Hasil analisis gas terlarut (DGA) yang tidak normal, pengoperasian relai gas, dan kenaikan suhu yang berlebihan pada transformator pentanahan terendam minyak biasanya bukan masalah yang terisolasi. Hal tersebut seringkali merupakan indikasi gabungan dari pemanasan berlebih internal, pelepasan parsial, busur listrik, atau degradasi isolasi. Diagnosis yang andal harus mengintegrasikan analisis gas terlarut, pemantauan kondisi termal, dan pengujian listrik, dengan mengacu pada standar IEC yang berlaku.
Produsen Transformator Pentanahan Netral
1. Kelainan DGA: Indikator Kimia dari Gangguan Internal
Analisis gas terlarut adalah salah satu metode paling efektif untuk mendeteksi gangguan tersembunyi pada transformator terendam minyak. Menurut IEC 60599, gas-gas utama seperti hidrogen (H₂), metana (CH₄), etana (C₂H₆), etilena (C₂H₄), asetilena (C₂H₂), karbon monoksida (CO), dan karbon dioksida (CO₂) dapat membantu mengidentifikasi jenis gangguan internal.
| Gas Karakteristik |
Jenis Kemungkinan Gangguan |
Penyebab Umum |
| Terutama H₂ |
Pelepasan parsial |
Kelembapan dalam isolasi, gelembung gas, tegangan listrik tinggi |
| Terutama CH₄ dan C₂H₄ |
Pemanasan berlebih suhu rendah |
Pemanasan berlebih inti lokal, sambungan longgar |
| Terutama C₂H₄ |
Pemanasan berlebih suhu sedang hingga tinggi |
Pembumian multi-titik inti, pemanasan fluks sesat |
| Keberadaan C₂H₂ |
Pemanasan berlebih suhu tinggi atau pelepasan muatan |
Hubungan singkat antar lilitan, pelepasan muatan pada penghubung, pembentukan busur api |
| Peningkatan CO dan CO₂ |
Penuaan isolasi padat |
Karbonisasi isolasi kertas atau degradasi termal |
Poin-poin interpretasi kunci:
- Hasil DGA tunggal tidak boleh digunakan sebagai satu-satunya dasar untuk diagnosis gangguan. Laju pembentukan gas dan rasio gas, seperti metode rasio IEC atau metode Segitiga Duval, harus dipertimbangkan.
- Bahkan jika konsentrasi gas berada di bawah tingkat kekhawatiran yang khas, peningkatan laju pembentukan gas yang cepat harus diperlakukan sebagai kondisi abnormal.
- Jika trafo pentanahan dilengkapi dengan pengubah tap berbeban atau pengubah tap tanpa beban, hasil DGA dari kompartemen minyak pengubah tap harus dianalisis secara terpisah. Segitiga Duval 2 dapat dijadikan referensi jika berlaku.
- Kemunculan asetilena memerlukan perhatian khusus, karena dapat mengindikasikan pelepasan energi tinggi atau gangguan serius. Namun, penilaian akhir harus didasarkan pada konsentrasi gas, laju pembentukan gas, dan hasil uji listrik.
2. Operasi Relai Gas: Indikator Langsung Tingkat Keparahan Gangguan
Relai gas biasanya diklasifikasikan sebagai proteksi gas ringan, yang mengeluarkan sinyal alarm, dan proteksi gas berat, yang menginisiasi pemutusan. Setelah operasi relai gas, gas bebas dari relai dan sampel minyak dari tangki utama harus dikumpulkan dan dianalisis sesuai dengan IEC 60599.
Penyebab umum operasi gas ringan:
- Pemanasan berlebih internal ringan atau pelepasan parsial yang menghasilkan sejumlah kecil gas mudah terbakar;
- Masuknya udara akibat pelepasan udara yang tidak sempurna setelah filtrasi minyak atau pengisian minyak, atau akibat penyegelan yang buruk;
- Tingkat minyak rendah yang menyebabkan akumulasi gas di dalam relai;
- Gangguan aliran minyak yang disebabkan oleh dampak hubung singkat eksternal.
Penyebab umum operasi gas berat:
- Hubung singkat belitan antar lilitan, antar lapisan, atau antar fase;
- Percikan api internal;
- Pemanasan berlebih inti yang parah disertai dengan dampak aliran minyak yang kuat;
- Hubung singkat gangguan tembus yang parah di dekat trafo.
Catatan: Jika relai gas ringan beroperasi dan gas yang terkumpul tidak mudah terbakar, penyegelan, tingkat minyak, dan pelepasan udara harus diperiksa terlebih dahulu. Jika gas tersebut mudah terbakar, atau jika relai gas berat beroperasi, trafo tidak boleh dienergikan kembali hingga penyebabnya teridentifikasi.
3. Kenaikan Suhu Berlebih: Tanda-tanda Nyata Ketidaknormalan Termal
Penilaian kenaikan suhu harus dilakukan sesuai dengan IEC 60076-2:2011, yang membedakan tiga kategori utama kenaikan suhu:
- Kenaikan suhu minyak atas: perbedaan antara suhu minyak atas dan suhu medium pendingin di bawah beban kontinu nominal;
- Kenaikan suhu belitan rata-rata: biasanya ditentukan dengan metode resistansi;
- Kenaikan suhu titik panas belitan: mencerminkan tegangan termal pada titik terpanas dari isolasi belitan.
Menurut IEC 60076-2:2011, batas kenaikan suhu tipikal untuk trafo rendaman minyak di bawah beban kontinu nominal adalah: kenaikan suhu minyak atas tidak melebihi 60 K, dan kenaikan suhu belitan rata-rata tidak melebihi 65 K. Kenaikan suhu titik panas bergantung pada kelas termal isolasi, metode pendinginan, dan model termal. Untuk isolasi Kelas A, referensi suhu titik panas untuk penuaan normal umumnya diambil sebesar 98 °C. Batas aktual yang berlaku harus dikonfirmasi berdasarkan papan nama peralatan, dokumen teknis pabrikan, dan versi IEC 60076-2 yang berlaku.
Evaluasi beban berlebih dapat merujuk pada IEC 60076-7, yang mengklasifikasikan beban berlebih menjadi pembebanan siklik normal, pembebanan darurat jangka panjang, dan pembebanan darurat jangka pendek. Tingkat beban berlebih yang diizinkan bergantung pada rasio beban awal, suhu ambien, dan metode pendinginan.
Penyebab eksternal:
- Operasi beban berlebih;
- Kegagalan sistem pendingin, seperti radiator yang tersumbat atau kipas dan pompa minyak yang berhenti;
- Suhu ambien tinggi atau ventilasi yang buruk;
- Perangkat pengukur suhu yang tidak normal, yang dapat memberikan pembacaan tinggi yang salah.
Penyebab internal:
- Pembumian multi-titik pada inti yang menyebabkan arus sirkulasi;
- Hubung singkat belitan antar lilitan, antar lapisan, atau antar untaian;
- Kontak yang buruk pada pengubah tap;
- Pemanasan berlebih lokal pada struktur penjepit atau dinding tangki yang disebabkan oleh fluks bocor;
- Penurunan kualitas minyak isolasi, yang mengurangi disipasi panas dan kinerja isolasi.
4. Pertimbangan Khusus untuk Trafo Pentanahan
Trafo pentanahan umumnya dirancang dengan koneksi zigzag atau belitan pentanahan khusus. Dalam kondisi operasi normal, bebannya relatif rendah. Namun, selama gangguan tanah satu fase, trafo ini mungkin diminta untuk membawa arus urutan nol yang relatif tinggi untuk jangka waktu pendek. Poin-poin berikut harus mendapat perhatian khusus selama diagnosis gangguan:
- Durasi arus urutan nol dan efek akumulasi termalnya;
- Pengaruh metode pembumian netral terhadap besaran arus gangguan;
- Kondisi arus pembumian inti. Arus pembumian inti yang dapat diterima harus diverifikasi terhadap dokumen teknis pabrikan atau spesifikasi proyek. Jika nilainya meningkat secara signifikan, kemungkinan pembumian inti multi-titik harus dievaluasi bersama dengan hasil DGA, uji isolasi, dan kondisi operasi di lapangan.
5. Prosedur Diagnosis dan Penanganan Terintegrasi
| Kondisi Teramati |
Arah Kemungkinan Gangguan |
Tindakan yang Direkomendasikan |
| Peningkatan total hidrokarbon, terutama C₂H₄/CH₄, tanpa C₂H₂ |
Gangguan panas berlebih |
Periksa arus pembumian inti, pengubah tap, dan sistem pendingin |
| Peningkatan H₂ dengan sinyal lucutan parsial |
Lucutan parsial atau kelembapan |
Uji kadar air, rugi-rugi dielektrik, dan lucutan parsial |
| Munculnya atau peningkatan cepat C₂H₂ |
Lucutan atau hubung singkat |
Ukur resistansi DC belitan dan lakukan uji isolasi |
| Operasi gas ringan dengan gas tidak mudah terbakar |
Masuknya udara atau level minyak rendah |
Periksa penyegelan, lakukan pelepasan udara, dan isi ulang minyak jika perlu |
| Peningkatan kenaikan suhu dengan DGA abnormal |
Pemanasan berlebih internal atau lucutan |
Evaluasi beban, kondisi pendinginan, dan hasil uji listrik |
Prinsip penanganan umum:
- Verifikasi keandalan data lapangan, termasuk indikator suhu, arus beban, tingkat minyak, dan status sistem pendingin;
- Kumpulkan sampel gas dan minyak untuk DGA dan periksa kemampuan bakar gas;
- Kesampingkan faktor eksternal seperti kegagalan sistem pendingin, masalah penyegelan, beban berlebih, dan kesalahan pengukuran suhu;
- Lakukan pengujian listrik, seperti resistansi DC belitan, resistansi isolasi, rugi-rugi dielektrik, dan pengukuran arus pembumian inti;
- Tentukan apakah akan memperpendek interval pemantauan, mengatur pemeliharaan saat pemadaman, atau mengambil tindakan pemadaman darurat sesuai dengan sifat gangguan.
Standar Referensi
- IEC 60599 — Panduan untuk interpretasi gas terlarut dan gas bebas pada peralatan listrik berisi minyak mineral
- IEC 60076-2:2011 — Kenaikan suhu untuk transformator terendam cairan
- IEC 60076-7 — Panduan pembebanan untuk transformator daya terendam minyak mineral
Artikel ini hanya untuk referensi teknis. Diagnosis aktual dan keputusan operasional harus didasarkan pada papan nama peralatan, dokumen teknis pabrikan, hasil pengujian di lokasi, dan versi standar IEC atau standar nasional yang berlaku.
Hasil analisis gas terlarut harus dievaluasi bersama dengan laju pembentukan gas, rasio gas, analisis gas bebas, riwayat beban, pengujian listrik, dan kondisi operasi di lokasi. Hasil DGA tunggal tidak boleh digunakan sebagai satu-satunya dasar untuk penentuan gangguan.
Masuk
