Bagaimana Kromatografi Gas Mendeteksi dan Mendiagnosis Kerusakan pada Trafo 500+ kV [Studi Kasus]

0 Pendahuluan
Analisis gas terlarut (DGA) dalam minyak isolasi adalah tes yang penting untuk transformator daya besar berisi minyak. Dengan menggunakan kromatografi gas, dapat dideteksi secara tepat waktu penuaan atau perubahan pada minyak isolasi internal peralatan listrik berisi minyak, mengidentifikasi potensi kerusakan seperti panas berlebihan atau percikan listrik pada tahap awal, dan menilai dengan akurat tingkat keparahan, jenis, dan tren perkembangan kerusakan tersebut. Kromatografi gas telah menjadi metode esensial untuk memantau dan memastikan operasi aman dan stabil dari peralatan, dan telah dimasukkan ke dalam standar internasional dan domestik yang relevan [1,2].

1 Studi Kasus
Transformator utama No. 1 di Substasi Hexin adalah model A0A/UTH-26700, dengan konfigurasi tegangan 525/√3 / 230/√3 / 35 kV. Ini dibuat pada Mei 1988 dan diterapkan pada 30 Juni 1992. Pada 20 September 2006, sistem pemantauan komputer menunjukkan "operasi rel gas ringan pada transformator utama No. 1." Inspeksi selanjutnya oleh petugas operasi menunjukkan retak dan kebocoran minyak parah pada kedua bushing awal dan akhir Fase B sisi 35 kV, serta adanya gas di rel gas, yang mendorong permintaan segera untuk penghentian. Sebelum insiden ini, tes listrik rutin dan tes pemantauan minyak isolasi tidak menunjukkan anormalitas.

2 Analisis Kromatografi Gas dan Diagnosis Kerusakan
Sampel minyak dan gas dikumpulkan segera setelah penghentian untuk tes kromatografi. Hasil tes ditunjukkan dalam Tabel 1 dan 2. Hasil menunjukkan konsentrasi gas terlarut yang abnormal baik dalam minyak transformator maupun rel gas. Analisis komprehensif dilakukan menggunakan data kromatografi dan metode kriteria kesetimbangan untuk mengevaluasi konsentrasi gas dalam sampel minyak dan gas.

Tabel 1 Rekam Jejak Kromatografi Minyak Isolasi Fase B Transformator Utama No. 1 di Substasi Hexin (μL/L)

Tabel 2 Rekam Jejak Kromatografi Gas dari Rel Gas Fase B Transformator Utama No. 1 di Substasi Hexin (μL/L)

Menurut Standar Kualitas Minyak Transformator dalam Layanan, perhatian harus diberikan ketika salah satu dari konsentrasi gas terlarut berikut dalam minyak transformator 500 kV melebihi nilai yang ditentukan: hidrokarbon total: 150 μL/L; H₂: 150 μL/L; C₂H₂: 1 μL/L. Asetilena (C₂H₂) terdeteksi dalam minyak transformator dengan konsentrasi φ(C₂H₂) sebesar 12.13 μL/L, melebihi ambang perhatian lebih dari 12 kali. Berdasarkan metode analisis komponen melebihi batas [3], disimpulkan secara awal bahwa ada kerusakan internal dalam transformator.

Analisis lebih lanjut berdasarkan gas karakteristik menunjukkan kerusakan pelepasan energi tinggi, karena φ(C₂H₂) adalah indikator kunci yang membedakan panas berlebihan dari pelepasan listrik. Menggunakan metode rasio tiga IEC, rasio yang dihitung adalah:
• φ(C₂H₂)/φ(C₂H₄) = 1.2,
• φ(CH₄)/φ(H₂) = 0.56,
• φ(C₂H₄)/φ(C₂H₆) = 6.6,
menghasilkan kode 102. Ini menyimpulkan secara awal bahwa pelepasan energi tinggi (yaitu busur api) telah terjadi di dalam transformator.

Menggunakan metode kriteria kesetimbangan [4] dan komposisi gas dalam rel gas, konsentrasi teoretis minyak dihitung berdasarkan solubilitas berbeda gas dalam minyak. Rasio αᵢ dari konsentrasi teoretis ke konsentrasi terukur dalam minyak diperoleh (lihat Tabel 2). Berdasarkan pengalaman lapangan, dalam kondisi normal, nilai αᵢ untuk sebagian besar komponen berada dalam rentang 0.5–2. Namun, selama kerusakan mendadak, gas karakteristik biasanya menunjukkan nilai αᵢ jauh lebih besar dari 2. Dalam kasus ini, semua komponen gas dalam rel gas menunjukkan nilai αᵢ jauh lebih besar dari 2, menunjukkan kerusakan internal mendadak.

Hasil tes listrik menunjukkan bahwa resistansi kontak perubah tap beban, resistansi DC gulungan, dan perbedaan fase maksimum semuanya dalam batas yang dapat diterima. Arus bocor antara gulungan dan ke tanah, serta perbandingan historisnya, tidak menunjukkan anormalitas. Parameter hilang dielektrik dan resistansi isolasi juga normal. Hasil ini menyingkirkan masuknya kelembaban secara umum, degradasi isolasi besar, atau cacat isolasi yang luas, mengonfirmasi bahwa sistem isolasi utama masih utuh.

Berdasarkan analisis komprehensif hasil di atas, disimpulkan bahwa kerusakan busur api mendadak telah terjadi di dalam transformator. Konsentrasi CO dan CO₂ dalam minyak tidak menunjukkan peningkatan signifikan, dan meskipun tingkat hidrokarbon total meningkat, belum melebihi batas. Ini menunjukkan bahwa keterlibatan isolasi padat skala besar tidak mungkin. Namun, karena nilai αᵢ yang tinggi untuk CO dan hidrokarbon total, ada kecurigaan adanya kerusakan pelepasan mendadak yang melibatkan kerusakan lokal pada isolasi padat.

3 Inspeksi Internal dan Tindakan Perbaikan
Untuk lebih menentukan penyebab dasar, transformator dikeringkan dan diperiksa. Dua bushing 35 kV dan riser pada Fase B dilepas untuk pemeriksaan, mengungkapkan bahwa strip grounding penyamaan tegangan pada pelat tekanan ujung koil telah terbakar. Setelah menaikkan tutup tangki, ditemukan bahwa dukungan isolasi pelat tekanan koil yoke atas rusak akibat stres mekanis jangka panjang, mengakibatkan dua titik grounding. Ini menciptakan arus sirkulasi, menyebabkan busur api yang membakar strip grounding. Volume besar dan laju pembentukan gas yang tinggi menciptakan tekanan internal signifikan, menyebabkan retak dan kebocoran minyak parah pada dua bushing 35 kV dekat titik pelepasan. Temuan inspeksi sepenuhnya sesuai dengan kesimpulan yang ditarik dari analisis kromatografi.

Tindakan Perbaikan:
• Ganti komponen dukungan isolasi yang rusak;
• Lakukan degasing dan filtrasi minyak isolasi;
• Kembalikan transformator ke operasi normal setelah uji penerimaan berhasil;
• Tingkatkan pemantauan operasional, dan kembalikan manajemen rutin hanya setelah memastikan tidak ada masalah lebih lanjut melalui pelacakan dan analisis berkelanjutan.

4 Kesimpulan
(1) Studi ini berhasil menerapkan kromatografi gas untuk mendiagnosis kerusakan busur api internal pada Fase B transformator utama No. 1 di Substasi Hexin, memberikan pengalaman berharga untuk operasi dan diagnosis kerusakan transformator daya besar.

(2) Ketika rel gas transformator beroperasi, sampel minyak dan gas harus dikumpulkan untuk analisis kromatografi. Dengan menggabungkan hasil kromatografi, data historis, metode kriteria kesetimbangan, dan tes isolasi, dapat ditentukan apakah kerusakan bersifat internal atau terkait dengan komponen pendukung, dan mengidentifikasi sifat, lokasi, atau komponen spesifik yang terlibat. Ini memungkinkan perawatan tepat waktu dan memastikan keamanan peralatan.

(3) Analisis kromatografi minyak isolasi adalah salah satu tindakan paling efektif untuk memantau operasi aman peralatan listrik berisi minyak. DGA rutin memungkinkan deteksi dini dan pemantauan berkelanjutan kerusakan internal dan tingkat keparahannya. Untuk memastikan operasi aman transformator besar dan menjaga kesadaran tentang status kesehatannya, kromatografi gas harus dilakukan sesuai dengan standar industri listrik, dan frekuensi pengujian harus ditingkatkan jika diperlukan.