Panduan Teknologi Pengujian Transformator Terbaru
Trafo datang dalam berbagai jenis, utamanya trafo terendam minyak dan trafo kering. Manifestasi kerusakan mereka bervariasi, tetapi sebagian besar kegagalan terkonsentrasi pada lilitan, inti, komponen penghubung, dan kontaminasi minyak. Misalnya, kerusakan isolasi lilitan, sirkuit terbuka, sirkuit pendek, dan sirkuit pendek antar lilitan di titik koneksi. Gejala eksternal umum dari kerusakan trafo termasuk pemanasan berlebihan, kenaikan suhu yang berlebihan, suara abnormal, dan ketidakseimbangan tiga fase.
Pemeliharaan rutin trafo terutama mencakup pengujian isolasi (resistansi isolasi, rasio penyerapan dielektrik, dll.), pengukuran resistansi DC (untuk mendeteksi kerusakan terkait lilitan), inspeksi angkat inti, dan uji beban kosong. Beberapa perusahaan juga menganalisis kualitas minyak trafo terendam minyak untuk memastikan bahwa isolasi listrik dan performa termalnya tetap utuh.
Berikut adalah beberapa metode pengujian trafo lanjutan untuk referensi.
1. Metode ALL-Test
Inti dari metode ALL-Test adalah menggunakan sinyal frekuensi tinggi, tegangan rendah—bukan sinyal tegangan tinggi—untuk mengukur parameter internal seperti resistansi DC, impedansi, sudut fase induktansi lilitan, dan rasio arus-ke-frekuensi (I/F) dari peralatan berbasis lilitan. Ini memungkinkan penilaian akurat dari kerusakan internal dan tahap perkembangannya. Keuntungan dari metode ini adalah:
Memungkinkan diagnosis kerusakan cepat di tempat, membantu menentukan apakah inspeksi lebih lanjut yang memakan waktu dan tenaga—seperti angkat inti—diperlukan.
Akurasi pengukuran tinggi. Karena resistansi DC lilitan trafo biasanya sangat rendah, penggunaan sinyal frekuensi tinggi dengan tegangan rendah menghindari peningkatan cacat yang ada. Dengan presisi hingga tiga desimal, bahkan sirkuit pendek antar lilitan yang kecil dapat dideteksi melalui perubahan yang signifikan dalam resistansi DC (R)—sesuatu yang tidak dapat dicapai oleh pengujian resistansi DC konvensional.
Mendorong pemantauan berdasarkan kondisi. Setiap pengukuran dapat direkam dan disimpan. Dengan melakukan pengujian rutin dan membuat kurva tren, perubahan dalam parameter kunci dapat dipantau seiring waktu, memberikan data yang andal untuk deteksi dini kerusakan dan pemeliharaan prediktif—mendukung manajemen kuantitatif kerusakan di fasilitas industri.
Analisis parameter komprehensif (R, Z, L, tgφ, I/F) menawarkan deskripsi yang lebih lengkap, tepat waktu, dan akurat tentang kerusakan internal trafo.
Prosedur Dasar untuk ALL-Test:
Setelah memutus daya trafo, tanahkan sisi sekunder (atau primer). Kemudian hubungkan kabel sinyal instrumen ke terminal primer (atau sekunder) (H1, H2, H3) satu per satu, mengukur parameter antar fasa (R, Z, L, tgφ, I/F). Dengan membandingkan hasil antar fasa atau terhadap data historis dari fasa yang sama pada waktu yang berbeda, kondisi kerusakan trafo dapat ditentukan.
Sebagai acuan, berikut adalah kriteria evaluasi empiris yang direkomendasikan:
Resistansi (R):
Jika R > 0,25 Ω, perbedaan antar fasa melebihi 5% menunjukkan ketidakseimbangan tiga fasa.
Jika R ≤ 0,2 Ω, gunakan ambang batas 7,5% untuk penilaian ketidakseimbangan.
Impedansi (Z):
Ketidakseimbangan antar fasa tidak boleh melebihi 5%.
Trafo yang gagal sering menunjukkan ketidakseimbangan yang cenderung melebihi 100%.
Induktansi (L):
Ketidakseimbangan tidak boleh melebihi 5%.
Tangen Sudut Fase (tgφ):
Perbedaan antar fasa harus dalam satu digit (misalnya, 0,1 vs 0,2 dapat diterima; 0,1 vs 0,3 tidak dapat diterima).
Rasio Arus-ke-Frekuensi (I/F):
Perbedaan antar fasa tidak boleh melebihi dua digit (misalnya, 1,23 vs 1,25 dapat diterima).
Berdasarkan pengalaman lapangan, selama perkembangan dari ketidakseimbangan hingga kegagalan, data uji trafo mengalami perubahan dramatis. Untuk trafo kritis, disarankan untuk melakukan pengukuran ALL-Test setidaknya sekali per bulan.
Tabel 1 Data eksperimental trafo baik 2500kVA, 28800:4300, uji sisi sekunder
| H₁ - H₂ | H₁ - H₃ | H₂ - H₃ | |
| R | 0.103 | 0.100 | 0.096 |
| Z | 15 | 14 | 14 |
| L | 2 |
2 | 2 |
| tgφ | 75 | 75 | 75 |
| I/F | -48 | -48 | -49 |
Tabel 2 Data eksperimental dari transformator 500kVA, 13800:240V yang rusak, uji sisi primer
| H₁ - H₂ | H₁ - H₃ | H₂ - H₃ | |
| R | 116.1 | 88.20 | 48.50 |
| Z | 4972 | 1427 | 1406 |
| L | 7911 | 2267 | 2237 |
| tgφ | 23 |
21 | 20 |
| I/F | -33 | -29 |
-29 |
2. Metode Pengujian Rasio Putaran
Dalam pengujian lapangan trafo, mengukur rasio putaran secara langsung merupakan metode yang efektif dan cepat untuk mendeteksi kerusakan internal—seperti kabel yang salah, hubungan pendek, atau sirkuit terbuka. Selama operasi, karena variasi pembuatan atau degradasi isolasi seiring waktu, rasio putaran aktual dari sebuah trafo mungkin berbeda dari nilai yang tertera pada plakat namanya. Jika diukur dengan akurat, rasio putaran dapat menjadi indikator kondisi utama untuk mengidentifikasi dan melacak perkembangan cacat internal. Untuk menangani hal ini, digunakan alat pengujian rasio putaran trafo (TTR), yang biasanya memerlukan presisi pengukuran sangat tinggi.
3. Pengujian Kualitas Minyak Trafo
Trafo celup minyak banyak digunakan, dan bagian penting dari perawatannya adalah menilai kondisi minyak isolasi. Tanda-tanda degradasi minyak—seperti warna yang gelap, bau asam, kekuatan dielektrik (tegangan tembus) yang berkurang, atau pembentukan lumpur—seringkali dapat dikenali melalui pemeriksaan visual. Selain itu, analisis kuantitatif properti minyak kunci—termasuk viskositas, titik nyala, dan konten air—sangat penting untuk penilaian komprehensif. Lihat tabel di bawah ini untuk kriteria evaluasi.
| Nomor Seri | Item | Kelas Tegangan Peralatan (kV) | Indeks Kualitas | Metode Inspeksi | |
| Minyak Sebelum Dioperasikan | Minyak Selama Operasi | ||||
| 1 |
Asam Larut Air (Nilai pH) | >5.4 | ≥4.2 | GB7598 | |
| 2 | Nilai Asam (mgKOH/G) | ≤0.03 | ≤0.1 | GB7599 atau GB264 | |
| 3 | Titik Nyalanya (Cawan Tertutup) | >140 (untuk Minyak No. 10, 25) >135 (untuk Minyak No. 45) |
1. Tidak lebih rendah dari standar minyak baru sebesar 5 2. Tidak lebih rendah dari nilai pengukuran sebelumnya sebesar 5 |
GB261 | |
| 4 | Impuritas Mekanis | Tidak ada | Tidak ada | Pemeriksaan Visual | |
| 5 | Karbon Bebas | Tidak ada | Tidak ada | Pemeriksaan Visual | |
Berikut ini adalah penjelasan singkat tentang cara melakukan analisis dan pemeriksaan menggunakan kromatografi gas. Ketika minyak transformator memburuk atau terjadi gangguan, metode dasar ini melibatkan pengambilan sampel minyak dari transformator tanpa perlu mematikan aliran listrik, menganalisis jenis dan konsentrasi gas yang terlarut, dan kemudian menentukan kondisi gangguan. Dalam keadaan normal, kandungan gas dalam minyak sangat rendah, terutama gas yang mudah terbakar, yang hanya mencapai 0,001% hingga 0,1% dari total.
Namun, seiring dengan meningkatnya tingkat keparahan gangguan pada transformator, minyak dan bahan isolasi padat menghasilkan berbagai gas akibat efek termal dan elektromagnetik karena gangguan panas. Misalnya, ketika ada pemanasan lokal, bahan isolasi menghasilkan jumlah CO dan CO₂ yang besar; ketika minyak itu sendiri terlalu panas, ia menghasilkan jumlah etilena dan metana yang signifikan. Menggunakan kandungan gas yang mudah terbakar sebagai kriteria penilaian, panduan berikut dapat diterapkan: kandungan gas di bawah 0,1% menunjukkan kondisi normal; 0,1% hingga 0,5% menunjukkan gangguan ringan; di atas 0,5% menunjukkan gangguan parah.
Gas utama yang dihasilkan oleh gangguan listrik pada transformator adalah hidrogen dan asetilena (C₂H₂), yang sebagian besar disebabkan oleh lepasan busur atau percikan. Panduan indikator berikut dapat digunakan untuk penilaian: kandungan H₂ <0,01% adalah normal, 0,01–0,02% memerlukan perhatian, dan >0,02% menunjukkan adanya gangguan; C₂H₂ <0,0005% adalah normal, dan >0,001% menunjukkan adanya gangguan.
Setelah transformator menjadi lembab, kandungan H₂ (hidrogen) cenderung tinggi, karena gas hidrogen dihasilkan melalui elektrolisis di bawah arus. Data gas ini dapat dianalisis secara komprehensif untuk menilai kondisi transformator.
