambil.
ganggungan harus dibuat per subsistem. Semakin rinci
menentukan model gangguan, maka akan semakin baik dalam
menentukan langkah serta antisipasi pencegahan atau
menanggulangi permasalahannya. Metode Failure Mode
Effect Analysis (FMEA) dibutuhkan untuk membuat daftar
kegagalan potensional setiap mode dari sistem atau peralatan
serta efeknya terhadap subsistem dari peralatan tersebut.
Langkah-langkah dalam mengerjakan FMEA adalah sebagai
berikut :
Metoda yang dilakukan untuk penilaian kondisi (condition
assesment) juga menentukan keberhasilan dalam pelaksanaan
manajemen aset. CIGRÉ working group A2.18 yang
membahas Life Management techniqes for transformer [3],
Menggunakan beberapa methode pendekatan yang dilakukan
dalam menentukan penilaian kondisi peralatan, baik yang
dilakukan secara manual maupun secara otomatis adalah :
a. Membatasi sistem dan peralatan yang berhubungan.
b. Membuat daftar semua sistem atau bagian komponenkomponen dan subsistem.
c. Mengidentifikasi setiap komponen dan jenis-jenis
kegagalannya.
d. Menunjukkan nilai kegagalan atau kemungkinan untuk
mengidentifikasi jenis kegagalan di setiap komponennya.
e. Membuat daftar efek atau dampak dari setiap jenis
kegagalan pada subsistem.
f. Memberikan kodefikasi atau tanda untuk setiap jenis
kegagalan.
g. Memeriksa setiap kegagalan yang kritis (Critical Failure).
1. Mengkuantifikasikan kondisi ketidaksempurnaan, dengan
melakukan pengembangan model proses phisik
kemungkinan munculnya ketidaksempurnaan peralatan
terpasang, sehingga dapat didefinisikan bagaimana
karakteristik serta kondisi ketidaksempurnaan tersebut.
2. Sidik jari (fingerprint) untuk menentukan kesimpulan,
dimana kesimpulan dari hasil pengujian merupakan data
untuk urutan penilaian (assesment) kondisi asset untuk
periode berikutnya. Dalam kasus ini kesimpulan serta
referensi yang digunakan dapat diberlakukan untuk seluruh
tranformator dengan desain dan type yang sama, dan ini
sering disebut sebagai kesimpulan sidik jari (fingerprint).
3. Analisa tren (trend analysis), data hasil pengujian secara
periodik dilakukan analisa untuk mengetahui polanya,
sehingga setiap ada perubahan atau ketidaksempurnaan
dapat diketahui tingkat kecenderungannya. Sebaiknya data
yang diolah tidak bersumber dari satu metode sampling
data saja agar dapat dibandingkan, hasil perbandingan akan
memperkuat keputusan apabila saling mendukung, akan
tetapi perlu dilakukan kajian lebih lanjut apabila
kesimpulannya tidak saling mendukung.
4. Analisa statistik, merupakan bagian terpenting dari asset
management untuk menentukan tindakan atau kebijakan
yang harus dilakukan terhadap transformator. Infomasi
yang diperoleh dari hasil pengukuran, monitoring dan
pengujian dapat dihitung kemungkinan atau probabilitas
kelainan atau ketidaksempurnaan peralatan.
Dengan menganalisa gangguan mengunakan metode
FMEA, akan diperoleh jejak gangguan (failure path) pada
masing-masing sub system, jejak gangguan dapat saja sama
atau saling mendukung antara satu sub system dengan sub
sistem lainnya. Seperti pada sub system isolasi, didapatkan
sebagai berikut :
FAILURE PATH
SUBSISTEM ISOLASI
MINYAK
C
Improper oil
preservation and
expansion system
M
Kebocoran
kompartemen
diverter OLTC
E
Tegangan
tembus
berkurang
Minyak
terkontaminasi
air
ISOLASI
RUSAK
C
Kontaminasi
minyak
OLTC
C
PAPER
Beban
transformator
diatas rata-rata
Distorsi
harmonisa arus
pada beban
T
Temperatur
naik
Temperatur
tinggi (hot
spot)
C
Minyak
transformator
teroksidasi
E
Kadar
asam tinggi
C
C
Kerta isolasi
terdegradasi
Kadar air
pada kertas
isolasi tinggi
Tegangan
tembus
berkurang
M
Kekuatan
isolasi
berkurang
Gambar 2. Jejak gangguan sub system isolasi
Untuk mendapatkan komponen kritis dari system
tranformator, dimulai dengan mengenali sub system. Mengacu
kepada CIGRE 227 Working group A2.18, transformator
dibagi menjadi 9 subsistem yaitu :
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
Produk
degradasi
isolasi kertas
M
Dari gambar 2 dapat ditelusuri sebelum isolasi rusak ada
tahapan yang dilalui, indikasi yang ada serta data pengukuran
dan pengujian dianalisa untuk memperoleh informasi melalui
tahapan sebelum terjadinya gangguan sub system isolasi.
Bushing.
Cooling system atau system pendingin.
Oil Preservation and Expansion
Protection atau system pengaman.
Dielectric atau system isolasi.
On Load Tap Changer
Mechanical Structure
Electromagnetic Circuit
Current carrying circuit.
Untuk mendapatkan komponen kritis, berdasarkan FMEA
ditambah dengan data historis berupa: Data gangguan atau
kerusakan yang pernah terjadi pada transformator, serta aspek
yang menjadi perhatian dalam proses bisnis PT PLN (Persero),
maka aspek-aspek yang menjadi perhatian dalam proses
pembobotan komponen adalah sebagai berikut:
1. Frekuensi (F). Yaitu kali gangguan yang dialami
transformator selama dalam kurun waktu beroperasinya.
2. Faktor Eskalasi (L). Digunakan untuk menentukan
seberapa besar pengaruh suatu mode gangguan terhadap
terjadinya kerusakan peralatan.
3. Biaya (cost/C). Penentuan kriterianya didasarkan pada
Subsistem tersebut merupakan pendukung utama dari
system yaitu transformator, kegagalan yang mungkin saja
terjadi pada subsistem serta menyebabkan system terganggu
fungsinya, demikian juga untuk menentukan mode
2
realisasi biaya pemeliharaan atau perbaikan transformator
ketika terjadi kegagalan fungsi.
4. Faktor Keamanan (S). Digunakan untuk menentukan
dampak gangguan terhadap faktor keamanan peralatan
sendiri, lingkungan sekitar dan manusia.
5. Pengaruh ke Sistem (Sys). Yang dimaksud dengan system
adalah ketersediaan (availability) transformator saja,
bukan keandalan sistem tenaga listrik secara keseluruhan.
6. Dampak terhadap lingkungan (E). Menunjukkan dampak
gangguan terhadap lingkungan.
tertinggi yang didapat dari sub system merupakan komponen
paling kritis. Angka tertinggi ini yang dijadikan perhatian
dalam pengukuran dan pengujian, langkah ini disebut sebagai
tahapan dari Failure Mode Effect Critical Analysis (FMECA).
Tabel 3 FMECA Transformator 60 MVA 150/20 kV
No
SUB SYSTEM
SUB SUB
SYSTEM
Isolasi
1
Bushing
2
Cooling
3
Oil
Preservation
and
Expansion
konduktor
Tabel 1, Penyebab kerusakan transformator
Penyebab gangguan Transformator
45%
4
40%
Protection
Konservator
5
Dielectric
25%
20%
15%
MV Side
Rele
HV Side
Belum diketahui
Isolasi
Bushing
Lingkungan
Tidak berpengaruh
terhadap lingkungan
Berpengaruh terhadap
lingkungan
Faktor eskalasi
Nilai
1
2
Frequensi
Frequensi gangguan
atau kelainan (%)
< 0.1
0.1 - 1
>1-10
>10 - 50
>50 - 100
Eskalasi
Berdampak rendah
Berdampak tinggi
Aspek Keselamatan
Nilai
Sistem
4
Tidak ada pengaruh
pada sistem
Berpengaruh < 30
menit
Berpengaruh 30 menit
s/d 2 jam
Berpengaruh 2 s/d 8
jam
5
Berpengaruh > 8 jam
1
2
3
Nilai
Tidak berpangaruh terhadap
manusia
1
2
Berpengaruh kepada orang
sekitar transformator
2
Berpengaruh kepada orang
sekitar swich-yard
3
Berpengaruh kepada orang
sekitar gardu induk
4
Berpengaruh kepada orang
diluar gardu induk
5
Aspek sistem
Nilai
Keselamatan
1
1
1
1
1
2
2
10
18
18
W
1
3
1
1
6
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
3
3
4
4
4
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
3
2
2
1
2
1
1
2
4
3
2
9
6
6
2
4
3
9
18
32
36
16
Kerusakan sistem kontrol
(kabel kontrol, rele bantu,
terminasi kabel)
11
3
1
1
4
1
2
24
Gassing and overheating
2
2
1
1
5
1
9
90
90
Silika gel jenuh
Mal protection
Human Error
Kerusakan rele elektrik
Kerusakan rele mekanik
Rele bucholz rembes
Kertas
overheating
2
2
1
1
9
75
4
1
1
1
5
TFC
2
1
1
8
1
2
1
1
5
1
4
40
4
2
2
4
1
1
1
1
1
1
1
1
2
4
3
2
1
1
1
1
1
2
1
1
8
16
6
8
TFC
Main tank bocor
Poor Grounding
8
Electro
magnetic
circuit
Inti magnet,
sistem
pengencang,EMC
grounding
TFC
75
2
4
75
Deformasi belitan
1
2
1
1
5
1
8
80
Poor Grounding
4
75
3
4
1
1
1
1
3
2
1
1
1
1
9
8
Belitan,spacer,ko
Kelainan pada sambungan
nektor
belitan utama ke OLTC
1
2
1
1
5
1
4
40
Deformasi belitan
1
2
1
1
5
1
8
80
short circuit turn to turn
2
2
1
1
5
1
8
80
Dari tabel 3 terlihat komponen yang paling kritis ada pada
sub system isolasi. Dari gambar 2 dan tabel 3 menjelaskan apa
yang harus dilakukan untuk mempertahankan performa subsub system tranformator, sehingga dapat diketahui alasannya
kenapa pada system isolasi belitan transformator yang
dilakukan penelitian, serta upaya apa saja yang dapat
dilakukan untuk mengetahui penyebab terjadinya penurunan
performanya. Langkah berikutnya adalah melakukan upaya
pemantauan seperti pada tabel berikut:
Tabel 2. Penilaian terhadap dampak
Aspek Lingkungan
2
3
3
1
TFC
Angka dalam penilaian tergantung dari penekanan KPI apabila
aspek lingkungan yang lebih menjadi perhatian, maka aspek
lingkungan harus diberi angka lebih besar dibandingkan
dengan sub system yang lain. Berdasarkan kontak manajemen
Region Jakarta dan Banten dengan PLN P3B, aspek system
dan biaya menjadi perhatian dalam pencapaian target kinerja
Region Jakarta dan Banten.
C
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Mechanical
Structure
Current
carrying
circuit
E
1
1
1
2
7
9
Sys
3
3
3
2
2
3
3
3
2
3
2
OLTC
LA
5
3
3
S
1
6
0%
75
5
3
effect
escalati
on
10
13
11
2
1
12
15
4
2
10
1
Kelainan pada sambungan
belitan utama ke OLTC
10%
5%
TFC
Seal bushing rusak
Minyak bushing rembes
overheating pada klem
bushing
Belitan motor rusak
Bearing Fan Rusak
Ganti kontaktor fan
Gelas Penduga pecah
Konservator rembes
Silica Gel
Minyak
Freq
F
sudden pressure
thermal relay
differential
bucholz/jansen
35%
30%
Σ ggn
Failure Mode
Tabel 4 Parameter yang diukur untuk menentukan komponen kritis
No
Symptom
parameter
aktifitas
monitoring/diagnosa
On/Of line
1
Asimetri tegangan
VR, VS, VT dan IR, IS, IT
Pengukuran dari meter
On
2
Temperatur transformator TTop, TBottom, Tbelitan HV, T belitan LV, T meningkat
inlet radiator, T outlet radiator
Pengukuran dari meter
On
Pengukur distorsi harmonisa
On
3
Perubahan Impedansi
R, XL
Pengukuran impedansi
Off
4
Perubahan respon frequensi
Respon Frequensi
SFRA
Off
5
Gagal menyangga Transformator
Getaran (dB)
Pengukuran Noise
On
6
Internal short Circuit
Hot spot
Pengukuran hot spot
On
7
Dielectric berkurang
PD, CXHY, Hot spot
Pengukur distorsi harmonisa
DGA
8
Temperatur transformator meningkat
Viscositas
Karakteristik test
Off
9
Dielectric strength berkurang
Tegangan tembus
Karakteristik test
Off
Aspek Biaya
Nilai
1
Biaya (dalam jutaan rupiah)
<1
Nilai
1
2
1 s/d 10
2
3
>10 s/d 50
3
Partial Discharge
4
>50 s/d 200
4
5
>200 s/d 500
5
>500 s/d 1.000
6
>1.000 s/d 3.000
7
>3.000 s/d 5.000
8
> 5.000
9
On
On
On
Data yang digunakan untuk perhitungan adalah
transformator distribusi 60 MVA 150/20 kV menggunakan
minyak sebagai media pendingin sekaligus media isolasi,
system pendingin minyak ONAF, pada frequensi fundamental
Setelah memberikan nilai pada masing-masing mode
gangguan, maka dibuat rangking mode gangguan. Angka
3
(50 Hz) rugi-rugi yang didapat dari data desain pabrikan
( temperatur 750C) adalah sebagai berikut:
Rugi beban nol
: 38 kW
Rugi berbeban
: 220 kW
Belitan sisi HV
: 150.000 Volt, Wye.
Nilai resistansi
: 0.62 Ohm
Belitan sisi LV
: 20.000 Volt, Wye.
Nilai resistansi
: 0.0092 Ohm
Maksimum temperatur terpanas (hot spot) mengacu IEC 354
adalah 980C (non thermally upgrade insulation paper).
Kenaikan maksimum pada kondisi ambien temperatur 300C
adalah, belitan 550 C, minyak transformator 50 0C.
1
Dimana :
= rugi berbeban pada rating transformator.
= rugi arus eddy pada belitan pada rating transformator
= rugi sasar lain pada rating transformator
Sedangkan faktor harmomnisa arus eddy didapatkan dengan
persamaan:
∑
∑
(3)
Untuk faktor harmonisa rugi sasar lain diperoleh dari
persamaan berikut:
III. PENGARUH HARMONISA PADA TRANSFORMATOR
Rugi-rugi transformator dikelompokan menjadi rugi
berbeban (load losses) dan rugi tanpa beban (no load losses).
Rugi–rugi tanpa beban terutama pada inti transformator yang
terdiri dari rugi arus eddy (eddy current losses) dan rugi
hysteresis. Sedangkan rugi-rugi berbeban terdiri dari rugi dc
(Pdc) pada belitan transformator serta rugi sasar (stray losses).
Rugi-rugi sasar terdiri dari rugi arus eddy pada belitan (PEC)
dan rugi sasar lain pada bagian transformator (other stray
losses). Rugi sasar lain (POSL) besarnya bergantung dari
konstruksi transformatornya. Sehingga apabila dibuat dalam
satu persamaan rugi-rugi transformator keseluruhan dapat
dituliskan sebagai berikut :
PTL = PNL + PLL
(2)
∑
.
.
∑
(4)
Dimana :
= Faktor harmonisa untuk rugi sasar lain.
h
= harmonisa orde ke-h
Ih
= Arus dengan komponen harmonisa ke-h
= Arus beban fundamental (amper)
I1
Untuk menghitung kemampuan transformator menggunakan
data desain, mengacu kepada IEEE Std C57.12.90-1993 dan
IEEE Std C57.12.91-1995, komponen rugi sasar lain dari rugi
berbeban dihitung dengan memasukan rugi dc (I2R) dari data
rugi-rugi transformator [13] adalah sebagai berikut:
(1)
.
Dimana: PNL rugi tanpa beban dan PLL rugi berbeban.
.
(5)
Dimana:
K
= 1.5 untuk transformator tiga phase.
= Rugi sasar lain total sesuai rating.
= Rugi berbean sesuai rating.
R1
= Nilai resistansi (3phase) pada sisi tegangan tinggi.
R2
= Nilai resistansi (3phase) pada sisi tegangan rendah.
= Rating arus pada sisi tegangan tinggi primer.
= Rating arus pada sisi tegangan rendah sekunder.
Asumsi yang digunakan IEEE Std C57.110-1998 untuk type
transformator dengan pendingin minyak, untuk mendapatkan
rugi arus eddy dengan menggunakan perhitungan rugi sasar
lain adalah menggunakan metoda sebagai berikut:
Gambar 3 taksonomi rugi-rugi pada transformator.
Rugi transformator karena mengalirnya arus beban melalui
belitan transformator, rugi-rugi ini termasuk dalam katagori a)
Rugi ohmik (I2R), akibat arus beban mengalir pada konduktor
atau belitan dan ini disebut rugi dc, b) Rugi arus eddy (PEC)
pada konduktor atau winding karena fluks sasar bolak balik
serta rugi sasar lain (POSL) pada inti dan metal serta dinding
transformator akibat terpotongnya fluks sasar. Untuk dapat
memahami rugi-rugi pada transformator, gambar 3
memperlihatkan taksonomi rugi-rugi pada transformator.
0.33
Watt
(6)
Rugi sasar lain dapat dihitung dengan menggunakan
persamaan:
Watt
Dimana:
= Rugi sasar lain sesuai ratingnya
= Rugi sasar total sesuai ratingnya
= Rugi arus eddy sesuai ratingnya
(7)
Kemampuan atau perfoma transformator untuk mampu
menjalankan fungsinya adalah sangat bergantung dari
seberapa besar rugi-ruginya, sehingga perlu dicari adalh rugi
Untuk transformator yang dibahas dalam tulisan ini adalah
berbeban serta faktor rugi harmonisa untuk mendapatkan rugi
transformator yang menggunakan minyak, formula yang
arus eddy serta rugi sasar lain. Perhitungan yang digunakan
digunakan dalam perhitungan ini digunakan untuk
untuk transformator pada ratingnya dalam per-unit (pu) adalah:
4
rugi berbeban, ini disebabkan oleh unsur harmonisa pada arus
bebannya.
menentukan maksimum arus yang dapat dibebankan kepada
transformatornya adalah [15] :
IV. PERHITUNGAN
Data harmonisa diambil dari berbagai lokasi gardu induk
PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali Region Jakarta dan Banten
dengan pertimbangan: Aspek polusi dapat menimbulkan
adanya partial discharge pada isolator, sehingga berpengaruh
terhadap besarnya harmonisa. Jenis beban konsumen yang
diperkirakan sebagai penyumbang harmonisa pada system
tenaga. Contoh yang ditampilkan perhitungan transformator
gardu induk (GI) Tosan yang melayani type konsumen
industri arc furnace, monitoring pada sisi sekunder selama 7
hari terus menerus.
Merupakan arus maksimum yang dapat dibebankan kepada
transformator, bila angkanya lebih kecil dari nomial beban
transformator disebut de-rating atau pembatasan beban.
Untuk menghitung kenaikan temperatur transformator
menggunakan data desain, pada transformator yang
menggunakan minyak pada belitannya rugi sasar lain menjadi
pertimbangan dalam operasinya, akan tetapi untuk
tranformator jenis kering umumnya tidak diperhitungkan.
Temperatur minyak bagian atas (top oil) akan meningkat
proporsional secara exponensial pangkat 0.8 dan dapat
diestimasi dari perhitungan rugi-rugi karena harmonisa [5]
dalam persamaan berikut:
Tabel 5. harmonisa arus GI Tosan
1
5
7
11
13
17
19
23
25
29
31
35
37
41
43
47
49
.
(9)
Dimana :
= rating temperatur top oil
= rugi tanpa beban
Sedangkan rugi berbeban keseluruhan adalah PLL adalah sama
dengan
(10)
h
h (pu)
100.0000
6.9503
7.2623
7.6127
4.9025
4.9316
4.0790
3.5425
3.7022
4.0793
4.0092
3.8862
3.6688
3.5672
3.2584
3.7896
3.6247
1.0000
0.0695
0.0726
0.0761
0.0490
0.0493
0.0408
0.0354
0.0370
0.0408
0.0401
0.0389
0.0367
0.0357
0.0326
0.0379
0.0362
adalah rugi ohmik karena pengaruh
Dimana
harmonisa arus, hot spot pada konduktor belitan akan naik
melebihi temperatur minyak pada bagian atas (top oil
temperature) karena kenaikan proporsional rugi berbeban
secara exponensial dipangkatkan 0.8 dan dihitung mengikuti
persamaan berikut [5]:
.
0
C
(11)
dan dapat ditulis dengan.
.
0
C
(12)
= Hot spot pada konduktor melampaui rating
Dimana:
kenaikan minyak top oil transformator.
Titik terpanas (hot spot) pada konduktor melebihi temperatur
rating transformator yang dapat dituliskan menjadi :
(13)
Sehingga temperatur titik terpanas (hot spot) pada winding
dapat diperkirakan kenaikannya karena distribusi dari
harmonisa, perhitungan ini digunakan untuk membatasi
temperatur kerja transfomator yang naik akibat meningkatnya
Gambar 4. Tampilan harmonisa arus pada fhasa A
transformator #1 GI Tosan
5
Perhitungan pengaruh harmonisa mengacu kepada standar
internasional (IEEE Std C57.110TM-2008). Hasil pengukuran
harmonisa pada transformator #1 GI Tosan selanjutnya
dihitung dengan persamaan (3) dan (4) untuk mendapatkan
nilai faktor harmonisa rugi arus eddy (FHL) dan faktor
harmonisa rugi sasar lain (FHL-STR). Untuk harmonisa kelipatan
3, seperti 3,6,9.. dan seterusnya tidak dimasukan dalam
perhitungan, karena berpengaruh hanya kepada besarnya
ukuran luas penampang konduktor pada titik netral. Tabulasi
perhitungannya sebagai berikut:
h
1
1.0000
1.0000
1.0000
h
(Ih/I1)
(Ih/I1)
1
1.0000
1.0000
2
2
(Ih/I1) * h
2
h
0.8
2
(Ih/I1) * h
5
0.0695
0.0048
25
0.1208
3.6239
0.0175
7
11
13
17
19
23
25
0.0726
0.0761
0.0490
0.0493
0.0408
0.0354
0.0370
49
121
169
289
361
529
625
0.2584
0.7012
0.4062
0.7029
0.6006
0.6639
0.8567
4.7433
6.8095
7.7831
9.6463
10.5439
12.2852
13.1326
0.0250
0.0395
0.0187
0.0235
0.0175
0.0154
0.0180
29
31
35
37
41
0.0408
0.0401
0.0389
0.0367
0.0357
841
961
1225
1369
1681
1.3995
1.5447
1.8501
1.8427
2.1391
14.7883
15.5987
17.1892
17.9706
19.5086
0.0246
0.0251
0.0260
0.0242
0.0248
43
47
49
Σ
0.0326
0.0379
0.0362
0.0053
0.0058
0.0024
0.0024
0.0017
0.0013
0.0014
0.0017
0.0016
0.0015
0.0013
0.0013
0.0011
0.0014
0.0013
1.0362
1849
2209
2401
1.9631
3.1723
3.1546
22.3767
20.2663
21.7610
22.4987
0.0215
0.0313
0.0296
1.3821
.
= 21.5942 dan
.
.
.
Pada sisi sekunder yang kumparannya ditempatkan pada
sisi bagian dalam belitan transformator, rugi belitannya dapat
dihitung sebagai berikut:
I22.R2 = 1.5 x (1732.12 x 0.0092) = 41.400 kW
Rugi dalam rating transformator :
I22.R = 41.4023 x (0.1683)2 = 6.96705 kW
0.8
Kenaikan temperatur titik terpanas belitan transformator
karena pengaruh harmonisa arus mengacu IEEE Standard
C57.110-2008 dimana angka per-unit nya dibuat dalam nilai
sebenarnya [13] menjadi:
68
55
6.96705
41.400
154.699 2.4
42.570 2.4
.
= 28.22 0C
Titik terpanas (hot spot) pada konduktor dapat dituliskan
sebagai berikut:
44.2 + 28.22 = 73.42 oC, apabila ambient temperatur
pada gardu induk dimana transformator tersebut ditempatkan
rata-rata adalah 300C, maka titik terpanas pada konduktor
menjadi:
Dari tabel didapatkan
.
227.413,56
258.000,00
= 45,2oC
Tabel 6 Perhitungan faktor rugi harmonisa transformator
GI Tosan
2
50
= 1.3338
73.42 + 30 = 103.42 0C
Ketika dilakukan pengukuran, beban transformator tercatat
698 amp atau 40% dari kapasitasnya. Akar dari Ih dibagi I1
didapat 1.0180 sehingga rugi berbeban, PLL (pu) = 1.01802 .
0.402 = 0.1683
Karena transformator menggunakan non thermally upgrade
insulation paper sebagai isolasi, maka temperatur titik
terpanas diatas kemampuan isolasi kertas transformator (980C)
yang digunakan untuk melapisi konduktor belitan, sehingga
terjadi proses percepatan penuaan isolasi, disamping terjadi
peningkatan rugi-rugi berbeban transformator sebesar 152.4
kW (227,413.56 – 75.022) atau meningkat sebesar 203 %.
Dari data didapatkan R1 = 0.62 Ohm, R2 = 0.0092 Ohm, I1 =
230.9 Amp, I2 = 1732.1 Amp
Dari persamaan (5) didapatkan total rugi sasar lain sebagai
berikut:
PTSL-R = 220 - 1.5 x (230.92 x 0.62+1732.12 x 0.0092)
= 129 kW
129 0.33 = 42.57 kW
129
42.57 = 86.43 kW
Rugi-rugi transformator tersebut selanjutnya dikelompokan
dalam tabel berikut:
Tabel 7 Perhitungan rugi-rugi transformator.
Gambar 5 kurva temperatur transformator #1 GI Tosan
mengacu kepada IEEE Std C-57,91-1995
Laju penuaan relative (V) untuk kertas isolasi belitan
didefinisikan dengan persamaan :
Dari persamaan (9) didapatkan
6
/
103.42 0C.
Dengan memasukan
.
Maka V =
tidak), sedangkan yang distorsi harmonisa arusnya rendah 10%
(90% tidak). Dari informasi ini dapat ditulis notasi untuk
probabilitas adalah :
(14)
/
ǀ
0.7
menyatakan probabilitas terjadi kerusakan
pada subsistem isolasi tranformator yang
distorsi harmonisa arusnya tinggi.
ǀ
0.35
menyatakan probabilitas terjadi kerusakan
pada subsistem isolasi tranformator yang
distorsi harmonisa arusnya sedang.
ǀ
0.1
menyatakan probabilitas terjadi kerusakan
pada subsistem isolasi tranformator yang
distorsi harmonisa arusnya rendah.
= 2.47
Transformator di estimasikan terjadi penurunan usia teknisnya
2.47 kali lebih cepat dari desain.
Metode yang sama untuk perhitungan transformator lain
didapatkan hasil sebagai berikut:
Tabel 8. Pengaruh distorsi harmonisa arus pada transformator
Dari teorema Bayes dapat ditulis probabilitas kerusakan pada
subsistem isolasi pada transformator yang distorsi harmonisa
arusnya tinggi adalah sebagai berikut:
ǀ
ǀ
.
V.
ANALISA RESIKO
Dengan melakukan kuantifikasi data tabel 8, karena
pengaruh harmonisa arus diketahui ada 2 unit transformator
(GI Tosan dan GI Pulogadung) mempunyai resiko tinggi
terjadi kegagalan fungsi, 1 unit transformator (#8 GI
Pulogadung) mempunyai resiko sedang terjadi kegagalan
fungsi dan 5 unit transformator memiliki resiko rendah terjadi
kegagalan fungsi. Probabilitasnya dapat ditulis dengan: P(T) =
2/8 = 0.25, P(S) = 0.125 dan P(R) = 0.625.
ǀ
ǀ
.
ǀ
ǀ
ǀ
ǀ
0.6222
0.7 0.25
ǀ
ǀ
0.1556
ǀ
ǀ
0.2222
0.7 0.25
0.7 0.25
0.7 0.25
0,35 0.125
ǀ
.
0,1 0.625
0,35 0.125
0,35 0.125 0,1 0.625
0,1 0.625
0,35 0.125
0,1 0.625
1. Melakukan pemeliharaan rutin dan non rutin yang meliputi
antara lain: Untuk transformator yang mempunyai resiko
tinggi dilakukan reklamasi minyak dan modifikasi system
pendingin, transformator dengan resiko sedang dilakukan
reklamasi minyak dan transformator dengan resikonya
rendah dilakukan filtering minyak.
2. Melakukan pembatasan pembebanan pada transformator
yang mempunyai resiko tinggi, serta melakukan perbaikan
transformator yang rusak sebagai cadangan dengan biaya
instalasi dengan perbaikan Rp. 3.000.000.000,- dan
pemeliharaan rutin tahunan.
ǀ
ǀ .
ǀ .
Untuk dapat mempertahankan unjuk kerja transformator
pada sampel yang dibahas dalam tulisan ini dilakukan dengan
3 alternatif, yaitu:
Probabilitas konditional untuk kejadian B dengan syarat A
adalah P(BǀA), jika A adalah komponen 1 gagal dan B adalah
komponen 2 gagal. Probabilitas kondisional P(BǀA) adalah
probabilitas kondisi gagalnya komponen 2 dengan syarat
komponen 1 tidak berfungsi (gagal), sehingga dapat ditulis
dengan [2]:
3. Hanya melakukan pemeliharaan rutin dan tidak melakukan
pemeliharaan non rutin apapun.
.
.
Dengan mempertimbangkan seluruh konsekuensi biaya
seperti: Pemeliharaan rutin Rp. 20 juta/tranformator,
modifikasi system pendingin Rp 150 juta/transformator,
reklamasi minyak Rp. 161 juta/transformer, filtering minyak
Rp15 juta/transformator, melakukan perbaikan belitan
transformator Rp. 2.5 Milyar, maka dapat dihitung pada tabel
9 berikut:
Berdasarkan data gangguan transformator di wilayah kerja
PT PLN (Persero) P3B JB Region Jakarta dan Banten,
transformator yang mengalami kerusakan pada sub system
isolasi karena distorsi harmonisanya tinggi adalah 70% (30%
tidak), dan yang distorsi harmonisa arusnya sedang 35% (65%
7
Tabel 9 Estimasi biaya stategi keputusan asset manager.
Alternatif 1. RA1 = (Rp. 662.000.000,- x 0.6222) + (Rp.
181.000.000 x 0.1556) + (Rp. 175.000.000 x 0.2222) = Rp.
436.200.000,-.
Alternatif 2,RA2 = (Rp. 3.020.000.000,- x 0.6222) + (Rp.
20.000.000 x 0.1556) + (Rp. 80.000.000 x 0.2222) = Rp.
1.633.333.333,-.
Alternatif 3, RA3 = (Rp. 2.500.000.000,- x 0.6222) + (Rp.
20.000.000 x 0.1556) + (Rp. 80.000.000 x 0.2222) = Rp.
1.356.000.000,Dari ketiga pilihan yang ditampilkan, maka resiko yang
paling rendah dapat diambil sebagai keputusan manajemen
adalah alternatif 1.
VI. KESIMPULAN
[1]
[2]
[3]
[4]
Dari FMEA dan FMECA diketahui komponen paling kritis
transformator adalah pada subsistem isolasinya
dibandingkan subsistem lainnya, sehingga yang perlu
dilakukan adalah mencari penyebab terjadinya kegagalan
pada subsistem isolasi transformator.
Hasil perhitungan menunjukan adanya laju proses penuaan
relatif pada 2 unit transformator yang dijadikan sampel,
yaitu pada: Transformer #1, GI Cilegon Baru sebesar 3.03
kali. Transformator #2 GI Tosan sebesar 2,47 kali.
Berdasar perhitungan resiko, maka langkah untuk
mempertahankan unjuk kerja transformator dalam
melayani konsumen adalah alternatif 1, dengan
pertimbangan resiko biayanya paling rendah.
Upaya lain adalah dengan membatasi konsumen yang
diketahui bebannya mempunyai peran besar terhadap
meningkatnya komponen harmonisa system tenaga,
mengacu kepada IEEE Std 519-1992 seperti yang
ditampilkan pada tabel 4.3 mengenai batasan distorsi
harmonisa. Akan tetapi upaya ini diluar kendali asset
manajer yang diberi kewenangan sebatas mengelola O&M
peralatan system penyaluran.
VII.
REFERENSI
[1]
Mart van der Meijden ,CIGRÉ 309, Working Group C1.1 ”Asset
Management of Transmission system and associated CIGRÉ
activities”.December 2006.
[2]
P.Boss, J-P Patelli. CIGRÉ 248, Working Group A2.20 ”Guide On
Economic Of Transformer Management”.June 2004.
[3]
V. Sokolov,J. Lapworth, J. Harley, P. Guuinic. CIGRÉ 227, Working
Group A2.18 ”Life Management Techniques For Power
Transformer”.January 2003.
[4]
Dugan, R. McGranaghan, MF. Santoso,S.Beatly,WH “Electrical
Power systems Quality”, second edition, 2003.
8
[5]
IEEE Standard C57,91-1995. “Loading Guide for mineral oil
immersed”, 1995.
[6]
IEEE standard P519A/D5, “Guide For Applying Harmonic Limit on
Power System”, may 1996.
[7]
Lindsay, William M & Evans, James R. “An Introduction to Six Sigma
& Proses Improvement” terjemahan. Salemba 4,2005.
[8]
Sumaryadi,
Hakim.Y,
Parmatrisanti,A.
Cahyono,B,
”Asset
Management pada Sistem Transmisi” PT PLN (Persero) P3B JB, 2008.
[9]
William H. Bartley P.E. International Association of Engineering
Insurer, 36th Annual Conference, Stockholm 2003
[10]
Wenyuan, Li, “Risk Assessment of power system, Models, Methods,
and Application” IEEE press, 2005.
[11]
IEC standard 60076-1 edition 2.1.“Power Transformer” 2000
[12]
IEC Standard 60076-7 ”Loading guide for oil-immersed power
transformers”, 2005.
[13]
IEEE Standard C57.110, Recommended Practice for Establishing
Liquid-Filled and Dry-Type Power and Distribution Transformer
Capability When Supplying Non-sinusoidal Load Currents, 2008.
[14]
IEEE Standard 519-1992. IEEE Recommended Practices and
Requirements for Harmonic Control in Electrical Power System, 2008.
[15]
Elmoudi, A, Assad. Evaluation of power system harmonic effect on
transformer, Dissertation Power Systems and High Voltage
Engineering, Helsinki University of Technology, Finland, 2006.
[16]
Pharmatrisanti, A. Sumaryadi. Cahyono,B. PLN Asset management
strategy for power transformer, Proceeding CEPSI, Macao, 2008.
[17]
Sumaryadi, Indora,T. Sinisuka. NI. Harmonic Current Impact to
Capability of Transformer#7 Pulogadung s/s, Proceeding ICEII,
Malaysia, 2009
[18]
Sumaryadi, Cahyono,B. Afianto.I Diagnostic Degradation Process of
Power Transformer Insulation System, Proceeding ICPADM, Harbin,
China, 2009
[19]
Sumaryadi, Susilo, A. Gumilang, H. Effect of Power System Harmonic
on Degradation process of Transformer Insulation System , Proceeding
ICPADM, Harbin, China, 2009
Asset Management,
Effort to take transformer performance from harmonics
power system impact
[Case study in PT PLN (Persero) P3B Java Bali Region Jakarta and Banten]
Sumaryadi, Nim : 23207320
School of Electrical Engineering and Informatics Institute of Technology Bandung
Jalan Ganesha Bandung, Indonesia
e-mail : sumaryadi@pln-jawa-bali.co.id
PT PLN (Persero) P3B Java Bali Region Jakarta dan Banten
Jln. Mayjen Sutoyo No.1 Cililitan Jakarta Timur, Indonesia
Abstract— Asset Management is a model to manage asset
which aimed to optimize the utilization of company resources.
The success of asset management depends on the ability to
determine the critical components of the equipment and to
define its condition. The applied methods are Failure Mode
Effect Analysis (FMEA) and Failure Mode Effect Critical
Analysis (FMECA). The result of FMEA and FMECA on
transformers operated by PT PLN (Persero) P3B Java Bali and
with refers to data from International Association of
Engineering Insurer 36th Annual Conference, Stockholm 2003,
the critical component of transformer is the insulation sub
system. Hence the root cause of failure of the insulation sub
system should be found.
Current distortion harmonic of the non linear load is one of
the factors that causes the increasing of transformer winding
temperature. Losses increased causes transformer de-rating
and relative ageing rate of the transformer paper insulation
In this paper we would like to describe the effect of current
load distortion harmonic on transformer performance and
kinds of effort that taken by the asset manager under
acceptable and controllable risk
Keyword: Asset Management, FMEA, FMECA, harmonic, de
rating transformer
I. INTRODUCTION
The limitation or the target of service level toward the
consumer made by the company owner is written in the
Key Performance Indicator (KPI) which is an indicator of
success in managing the assets. The knowledge and
workers skill, monetary, and physical asset are precious
assets for the company. This makes necessary to make a
managing of the three sources inside the asset management
in purpose of optimal the resources owned by the company
to reach a more effective and efficient result.
II. Transformer as an asset of the company owning it is very
important and vital for the power system which indicates
that the security and its reliability have to always be kept.
In reaching the service level there are many factors
influencing the transformer performance caused by the
operational and maintenance implemented pattern which
are not suitable with the technical and condition design
and also the environment where the transformer is located.
1
One of them is the high temperature which causes hot
spots at the winding which can be generated by many
causes, such as the short circuit between the coil and the
iron core, the harmonics because of the un-linear loads, or
the happening of partial discharge.
Risk
Cost
Manageable Risk
?
Investment in
Risk Based
Exploitation
Performance
Time
Pig.1 Manageable risk of asset management
Condition examination toward the transformer is the main
of the asset management process success to make a decision,
such as whether the asset will be kept operated with certain
risk counted before, or a repairmen be made at the part of the
asset or component which is the problem with a type, kind,
and pattern of operation that is the same as before, or repair
part of the asset, or return the asset into the initial position,
change parts of the tools or components with a different type,
kind, and pattern of the operational from before, modernizing
the applied tools with the product using the newest technology.
All those things are chosen by doing a calculation of
probability level for the happening and the consequences of
the risk from the decision taken.
Method to test the condition (condition assessment) is also
determining the success in implementation of the asset
management. CIGRÉ working group A2.18 review Life
Management Techniques for Transformer [3], utilizing several
methods of approach which are done in deciding the test of
asset condition, whether it is done manually or automatically
which are:
1. Quantifying the imperfect condition by developing the
physical process model probability of the appearance
failure of the applied tools that it is possible to define what
the characteristic and condition failure of asset.
2. Fingerprints for deciding the conclusion where the
conclusion of the maintenance data’s for the order of asset
condition assessment for the next period. In this case, the
conclusion and the reference used can be implemented for
all transformers with the same design and type, and this is
often called the fingerprint conclusion.
3. Trend analysis of the assessment result data; the analysis is
done periodically to know the pattern that the tendency
rate of the asset can be known if any changes or
imperfections occur. It is better that the examined data is
not based only on one sampling method that it can be
compared and it will support the decision if the result of
comparing are supporting each other, otherwise it will
need another test if the result are not supporting one
another.
4. Statistics analysis; this analysis is the most important part
from the asset management which is used to decide the
action or policy which will be done to the transformer. The
in formations which are gotten from the measurement,
monitoring and test results can be used to calculate the
probability of deviation or imperfection of the tools.
The failure path of each subsystem can be obtained by
analyzing the disturbances using FMEA method. The failure
path can be the same or supporting between a subsystem and
other subsystem. For the example from isolation subsystem, it
is gotten:
FAILURE PATH
INSULATIONS SUB SISTEM
C
M
E
Improper oil
preservation and
expansion system
M
Leakage of
Compartment
diverter OLTC
Dielectric
strength
reduce
Water
contamination
Insulation
breakdown
C
Oil
Contamination
C
PAPER
C
T
Temperature
Increase
Over Load
Distortion
current
harmonics
High
Temperature
(hot spot)
Oil
transformers
ocsidation
E
Acidity high
C
Insulation
papers
ocsidation
C
Moisture in
insulation
papers
Dielectric
strength
reduce
M
Tensile
strength
reduced
Pig 2. Failure path insulations sub system
From picture 2 it can be traced that there are some steps to
go before the isolation is broken. The existing indication and
the measuring and testing data’s are analyzed to get the
information from the steps before the disturbance to isolation
subsystem is happened.
It is started with knowing the subsystems to get the critical
component from the transformer system. According to CIGRE
227 Working group A2.18, transformers are divided into nine
subsystems which are:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
OIL
Product
degradation
insulation
papers
To get the critical component, according to FMEA and the
historical data’s such as: disturbance or damage data’s which
have happened to the transformer, and also the aspects which
are concerned in PT PLN (Persero) business process, the
aspects which are concerned in the component weighting
process are:
Bushing.
Cooling system.
Oil Preservation and Expansion.
Protection.
Dielectric or isolation system.
On Load Tap Changer.
Mechanical Structure.
Electromagnetic Circuit.
Current carrying circuit.
1. Frequency (F); frequency is how many times disturbances
occur during its operation time.
2. Escalation factor (L); this factor is used to defined how big
is the impact of one disturbance mode to damage a tool.
3. Cost (C); the criteria of cost is defined based on
maintenance cost realization or transformer repairmen
when the function failure occurs.
4. Safety factor (S); safety factor is used to defined the
impact of disturbance to the tool’s safety factor,
environment and people around.
5. Influence to system (Sys); System is availability of
transformer only, not the reliability of the whole electrical
power.
6. Effect on environment (E); it shows the disturbance effect
to the environment.
Those subsystems are the main support from the system
which is transformer. The failures which are possibly happen
in the subsystems can cause disturbance to the system’s
function that to determine any causes fault it had to be made
per subsystem. The action and prevention anticipation or
problem solving can be better if the model of disturbances can
be defined as detail as possible. Failure Mode Effect Analysis
(FMEA) method is needed to make the potentially failures list
of every mode from the system or tool and the effect to the
subsystems of the tool. The steps to do FMEA are:
Tabel 1, Transformer fault causes
a.
b.
c.
d.
Limiting the connected systems and tools.
Making list of all systems or components and subsystems.
Identifying all components and kinds of failure.
Indicating the value of failure or probability to indentify
kinds of failure in every component.
e. Making list of effects or impacts from any kind of failure
in the subsystems.
f. Giving codifications or sign to every kind of failure.
g. Checking every critical failure.
Transformer Fault causes
45%
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
MV Side
2
Relay
HV Side Unknowed Insulation
Bushing
LA
The value depends on the emphasis of KPI, if it is given
more attention to the environment aspects that the
environment aspects must be given a bigger number compared
to the other subsystem. According to management contact
between Jakarta and Banten region and PLN P3B, it is given
more attention to system and cost aspects in reaching the
performance target in Jakarta and Banten region.
Data The data which is used in the counting is distribution
transformer 60 MVA 150/20 kV uses oil as the cooler media
and also insulation media, ONAF oil cooler system at
fundamental frequency (50 Hz) loss which is gotten from the
manufacturer design data (75oC temperature) is as followed:
Zero load loss
: 38 kW
Load losses
: 220 kW
HV side coil
: 150,000 Volt, Wye.
Resistance value
: 0.62 Ohm
LV side coil
: 20,000 Volt, Wye.
Resistance value
: 0.0092 Ohm
The hottest temperature maximum (hot spot) according to IEC
354 is 98oC (non-thermally upgrade insulation paper).
Maximum increase on ambience condition 30oC temperature
is 55oC coil, 50oC transformer oil.
Tabel 2. Impact scoring
Aspek Lingkungan
Faktor eskalasi
Lingkungan
Nilai
Eskalasi
Aspek Keselamatan
Keselamatan
Nilai
Nilai
Tidak berpengaruh
terhadap lingkungan
1
Berdampak rendah
1
Tidak berpangaruh terhadap
manusia
1
Berpengaruh terhadap
lingkungan
2
Berdampak tinggi
2
Berpengaruh kepada orang
sekitar transformator
2
Berpengaruh kepada orang
sekitar swich-yard
3
Berpengaruh kepada orang
sekitar gardu induk
4
Berpengaruh kepada orang
diluar gardu induk
5
Frequensi
Aspek sistem
Frequensi gangguan
atau kelainan (%)
< 0.1
0.1 - 1
>1-10
>10 - 50
>50 - 100
Nilai
Sistem
Nilai
4
Tidak ada pengaruh
pada sistem
Berpengaruh < 30
menit
Berpengaruh 30 menit
s/d 2 jam
Berpengaruh 2 s/d 8
jam
5
Berpengaruh > 8 jam
1
2
3
III. HARMONIC IMPACT ON TRANSFORMER
Aspek Biaya
Biaya (dalam jutaan rupiah)
1
<1
1
2
1 s/d 10
2
3
>10 s/d 50
3
4
>50 s/d 200
4
>200 s/d 500
5
5
Transformer loss is grouped into load losses and no load
losses. Losses without load especially on transformer core
which consists of eddy current losses and hysteresis loss.
While load losses consist of dc loss (Pdc) on transformer coil
and stray losses. Stray losses consist of eddy current losses at
coil (PEC) and other stray losses at transformer part. The
amount of other stray losses (POSL) depends on the
construction of transformer that if it is made in one whole
transformer losses equation, it can be written as:
Nilai
>500 s/d 1.000
6
>1.000 s/d 3.000
7
>3.000 s/d 5.000
8
> 5.000
9
PTL = PNL + PLL
After giving value to each of disturbance mode, the
ranking of disturbance mode is made. The highest number
shows the most critical component from the subsystem. This
highest number is center of attention in measuring and testing,
this step of Failure Mode Effect Critical Analysis (FMECA).
(1)
Where: no load losses PNL and load losses PLL.
Tabel 3 FMECA Transformer 60 MVA 150/20 kV
No
1
SUB
SYSTEM
SUB SUB
SYSTEM
Failure Mode
Insulation
TFC
Bushing seal leakage
Oil bushing oozing
Bushing
Conductor
2
Cooling
3
Oil
Preservation
and
Expansion
4
Protection
Consevator
Dielectric
6
OLTC
7
Mechanical
Structure
8
Electro
magnetic
circuit
9
Current
carrying
circuit
75
5
3
Freq
F
5
3
3
effect
escalat
ions
S
Sys
E
C
1
1
1
1
1
1
2
3
3
1
1
1
1
2
2
W
10
18
18
overheating at bushing
clamps
1
2
1
1
3
1
1
6
Windings motors damage
Fan Bearing damage
Change fan contactors
Indicatos glass broken
Conservator oozing
10
13
11
2
1
3
3
3
2
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
3
2
2
1
2
9
6
6
2
4
Silica Gel
Sileca gel saturated
12
3
1
1
1
1
1
3
sudden pressure
thermal relay
differential
bucholz/jansen
Mal protection
Human Error
Electric relay failure
Mechanics relay failure
Bucholz relays oozing
15
4
2
10
1
3
3
2
3
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
3
3
4
4
4
1
1
1
1
1
1
2
4
3
2
9
18
32
36
16
Control systems failure
11
3
1
1
4
1
2
24
Oil
5
Total
fault
Papers
Magnetics core,
tight systems,
grounding
systems
Winding,spacer,
connektor
Gassing and overheating
2
2
1
1
5
1
9
90
overheating
2
2
1
1
5
1
9
90
TFC
75
4
1
1
2
1
1
8
Anomally connection
winding to OLTC terminals
1
2
1
1
5
1
4
40
TFC
Main tank damage
Poor Grounding
75
2
4
4
2
2
1
1
1
1
1
1
2
4
3
1
1
1
1
2
1
8
16
6
TFC
75
4
1
1
2
1
1
8
Winding deformations
1
2
1
1
5
1
8
80
Poor Grounding
4
3
1
1
3
1
1
9
TFC
75
4
1
1
2
1
1
8
Anomally connection
winding to OLTC terminals
1
2
1
1
5
1
4
40
Winding deformations
1
2
1
1
5
1
8
80
short circuit turn to turn
2
2
1
1
5
1
8
80
Pig. 3 taxonomy transformer losses.
There are some categories of transformer loss based on the
causes. Transformer loss because of the load current flow
through transformer winding is included in the categories of: a)
ohmic loss (I2R), result of load current flow on conductor or
coil and it is called as dc loss, b) eddy current losses (PEC) on
conductor or winding which is caused by alternating stray flux
and other stray losses (POSL) at the core and metal and also
transformer wall caused by the cutting of stray flux. To
understand the losses on transformer, picture 3 shows the loss
taxonomy on transformer.
3
Transformer ability or performance to be able to operate its
function highly depends on how big the losses that it need to
be found the load losses and harmonic loss factor to get eddy
current loss and also other stray losses. The used calculation
for the transformer on its rating in per-unit (pu) is:
1
= eddy current loss according the rating
In this paper it is examined the transformer which use oil,
the formula which is used in this calculation is used to
determine the maximum current which can be loaded to the
transformer is [15]:
(2)
When:
= load loss on transformer rating.
= eddy current loss on coil on transformer rating
= other stray losses on transformer rating
The maximum current which can be loaded to the
transformer, if the number is smaller than transformer load
nominal, it is called as de-rating or load limitation
While harmonic factor of eddy current is gotten by the
equation:
∑
∑
To calculate transformer temperature increase using design
data on transformer which use oil on the coil, other stray
losses become consideration in the operation, but it is not
counted on the dry transformer. The temperature of top oil
will proportional increase exponentially to the 0.8 power and
can be estimated from the losses calculation because the
harmonic [5] in the equation below:
(3)
For the harmonic factor of other stray losses is gotten from the
equation below:
∑
.
.
∑
(4)
.
(9)
Where:
h
Ih
I1
= harmonic factor for other stray losses.
= hth harmonic order.
= current with hth harmonic component
= fundamental load current (ampere)
Where:
= top oil temperature rating
= no load losses
To calculate transformer capacity using the design data,
according to IEEE Std C57.12.90-1993 and IEEE Std
C57.12.91-1995, the other stray losses component from the
load losses is calculation by including dc loss (I2R) from
transformer losses data [13] in the equation below:
.
.
While total load losses is PLL, the same with:
(5)
C
(11)
0
(12)
and can be written as:
.
C
Where:
= Hot spot on the conductor exceed the
transformer top oil increase rating.
(6)
The hottest spot on conductor exceed the transformer rating
temperature which can be written as:
Other stray losses can be calculated by using the equation:
Watt
0
.
Assumption which is used in IEEE Std C57.110-1998 for
transformer with oil cooler type to get eddy current loss by
using the calculation of other stray losses is using the method
as follow:
Watt
(10)
is an ohmic loss because of the current
Where
harmonic impact, hot spot on coil conductor will increase
exceed the top oil temperature because of the proportional
increase exponentially to the 0.8th power and can be calculated
by the equation [5]:
Where:
K
= 1.5 for three phase transformer.
= total of other stray losses according the rating.
= load losses according the rating.
R1
= resistance value (3phase) on high voltage side.
= resistance value (3phase) on low voltage side.
R2
= current rating on main high voltage side.
= current rating on secondary low voltage side.
0.33
(13)
(7)
The increase on hottest spot temperature on winding can
be estimated because the distribution from harmonic. This
calculation is used to limit the increase transformer working
Where:
= other stray losses according the rating
= total stray losses according the rating
4
temperature caused by the increase of load losses, caused by
the harmonic element on load current.
Calculation of the harmonic influence is according to the
international standard (IEEE Std C57.110TM-2008). The result
of the harmonic measurement at the transformer #1 GI Tosan
moreover is calculated with the formula (3) and (4) to get the
harmonic factor of eddy current loss magnitude (FHL) and
harmonic factor of other target losses (FHL-STR). The harmonic
as a multiple of 3, such as 3,6,9.. etc is not included in the
calculation because it affects only the magnitude of the
surface area dimension of the conductor at the neutral
grounding. The calculation tabulation is as follow:
IV. CALCULATION
The harmonic data is taken from several locations of main
electrical relay station of PT PLN (Persero) P3B Java Bali
Region Jakarta and Banten with chosen aspect: the pollution
aspect can emerge the partial discharge at the isolator which
affects the magnitude of the harmonics. The types of
consumer load are considered as the harmonic contributor on
the power system. An example shown by the calculation of the
Tosan substation (s/s) transformer which serves the arc
furnace industrial consumer type, monitoring at the secondary
side for 7 days continually.
Table 6. Calculation of the loss factor of transformer harmonic
in Tosan s/s
h
(Ih/I1)
(Ih/I1)2
Tabel 5. Current harmonics distortion Tosan s/s
1
1.0000
1.0000
1
1.0000
1.0000
1.0000
5
0.0695
0.0048
25
0.1208
3.6239
0.0175
h
h (pu)
100.0000
6.9503
7.2623
7.6127
4.9025
4.9316
4.0790
3.5425
3.7022
4.0793
4.0092
3.8862
3.6688
3.5672
3.2584
3.7896
3.6247
1.0000
0.0695
0.0726
0.0761
0.0490
0.0493
0.0408
0.0354
0.0370
0.0408
0.0401
0.0389
0.0367
0.0357
0.0326
0.0379
0.0362
7
11
13
17
19
23
25
0.0726
0.0761
0.0490
0.0493
0.0408
0.0354
0.0370
49
121
169
289
361
529
625
0.2584
0.7012
0.4062
0.7029
0.6006
0.6639
0.8567
4.7433
6.8095
7.7831
9.6463
10.5439
12.2852
13.1326
0.0250
0.0395
0.0187
0.0235
0.0175
0.0154
0.0180
29
31
35
37
41
0.0408
0.0401
0.0389
0.0367
0.0357
841
961
1225
1369
1681
1.3995
1.5447
1.8501
1.8427
2.1391
14.7883
15.5987
17.1892
17.9706
19.5086
0.0246
0.0251
0.0260
0.0242
0.0248
43
47
49
Σ
0.0326
0.0379
0.0362
0.0053
0.0058
0.0024
0.0024
0.0017
0.0013
0.0014
0.0017
0.0016
0.0015
0.0013
0.0013
0.0011
0.0014
0.0013
1.0362
1849
2209
2401
1.9631
3.1723
3.1546
22.3767
20.2663
21.7610
22.4987
0.0215
0.0313
0.0296
1.3821
1
5
7
11
13
17
19
23
25
29
31
35
37
41
43
47
49
h2
(Ih/I1)2 * h2
h0.8
(Ih/I1)2 * h0.8
From the table it can be calculated
.
.
= 21.5942 and
.
.
= 1.3338
When the measurement is made, the transformer load is
noted 698 amp or 40% from its capacity. The root of Ih be
divided by I1 is counted 1.0180 that the load loss, PLL (pu) =
1.01802 . 0.402 = 0.1683.
From the data it is got R1 = 0.62 Ohm, R2 = 0.0092 Ohm, I1 =
230.9 Amp, I2 = 1732.1 Amp.
From the equation (5) we have the total other target loss as
follow:
PTSL-R = 220 - 1.5 x (230.92 x 0.62+1732.12 x 0.0092)
= 129 kW
129 0.33 = 42.57 kW
129
42.57 = 86.43 kW
The loss of the transformer is then classified in the following
table:
Tabel 7 Calculation transformer losses.
Losses type
Pig 4. Curve current harmonics distortion phase A
transformer #1Tosan s/s
Losses of transformer rate Load Losses
Losses correction
No Load
Rdc (I 2 R)
Eddy Current
38,000.00 38,000.00
38,000.00
91,000.00 15,314.05
15,314.05
42,570.00 7,163.95 21.59 154,699.91
Other Stray
Total losses
86,430.00 14,544.98 1.33 19,399.59
227,413.56
258,000.00 75,022.98
From the equation (9) we have
5
Harmonic factor
50
103.42 0C on the equation
input
.
227.413,56
258.000,00
.
that V =
/
= 2.47
= 45,2oC
The transformer is estimated to undergo such an age decrease
technically 2.47 times faster than the one according to the
design.
At the secondary side of the one with the winding placed at
the inner side of the transformer coil, the coil loss can be
calculated as follow:
The same method for the other transformers calculation
results as follow:
I22.R2 = 1.5 x (1732.12 x 0.0092) = 41.400 kW
Rugi dalam rating transformator :
Table 8. The effect of current distortion impact at the transformer
2
2
I2 .R = 41.4023 x (0.1683) = 6.96705 kW
The increase of temperature in the hottest point of the
transformer coil because of the current harmonic influence is
based on IEEE Standard C57.110-2008 where the number perunit is made in the real amount [13] as:
68
55
6.96705
41.400
154.699 2.4
42.570 2.4
.
= 28.22 0C
The hot spot at the conductor can be written as follow:
V.
44.2 + 28.22 = 73.42oC, if the temperature ambient at
the relay station where that transformer is placed is 30oC on
average, the hot spot at the conductor becomes:
By quantifying the data in table 8, because of the current
harmonic influence, it is known that there are 2 transformer
units (Tosan and Pulogadung s/s) having the high risk of
malfunction, 1 transformer unit (#8 Pulogadung s/s) having
medium risk of malfunction, and 5 transformer units having
low risk of failure. The probability can be written by: P(T) =
2/8 = 0.25, P(S) = 0.125 and P(R) = 0.625.
73.42 + 30 = 103.42 0C
Because the transformer uses non thermally upgrade
insulation paper as isolation, the hot spot temperature is above
the insulation ability of the transformer paper (98oC) which is
used to cover the coil conductor that the isolation aging
acceleration process happens beside the occurrence of the
increase of transformer load loss in the amount of 152.4 kW
(227,413.56 – 75.022) or about 203%.
The conditional probability for the occurrence B, given A,
is P(BǀA) for A is the failed component 1 and B is the failed
component 2. The conditional probability P(BǀA) is a
probability of failure condition of component 2, given
component 1 is failed, that it can be written as [2]:
103.42
98⁰C
ǀ
Pig.5 temperature curve of transformator #1 GI Tosan
Refer to IEEE standard C-57,91-1995
ǀ
The relative aging rate (V) for the coil isolation paper is
defined with the equation:
/
ǀ
ǀ
.
ǀ
ǀ
.
.
According to the data of transformer disturbance in the
region of work of PT PLN (Persero) P3B JB Region Jakarta
and Banten, the transformer undergoing damage at the
isolation subsystem because the harmonic distortion is high is
70% (30% is not), and the current harmonic distortion is 35%
(65% is not), while the one whose current harmonic distortion
is low is 10% (90% is not). From this information, the
notation for probability can be written as follow:
30⁰C
RISK ANALYSIS
(14)
6
0.7
Indicating the probability of damage
occurring at the subsystem of transformer
isolation whose current harmonic distortion
is high.
ǀ
0.35 Indicating the probability of damage
occurring at the subsystem of transformer
isolation whose current harmonic distortion
is medium.
ǀ
0.1 Indicating the probability of damage
occurring at the subsystem of transformer
isolation whose current harmonic distortion
is low.
Alternative 1, RA1 = (Rp.662,000,000 x
0.6222) +
(Rp.181,000,000 x 0.1556) + (Rp.175,000,000 x 0.2222) =
Rp.436,200,000.
0.6222) +
Alternative 2, RA2 = (Rp.3,020,000,000 x
(Rp.20,000,000 x 0.1556) + (Rp.80,000,000 x 0.2222) =
Rp.1,633,333,333.
0.6222) +
Alternative 3, RA3 = (Rp.2,500,000,000 x
(Rp.20,000,000 x 0.1556) + (Rp.80,000,000 x 0.2222) =
Rp.1,356,000,000.
From the Bayes’ theorem it can be written the probability of
damage at the insulation subsystem at the transformer whose
current harmonic distortion as follow.
ǀ
ǀ
.
ǀ
ǀ
0.6222
0.7 0.25
ǀ
ǀ
0.1556
0.7 0.25
ǀ
ǀ
0.2222
0.7 0.25
ǀ .
ǀ .
0.7 0.25
0,35 0.125
ǀ
From these three choices presented, the lowest risk which
is able to be taken as the management decision is the
alternative 1.
.
VI. CONCLUSION
0,1 0.625
[1]
0,35 0.125
0,35 0.125 0,1 0.625
[2]
0,1 0.625
0,35 0.125
0,1 0.625
[3]
To maintain the transformer performance at the sample
examined in this paper, 3 alternatives are implemented which
are:
[4]
1. Doing routine and not routine maintenance including: the
transformer with high risk receives oil reclamation and
cooler system modification; the transformer with medium
risk receives oil reclamation; and the transformer with low
risk receives oil filtering.
2. Limiting the loading at the transformer which has high risk
and repairing broken transformers as a reserve with
installation cost and repair Rp.3,000,000,000 and yearly
routine maintenance.
From FMEA and FMECA, the most critical component of
transformer is in the insulation subsystem compared to the
other subsystem that the thing needed to be done is finding
the cause of the failure at the insulation subsystem at the
transformer.
The result of the calculation shows the rate of relative
aging at 2 transformer unit being the sample which are
transformer #1, Cilegon Baru s/s for about 3.03 times and
transformer #2 Tosan s/s in the amount of 2.47 times.
Based on the risk calculation, the step in order to maintain
the transformer performance in serving the consumer is the
alternative 1 with the lowest cost of risk judgment aspect.
The other effort is by limiting the consumer who is known
as having a big role of the load toward the increase of
power system harmonic component according to the IEEE
Std 519-1992 as it is shown in table 4.3 about the
harmonic distortion boundary. However, this effort is out
of control of the manager asset who is given authority to
manage O&M distribution system tools.
VII.
REFERENCE
[1]
Mart van der Meijden ,CIGRÉ 309, Working Group C1.1 ”Asset
Management of Transmission system and associated CIGRÉ
activities”.December 2006.
3. Only doing routine maintenance and not doing any non
routine maintenance.
By considering the whole cost consequences, such as
routine maintenance Rp.20 millions/transformer, cooling
system modification Rp.150 millions/transformer, oil
reclamation Rp.161 millions/transformer, oil filtering Rp.15
millions/transformer, repairing the transformer coil Rp.2.5
billion, it can be calculated as in table 9 below:
[2]
P.Boss, J-P Patelli. CIGRÉ 248, Working Group A2.20 ”Guide On
Economic Of Transformer Management”.June 2004.
[3]
V. Sokolov,J. Lapworth, J. Harley, P. Guuinic. CIGRÉ 227, Working
Group A2.18 ”Life Management Techniques For Power
Transformer”.January 2003.
[4]
Dugan, R. McGranaghan, MF. Santoso,S.Beatly,WH “Electrical
Power systems Quality”, second edition, 2003.
[5]
IEEE Standard C57,91-1995. “Loading Guide for mineral oil
immersed”, 1995.
Table 9 Cost estimated for the manager asset decision strategy
[6]
IEEE standard P519A/D5, “Guide For Applying Harmonic Limit on
Power System”, may 1996.
[7]
Lindsay, William M & Evans, James R. “An Introduction to Six Sigma
& Proses Improvement” terjemahan. Salemba 4,2005.
[8]
Sumaryadi,
Hakim.Y,
Parmatrisanti,A.
Cahyono,B,
”Asset
Management pada Sistem Transmisi” PT PLN (Persero) P3B JB, 2008.
[9]
William H. Bartley P.E. International Association of Engineering
Insurer, 36th Annual Conference, Stockholm 2003
7
[10]
Wenyuan, Li, “Risk Assessment of power system, Models, Methods,
and Application” IEEE press, 2005.
[11]
IEC standard 60076-1 edition 2.1.“Power Transformer” 2000
[12]
IEC Standard 60076-7 ”Loading guide for oil-immersed power
transformers”, 2005.
[13]
IEEE Standard C57.110, Recommended Practice for Establishing
Liquid-Filled and Dry-Type Power and Distribution Transformer
Capability When Supplying Non-sinusoidal Load Currents, 2008.
[14]
IEEE Standard 519-1992. IEEE Recommended Practices and
Requirements for Harmonic Control in Electrical Power System, 2008.
[15]
Elmoudi, A, Assad. Evaluation of power system harmonic effect on
transformer, Dissertation Power Systems and High Voltage
Engineering, Helsinki University of Technology, Finland, 2006.
[16]
Pharmatrisanti, A. Sumaryadi. Cahyono,B. PLN Asset management
strategy for power transformer, Proceeding CEPSI, Macao, 2008.
[17]
Sumaryadi, Indora,T. Sinisuka. NI. Harmonic Current Impact to
Capability of Transformer#7 Pulogadung s/s, Proceeding ICEII,
Malaysia, 2009
[18]
Sumaryadi, Cahyono,B. Afianto.I Diagnostic Degradation Process of
Power Transformer Insulation System, Proceeding ICPADM, Harbin,
China, 2009
[19]
Sumaryadi, Susilo, A. Gumilang, H. Effect of Power System Harmonic
on Degradation process of Transformer Insulation System , Proceeding
ICPADM, Harbin, China, 2009
8