doi: 10.14710/teknik.v40n1.22056               Copyright © 2019, TEKNIK, p-ISSN: 0852-1697, e-ISSN: 240-9919
Penerapan Metode Interpretasi Rasio Roger, Segitiga Duval,
Breakdown Test , dan Water Content Test untuk Diagnosis Kelayakan Minyak Transformator
Abdul Syakur * , Wildan Lazuardi
Departemen Teknik Elektro Fakultas Teknik, Universitas Diponegoro, Jl. Prof. Soedarto, SH, Kampus UNDIP Tembalang, Semarang, Indonesia 50275

## Abstrak
Transformator  (trafo)  merupakan  peralatan  utama  dalam  pemasokan  listrik  dari  unit  pembangkitan menuju konsumen. Oleh karena itu, perlu perhatian khusus dalam pemeliharaan kinerja transformator agar  tidak  terjadi  kerusakan  pada  transformator.  Selama  trafo  beroperasi  maka  minyak  trafo mengalami pembebanan berupa beban elektris dan termal yang dapat menyebabkan timbulnya gas-gas hidrokarbon  terlarut  pada  minyak  yang  berpotensi  menyebabkan  gagalnya  minyak  sebagai  fungsi isolasi  yang  baik.  Karenanya  diperlukan  pemantauan  khusus  terhadap  gas-gas  tersebut.  Salah  satu cara  untuk  menganalisis  gas  terlarut  dalam  minyak  adalah  dengan  menggunakan  metode  Dissolved Gas  Analysis  (DGA).  DGA  akan  mengekstraksi  gas  tersebut  untuk  diketahui  indikasi  gangguan berdasarkan  hasil  interpretasi  data  gas-gas  hidrokarbon  terlarut  yang  dilakukan.  Metode  ini  juga mampu  memprediksi  kerusakan  jangka  panjang,  sehingga  kerusakan  pada  transformator  dapat dicegah. Hasil analisis DGA  pada transformator menghasilkan indikasi berupa Discharge of thermal fault  yang didapat  dari  hasil  intrepetasi  data  menggunakan  metode  Rasio  Roger  dan  Segitiga  Duval. Selain  itu,  hasil  pengujian  tegangan  tembus  menunjukkan  kondisi  minyak  yang  masih  baik  yaitu kekuatan dielektrik > 50 kv dan pengukuran kandungan air juga masih baik yaitu sebesar < 25 ppm.
Kata kunci : DGA; gas terlarut dalam minyak; minyak transformator; Rasio Roger, Segitiga Duval

## Abstract
[Title: Application of Interpretation of Roger’s Ratio, Duval’s Triangle Methods, Breakdown Test, Water Content Test for Feasibility Transformer Oil Diagnostic] Transformers is a vital instrument to  distribute  electricity  from  the  power  plant  to  the  consumer.  Therefore,  it  needs  a  special maintenance  to  the  performance  of  the  transformer  in  order  to  avoid  the  damage.  During  the operation, the trasformer transformer oil will affected some thermal loading and electrical loading. Due to the load accumulation, it can cause dissolved hydrocarbon gases in oil that could potentially lead to a breakdown in the transformer. We need special monitoring against these gases. The other way  to  analyze  the  gas  dissolved  in  oil  is  by  using  Dissolved  Gas  Analysis  (DGA).  The  DGA  will extract  gases  to  know  indications  based  on  the  interpretation  of  the  data  were  performed.  This methode  can  also  analize  the  fault  for  a  long  term  prediction,  therefore  the  damage  of  the transformer  can  be  prevented.  The  results  of  DGA  analysis  on  the  transformer  is  Discharge  of thermal fault obtained from data intrepetation using Roger’s Ration and Duval’s Triangle method. In other way, the results of voltage breakdown testing indicate oil condition are still good that dielectric strength > 40 kv and for the water content measurement also has a good result at < 25 ppm. .
Keywords : DGA;  dissolve  gas  in  oil;  transformer oil; Roger’s Ratio, Duval’s Triangle.
------------------------------------------------------------------
*) Penulis Korespondensi. E-mail: gakusei2003@yahoo.com
13 9 Bagian-Bagian Transformator

## 1. Pendahuluan
Transformator  (trafo)  daya  merupakan  peralatan yang  sangat  penting  dalam  sistem  tenaga  listrik.  Fungsi utama dari trafo adalah untuk mengubah level tegangan dari  satu  level  tegangan  ke  level  tegangan  yang  lain. Trafo biasanya digunakan pada suatu pembangkit listrik untuk  menaikkan  tegangan  dari  generator  untuk disalurkan  ke  gardu  induk  tegangan  tinggi.  Apabila terjadi  kerusakan  pada  trafo  akan  menyebabkan penyaluran  listrik  menjadi  terganggu.  Perbaikan  trafo memerlukan  waktu  yang  lama  dan  biaya  yang  sangat besar.  Oleh  karena  itu,  diperlukan  perhatian  khusus dalam  perawatan  trafo  agar  tidak  sampai  terjadi kerusakan atau kegagalan operasi.
Kelangsungan  operasi  trafo  sangat  bergantung pada umur dan kualitas sistem isolasinya. Salah satunya adalah kualitas sistem isolasi minyak trafo. Minyak trafo selain  sebagai  media  isolasi  juga  sebagai  media pendingin  pada  trafo.  Selama  trafo  beroperasi  maka minyak trafo di dalamnya akan mengalami pembebanan berupa  beban  elektris  dan  beban  termal  yang  berasal baik  dari  belitan  maupun  inti  trafo.  Beban  elektris  dan termal  ini  dapat  menyebabkan  adanya  gas-gas  terlarut pada  minyak  trafo.  Gas-gas  dalam  minyak  trafo  dapat menimbulkan  indikasi  gangguan  dan  menyebabkan penurunan  kualitas  isolasi  pada  minyak.  Akibat penurunan  kualitas  isolasi  tersebut  dapat  menyebabkan terjadinya breakdown atau  kerusakan  pada  trafo  jika tidak  dilakukan  pemeliharaan  lebih  lanjut  pada  minyak trafo.
Gambar  1. Myrkos  Portable  DGA  Micro  GC  (DGA Analyzer)
Pengujian  DGA  ini  menggunakan  alat  Myrkos Portable  DGA  Micro  GC ( DGA  Analyzer )  seperti  pada Gambar  1  buatan  Canada  yang  menggunakan  teknologi Gas Chromatography (GC) dalam melakukan pemisahan dan pembacaan konsentrasi gas pada minyak trafo tersebut.
Untuk  itu  diperlukan  analisis  mengenai  minyak isolasi  trafo  dengan  mengukur  parameter  gas  terlarut untuk  mengetahui  kemungkinan  gangguan  yang  terjadi pada  trafo.  Metode  ini  dikenal  dengan  nama  DGA ( Dissolved  Gas  Analysis )  dan  pengukuran  DGA  ini menggunakan teknologi Myrkos Portable DGA MicroGC .  Makalah  ini  menyajikan  penerapan  Metode Interpretasi  Rasio  Roger,  Segitiga  Duval, Breakdown Test ,  dan Water  Content  Test untuk  menguji  kualitas minyak  trafo  sehingga  bermanfaat  untuk  menentukan kelayakan trafo sebelum digunakan.
Analisis  kualitas  minyak  dilakukan  dengan menggunakan  metode  tersebut  lalu  diambil  kesimpulan berupa  rekomendasi  layak  dan  tidaknya  minyak  trafo tersebut untuk digunakan.
2. Bahan dan Metode
2.1 Transformator Daya
Transformator  Daya  merupakan  peralatan  statis dimana rangkaian magnetik dan belitan yang terdiri dari 2  atau  lebih  belitan,  secara  induksi  elektromagnetik, mentransformasikan  daya  (arus  dan  tegangan)    sistem AC  ke  sistem  arus  dan  tegangaan  lain  pada  frekuensi yang sama.
2.2 Bagian-bagian Transformator Daya Dalam
buku pedoman pemeliharaan transformator  tenaga  disebutkan  bahwa  transformator memiliki bagian konstruksi tertentu untuk dapat berjalan sesuai  fungsinya  dalam  menyalurkan  daya  listrik. Berikut  ini  bagian-bagian  transformator  yang  terlihat pada Gambar 2.
Gambar 2. Bagian-bagian transformator

## TEKNIK, 40 (1), 2019, 65
Keterangan :
1. Tangki Transformator
2. Bushing Tegangan Tinggi
3. Bushing Tegangan Rendah
4. Radiator
5. Kipas Pendingin
6. Tangki Konservator
7. Sistem Terminal Pentanahan
8. Drain Valve
9. Dehydrating Pernafasan 10. Alat Ukur Suhu Minyak dan Tekanan
11. Bushing Transformator Arus
12. Control Panel
13. Relay Bucholtz
2.3 Minyak Isolasi Transformator

## 2.3.1 Minyak Transformator
Minyak  transformator  merupakan  salah  satu bagian  dari  transformator  daya  yang  berfungsi  antara lain sebagai media pendingin, media isolasi, media/alat untuk  memadamkan  busur  api  serta  perlindungan  alat terhadap  korosi  dan  oksidasi  pada  transformator (Rahmatullah, 2011). 2.3.2 Standar Spesifikasi Minyak Transformator
Dalam  buku  pedoman  penerapan  spesifikasi  dan pemeliharaan  minyak  isolasi,  SPLN  49-1  disebutkan minyak  isolator  transformator  perlu  memenuhi beberapa  spesifikasi  tertentu  agar  proses  isolasi  dari minyak  trafo  dapat  berjalan  optimal.  Tabel  1 menunjukkan  spesifikasi  minyak  trafo  bekas  pakai menurut SPLN 49-1 : 1982.
Tabel 1. Standar Spesifikasi Minyak Trafo Bekas (SPLN 49-1 : 1982)

## 2.3.3 Gas Terlarut Minyak Transformator
Minyak  transformator  merupakan  campuran kompleks  dari  molekul-molekul  hidrokarbon.  Minyak isolasi  mineral  dibentuk  dari  beberapa  molekul  yang mengandung  gugus  kimia  CH 3 ,  CH 2 ,  dan  CH  yang dihubungkan oleh ikatan molekul karbon.
Pemutusan beberapa ikatan  C-H dan C-C seperti pada  Gambar  3,  dapat  terjadi  sebagai  akibat  gangguan elektrik dan thermal , dengan bentuk pecahan kecil yang tidak  stabil,  dalam  bentuk  radikal  atau  ion  seperti  H*, CH 3 *,  CH 2 *,  CH*  atau  C*  (diantara  bentuk  lain  yang lebih  kompleks)  yang  terkombinasi  kembali  dengan cepat  melalui  reaksi  kompleks  menjadi  molekul  gas seperti  hidrogen  (H-  H),  metana  (CH 3 -H),  etana  (CH 3 - CH 3 ), etilen (CH=CH 2 ) atau asetilen (CH≡CH), gas-gas ini dikenal dengan nama fault gas (Setiawan, 2013).
Gambar 3. Gas terlarut minyak isolasi transformator.
No Parameter Batasan 1 Tegangan Tembus
 50 Kv,2,5 mm untuk tegangan
> 170 kV
 40 kV/2,5 mm untuk teg. 70 –
170 kV
 30 kV/2,5 mm untuk tegangan < 70 kV 2 Kadar Air <20 mg/l untuk >170kV
< 30 mg/l untuk < 170 kV 3 Faktor kebocoran
dielektrik < 0,2-2,0 4 Tahanan jenis 1 G Ω.m 5 Angka Kenetralan < 0,5 mg KOH/gr 6 Sedimen Tidak terukur 7 Titik nyala Penurunan Maksimum 15 ℃ 8 Tegangan permukaan >0,015 N/m 9 Kandungan Gas Sedang digarap IEC
Pada  Gambar  4  dapat  dijelaskan  mengenai terbentuknya fault  gas dan  konsentrasinya  terhadap kenaikan  suhu.  Gas  hidrogen  dan  metana  mulai terbentuk  pada  suhu  sekitar  150 0 C.  Gas  etana  mulai terbentuk  pada  suhu  250 0 C.  Gas  etilen  terbentuk  pada suhu  sekitar  350 0 C.  Gas  asetilen  muncul  pada  suhu sekitar 700 0 C. Konsentrasi gas etana dan etilen menjadi indikasi  penyebab  gangguan  logam  panas  dan  jika asetilen  dalam  jumlah  besar  akan  menyebabkan  adanya busur  api  ( internal  arcing ).  Sedangkan  hidrogen, metana,  dan  etana  penyebab  indikasi partial  discharge atau corona (Setiawan, 2013).
Gambar 4. Pembentukan fault gas berdasarkan temperature
2.4 Metode Pemeliharaan Trafo
Pemeliharaan  adalah  serangkaian  tindakan  atau  proses kegiatan untuk mempertahankan kondisi dan meyakinkan bahwa peralatan dapat berfungsi sebagaimana mestinya sehingga dapat dicegah terjadinya gangguan yang menyebabkan kerusakan.
2.5 Macan-macam Pemeliharaan Trafo
Macam-macam pemeliharaan pada transformator sebagai berikut :
1. Pada  saat  transformator  beroperasi  ada  beberapa pemeriksaan dan analisa yang harus dilakukan, antara lain:  tegangan  tembus  ( breakdown  voltage ),  analisa gas  terlarut  ( dissolved  gas  analysis ,  DGA),  analisa minyak  isolasi  secara  menyeluruh  (sekali  setiap  10 tahun)
2. Pemeriksaan  dan  analisa  kandungan  gas  terlarut (Dissolved  gas  analysis,  DGA),  untuk  mencegah terjadinya: partial  discharges ,  Kegagalan  thermal ( thermal  faults ),  Deteriorasi  pemburukan  kertas isolasi/laminasi.
3. Pemeriksaan  dan  analisa  minyak  isolasi  secara menyeluruh,  meliputi: power  factor (cf.  Tan  δ), kandungan air ( water content ), neutralisation number, interfacial  tension,  furfural  analysis dan  kandungan katalisator negatif ( inhibitor content ).
4. Pengamatan  dan  pemeriksaan  langsung  (Visual inspections),  meliputi  :  kondisi  fisik  transformator secara menyeluruh; alat-alat ukur, relay, saringan/filter dll;  serta  pemeriksaan  dengan  menggunakan  sinar infra-  merah  (infrared  monitoring)  setiap  2  tahun sekali.
2.6 Dissolve Gas Analysis ( DGA) Dissolved  Gas  Analysis  (DGA) secara  harfiah dapat  diartikan  sebagai  analisis  kondisi  transformator yang  dilakukan  berdasarkan  jumlah  gas  terlarut  pada minyak  trafo  (Rahmatullah,  2013).  Keuntungan  utama uji  DGA  adalah  deteksi  dini  akan  adanya  fenomena kegagalan  yang  ada  pada  transformator  yang  diujikan. Tata  cara    dan  instruksi  kerja  untuk  melakukan pengujian  DGA  ditunjukkan  pada  Gambar  5.  Hal  ini sesuai  dengan  penelitian  yang  dilakukan  oleh  Irwan Iryanto  (2011)  mengenai  Analisis  Gas  Terlarut  Pada Minyak Isolasi Akibat Pembebanan dan Penuaan.
Gambar 5. Langkah uji DGA

## 2.6.1 Metode Interpretasi Rasio Roger
Metode  rasio  Roger  merupakan  salah  satu  cara untuk  menganalisis  gas  terurai  dari  suatu  minyak transformator.  Metode  ini  membandingkan  nilai-nilai satu gas dengan gas dengan gas yang lain seperti halnya pada rasio doernenburg . Gas-gas yang digunakan dalam analisis  menggunakan roger’s  ratio adalah  C 2 H 2 /C 2 H 4 , CH 2 /H 2 ,  C 2 H 4 /C 2 H 6 .  Jenis  kode  dan  diagnosa  gangguan dengan rasio Roger berdasarkan standar IEEE C57.104- 2008.

## TEKNIK, 40 (1), 2019, 67
Tabel 2. Kode–kode indikasi gangguan metode Rasio
Roger Case R2 C 2 H 2 /C 2 H 4 R1
CH 4 /H 2 R5
C 2 H 4 /C 2 H 6 0 <0,1 >0,1 to <0,1 <0,1 1 <0,1 <0,1 <0,1 2 0,1 to 3,0 0,1 to 1,0 >0,3 3 <0,1 >0,1 to <1,0 1,0 to 3,0 4 <0,1 >1,0 1,0 to 3,0 5 <0,1 >1,0 >0,3
Berikut  merupakan  penjelasan  terkait  kondisi- kondisi di atas: Kode 0 , tidak terjadi indikasi gangguan pada  minyak  isolasi  trafo  sehingga  kondisi  minyak masih dalam keadaan baik. Namun perlu tetap dilakukan pemantauan  akan  kenaikan  gas  terlarut  lainnya  dengan pengambilan sampel uji pada interval waktu berikutnya. Kode  1 ,  terjadi  pelepasan  muatan  yang  disebabkan udara  yang  terjebak  dalam  sistem  isolasi  atau  minyak mengandung  banyak  kadar  air.  Selain  itu  bisa  juga disebabkan  oleh  operasi  dari  isolasi  padat  yang diakibatkan oleh sparking atau arcing atau loncatan arus yang biasanya  menimbulkan  gas  CO  dan  CO 2 . Kode  2 , terjadi  loncatan  bunga  api  akibat sparking yang  terus menerus  antara  gulungan  dengan  gulungan  atau gulungan  dengan ground ,  atau  pada tap  changer pada saat switching ,  atau  kebocoran  minyak  isolasi  dari tank tap  changer ke tank utama.  Kondisi  ini  menyebabkan menurunnya  harga  dielektrik  dari  minyak  isolasi.  K ode 3 ,  terjadi overheating pada  isolasi  kawat  penghantar, biasanya  menimbulkan  gas  CO  dan  CO 2 karena melibatkan isolasi selulosa. Kode 4 , terjadi overheating pada  inti  transformator.  Hubung  singkat  pada  lapisan laminasi  inti. Overheating disebabkan  karena  adanya arus eddy . Kontak hubung yang jelek pada sisi terminal incoming ,  atau  kontak  pada tap  changer .  Terjadi sirkulasi  arus  antara  inti  transformator  dengan ground , karena  sistem grounding transformator  tidak  satu  titik. Kode 5 , sama seperti kode 4 hanya saja gangguan yang terjadi  berakibat  kepada  kerusakan  isolasi  selulosa  dan akan menimbulkan gas CO dan CO 2 .

## 2.6.2 Metode Interpretasi Segitiga Duval
Metode duval’s  triangle menggunakan  standar IEC 60599-2007-05. Metode duval’s triangle merupakan pengembangan dari rasio standar IEC 60599 yang  kemudian  direpresentasikan  dalam  enam  zona gangguan  pada  segitiga  sama  sisi.  Kondisi  khusus  yang diperhatikan  dengan  metode  ini  adalah  konsentrasi metana  (CH 4 ),  etilen  (C 2 H 4 ),  dan  asetilen  (C 2 H 2 ). Konsentrasi  total  ketiga  gas  ini  adalah  100%  namun perubahan  komposisi  dari  ketiga  gas  ini  menunjukan kondisi fenomena kegagalan.
Daerah  pada  segitiga  duval  pada  Tabel  3  terbagi atas  enam  zona  indikasi  gangguan  pada  minyak  trafo. Keenam  zona  tersebut  dapat  mewakili  berbagai karakteristik kegagalan pada minyak trafo.
Tabel 3. Segitiga Duval dan kode zona gangguannya
2.7 Breakdown Voltage dan Water Content pada Minyak Isolasi.
Breakdown voltage atau Tegangan tembus adalah besarnya  tegangan  ketika  tembus  listrik  di  antara elektroda  yang  terpisah  2,5  mm  pada  laju  standar. Tegangan tembus ini sangat tergantung pada kandungan kontaminan  dalam  minyak,  terutama  air.  Sedikit kenaikan kadar air di dalam minyak akan menyebabkan pengurangan yang tajam pada nilai tegangan tembus. Standar  tegangan  tembus  untuk  keadaan  minyak  isolasi yang  digunakan  oleh  PLN  seperti  pada  tabel  4  yang mengacu  pada  standar  IEEE  C57.106-2006,  sebagai berikut :
Tabel 4. Standar tegangan tembus pada minyak transformator
Parameter  Kategori Baik (kV) Cukup Baik (kV) Buruk (kV) Tegangan Tembus (kV) O, A > 60 50–60 < 50 B > 50 40–50 < 40 C > 40 30–40 < 30
Hal  ini  telah  sesuai  dengan  penelitian  yang dilakukan  oleh  Syakur  dan  Facta  (2005)  mengenai perbandingan  tegangan  tembus  media  isolasi  udara  dan media  isolasi  minyak  trafo  menggunakan  elektroda bidang-bidang.  Wibowo  (2008)  juga melakukan penelitian  mengenai  analisis  karakteristik  breakdown voltage pada dielektrik  minyak  Shell diala  B pada suhu 30 ℃ -130 ℃
Sedangkan pengukuran kadar air ( Water Content ) pada  minyak  trafo  adalah  untuk  mengetahui  jumlah
doi: 10.14710/teknik.v40n1.22056               Copyright © 2019, TEKNIK, p-ISSN: 0852-1697, e-ISSN: 240-9919
kandungan  air  pada  minyak  trafo.  Ada  dua  sumber utama  kenaikan  air  dalam  isolasi  transformator,  yaitu masuknya  air  dari  atmosfer  (udara  luar)  serta  degradasi selulosa  dan  minyak.  Keberadaan  kandungan  air  dalam minyak  bisa  dapat  terjadi  dalam  bentuk  terlarut  dan dapat pula hadir dalam bentuk senyawa hidrat, yaitu zat padat  yang  mengikat  beberapa  molekul  air  sebagai bagian dari strukturnya.
Standar  kandungan  air  untuk  keadaan  minyak isolasi  yang  digunakan  oleh  PLN  seperti  pada  Tabel  5 yang  mengacu  pada  standar  IEEE  C57.106-2006, sebagai berikut :
Tabel 5. Standar Water Content pada minyak transformator
Parameter Kategori  Baik Cukup Baik Buruk Kadar air Terkoreksi pada 20 0 C (mg/kg) O, A < 5 5 – 10 > 10 B < 5 5 –15 > 15 C < 10 10 – 25 > 25
Keterangan :
O = Transformator dengan Tenaga Kerja > 400 kV A = Transformator dengan Tenaga Kerja 170 – 400 kV B  =  Transformator  dengan  Tenaga  Kerja  72,5  –  170 kV C = Transformator dengan Tenaga Kerja < 72,5 kV
3. Pembahasan
3.1 Hasil Uji Menggunakan DGA Analyzer
Pengujian untuk menganalisis indikasi gas yang terlarut pada minyak transformator generator turbin 10 dilakukan dengan menggunakan alat Myrkos Portable DGA MicroGC (DGA Analyzer ). Pengujian dilakukan di  ruang  kerja Predictive  Maintenance dengan dilakukan oleh satu orang teknisi ahli.
Hasil  rekap  data  pengujian  minyak  trafo ditampilkan pada Tabel 6.
Tabel 6. Data gas terlarut minyak trafo No Senyawa Nama Gas Nilai (ppm) 1 H2 Hidrogen 9 2 CH4 Metana 24 3 CO Karbon Monoksida 22 4 CO2 Karbon Dioksida 870 5 C2H4 Etilen 17 6 C2H6 Etana 38 7 C2H2 Asetilen 0
Konsentrasi  gas  terlarut  yang  terdapat  pada minyak  trafo  GT  10  dibandingkan  terhadap  standar IEEE  yaitu  pada  IEEE  std.  C57-104.1991  yang  mana ditandai  oleh  warna  Kuning,  dan  warna  Merah. Konsentrasi  gas  terlarut  yang  telah  melebihi  standar
IEEE  untuk  kategori  “ PRE-ALARM ”  diberi  label warna kuning yang menandakan kandungan gas sudah melebihi  batas  standar  isolasi  minyak  berdasarkan TDCG. Kategori “ ALARM ”  diberi label warna  merah yang  menandakan perlu adanya tindak  lanjut  terhadap indikasi kegagalan yang terjadi pada minyak trafo.

## 3.2 Interpretasi Data
3.2.1 Interpretasi Data Metode Rasio Roger Metode  rasio roger menggunakan  tiga  buah rasio  dalam  menganalisis  gangguan  yang  terjadi  pada minyak trafo. Tiga buah rasio ini didasarkan pada gas yang  mudah  terbakar.  Dengan  cara  membandingkan nilai-nilai satu gas dengan gas yang lain. Gas-gas yang digunakan adalah C H /C H , C H /C H , CH /H
Tabel 7. Data metode Rasio Roger minyak transformator
Rasio Nilai Rasio 1 C2H2/C2H4 0 Rasio 2 CH4/H2 2,666666667 Rasio 3 C2H2/C2H6 0
Tabel  7  menunjukkan  bahwa  hasil  analisis indikasi  minyak  trafo  yang  didapatkan  pada  Tabel  2 berada pada kondisi 3 sesuai  pada IEEE std C57.104- 2008.  Hal  ini  membuktikan  bahwa  terjadi  indikasi gangguan overheating pada  isolasi  kawat  penghantar, biasanya  menimbulkan  gas  CO  dan  CO 2 karena melibatkan  isolasi  selulosa.  Kondisi  ini  menyebabkan menurunnya kekuatan dielektrik dari minyak isolasi.
3.2.2 Interpretasi Data Metode Segitiga Duval. Pada  metode  duval triangle memiliki  enam zona  kesalahan  yang  dapat  dideteksi,  yaitu partial discharge , electrical  fault ( arcing  high dan low energy ), thermal faults (beragam rentang temperature), dan DT zone (campuran thermal dan electrical faults ). Dengan  menggunakan  tiga  gas  kunci  yang  telah diketahui  yaitu  metana  (CH 4 )  =  59%,  etilen  (C 2 H 4 )  = 41%,  dan  asetilen  (C 2 H 2 )  =  0%  maka  dapat merepresentasikan  kedalam  bentuk  koordinat  segitiga gangguan  yang  terjadi  pada  minyak  isolasi.  Dengan interpretasi  segitiga  duval  ini,  tidak  ada  lagi  kategori tertentu yang tidak terklasifikasi dalam jenis gangguan apapun.
Hasil  representasi  penggambaran  pada  Gambar 6  dengan  menggunakan  tiga  gas  kunci  menghasilkan indikasi  gangguan  T2  (titik  merah)  yang  berarti thermal fault of temperature T<300 ℃ . T2 menunjukkan  terjadinya  pelepasan  muatan  yang disebabkan  udara  yang  terjebak  dalam  sistem  isolasi
dan  terjadinya  overheating  pada  isolasi  kawat penghatar biasanya menimbulkan gas CO dan CO 2 .
Gambar 6. Grafik hasil analisis metode Segitiga Duval
3.3 Hasil Uji Breakdown Voltage dan Water Content Pengujian  untuk  mendeteksi  indikasi  kegagalan pada  minyak  transformator  tidak  hanya  terfokus terhadap  kandungan  gas  terlarut  pada  minyak  trafo. Pengujian berikutnya untuk mengetahui tingkat kekuatan  isolasi  pada  minyak  trafo  adalah  dengan melakukan  pengujian  Tegangan  Tembus (Breakdown Voltage) .
Berikut  ini  adalah  hasil  data  uji  laboratorium untuk mengetahui nilai breakdown voltage pada minyak transformator GT 10 yang diberikan pada Tabel 8.
Tabel  8. Data uji laboratorium  minyak transformator GT 3.1
Tanggal Breakdown Voltage (kV/cm) Water Content (ppm) Hasil 12-Juli-2018 60 24,77 Baik
Hasil  pengujian  pada  Tabel  8  menunjukkan  hasil bahwa  keadaan  minyak  transformator  masih  dalam keadaan “ Baik ”. Standar nilai tegangan tembus minyak isolasi  trafo  minimal  40  kV  dan  standar  kandungan airnya maksimal 25 ppm. Nilai breakdown voltage yang tinggi  menunjukkan  semakin  sulit  terjadinya  kegagalan pada  transformator  khususnya  tegangan  tembus  pada peralatan  yang  diisolasi  akan  menunjukkan  kualitas isolasi  yang  semakin  baik.  Sedangkan  nilai  kandungan air  pada  minyak  transformator  yang  tinggi  justru  dapat menurunkan kualitas isolasi minyak transformator

## 3.4 Perbandingan Metode Interpretasi Data dan Pengambilan Kesimpulan
Perbandingan  metode  interpretasi  data  Rasio Roger  dan  Segitiga  Duval  ditunjukkan  pada  Tabel  9  ,
menghasilkan  analisis  yang  beragam  berdasarkan standar  masing-masing  metode  untuk  kategori  indikasi gangguan pada minyak isolasi.
Tabel 9. Perbandingan analisis hasil interpretasi data dua metode Metode yang Digunakan Hasil Indikasi Gangguan Rasio Roger  Terjadi  indikasi  gangguan  o erheating pada isolasi kawat penghantar, tetapi masih jauh cenderung “ Baik ”.
Segitiga Duval  Indikasi thermal  fault  of  temperature T<300 ℃ yaitu  terjadinya  pelepasan  muatan yang  disebabkan  udara  yang  terjebak  dalam sistem  isolasi  dan  terjadinya  overheating pada  isolasi  kawat  penghantar  biasanya menimbulkan gas CO dan  CO 2 , tetapi masih juga jauh cenderung “ Baik ”.
Pembahasan  indikasi  gangguan  minyak  isolasi pada Tabel 9  menghasilkan beberapa indikasi tersendiri sesuai  metode  interpretasi  datanya  masing-masing. Berdasarkan  hasil  analisis  interpretasi  data  yang  telah dilakukan, didapatkan indikasi utama pada minyak trafo adalah  berupa  “ Low  Thermal  Fault” Gangguan  ini dapat disebabkan karena adanya pelepasan muatan  yang disebabkan udara yang terjebak dalam sistem isolasi dan overheating pada minyak isolasi yang berasal dari kertas isolasi  selulosa  yang  mengalami  penurunan  tingkat isolasinya  akibat  tidak  mampu  menahan  beban  termal pada  inti  trafo  ataupun  hubung  singkat  pada  laminasi inti. Overheating dapat  juga  disebabkan  karena  kontak hubung  yang  jelek  pada  sisi  terminal incoming ,  atau kontak tap changer .
Kekuatan  dielektrik  minyak  trafo  juga  masih dalam  performa  yang  paling  baik  dalam  menahan terjadinya breakdown penghantar  yang  diisolasi. Berdasarkan standar IEEE, breakdown voltage menghasilkan  kondisi  “ Baik ”,  sehingga  kegagalan bukan  berasal  dari  kekuatan  dielektrik  yg  rendah  pada minyak.  Semakin  tinggi  kekuatan  dielektrik  pada minyak  isolasi  maka  semakin  baik  minyak  isolasi tersebut.  Hal  ini  dikarenakan  telah  dilakukannya  OH (Overhoul) pada  bulan  sebelumnya  sehingga  data  yang didapat sangat baik.

## 3.3 Rekomendasi Pemeliharaan Minyak Trafo
Hasil  analisis  terhadap  minyak  trafo  dengan sampel  yang  diambil  12-Juli-2018  menghasilkan indikasi  bahwa  terjadinya  indikasi “L ow  Thermal Fault ”.  Rekomendasi  pemeliharaan  minyak  trafo  yang bisa dilakukan adalah:
1. Memaksimalkan  sistem  pendinginan  trafo  GT  10 dengan menjaga temperature minyak tidak lebih dari 56  C  karena  gas  CO  dan  CO 2 lebih  dominan
terbentuk dari panas lebih pada minyak trafo.
2. Mengecek  kondisi  lapangan  meliputi  :  kondisi fan pendingin  minyak  dan  pompa  sirkulasi,  kondisi sistem  grounding,  dan  temperatur  minyak  dan winding. Kondisi  lapangan  berpengaruh  terhadap menjaga  panas  didalam  minyak  transformator. Karena pemicu utama gas-gas terbentuk adalah panas yang  tinggi.  Oleh  sebab  itu  kondisi fan pendingin minyak,  pompa  sirkulasi,  temperatur  minyak  dan winding , serta sistem grounding harus dijaga normal.
3. Mengecek parameter operasi meliputi nilai MW, nilai MVAR  dan  nilai  Arus.  Parameter  operasi  ini berpengaruh terhadap winding temperature . Semakin tinggi winding  temperature maka  pembentukan  gas semakin  cepat.  Oleh  sebab  itu  nilai  MW,  MVAR, dan arus dijaga normal.

## 4. Kesimpulan
Kesimpulan  yang  diperoleh  berdasarkan  hasil penerapan  metode  interpretasi  rasio  roger,  segi  tiga duval  menunjukkan bahwa  kondisi  minyak trafo GT 10 mengalami  indikasi  berupa  “ Thermal  Fault  T<300 ℃ ” yaitu  berupa  gangguan  yang  disebabkan  adanya pelepasan    muatan.  Hasil  pengujian breakdown  voltage menunjukkan  bahwa  minyak  isolasi  memiliki  kekuatan dielektrik  sebesar  60kv/cm,  hasil  ini  sudah  sesuai standar  yaitu  >  40  kV  dan  hasil  pengukuran water content, didapatkan  hasil  sebesar  24,77  ppm,  hasil  ini menunjukkan  minyak  masih  dalam  kondisi  baik  yaitu dengan paramater < 25 ppm.

## Daftar Pustaka
Buku  Pedoman  Pemeliharaan  Transformator  Tenaga ,
(2014)  No.  PDM/PGI/01,  Jakarta  Selatan, Indonesia: Dokumen PT PLN (Persero).
Facta,  M,  Syakur,  A.  (2005).  “ Perbandingan  Tegangan Tembus  Media  Isolasi  Udara  Dan  Media  Isolasi Minyak  Trafo  Menggunakan  Elektroda  Bidang- Bidang”. Jurnal  Transmisi.  Volume  10,  No.  2  : 26-29.
Setiawan, G. I. M., Garniwa, I. (2103) “ Analisis kondisi minyak transformator berdasarkan uji parameter ”,  Skripsi,  Jurusan  Teknik  Elektro, Universitas Indonesia, Jakarta.
Guide for the Interpretation of Gases Generated in Oil- Immersed  Transformers ,  IEEE  Std  C57.104- 2008, 2008.
IEEE  Guide  for  Acceptance  and  Maintenance  of Insulating  Oil  in  Equipment ,  IEEE  Std  C57.106- 2006, 2006.
IEEE  Guide  for  the  Interpretation  of  Gases  Generated in Oil-Immersed Transformers , IEEE Std C57.104-1991, 2006.
Iryanto, I., (2011), “ Analisis Gas Terlarut Pada Minyak Isolasi  Akibat  Pembebanan  dan  Penuaan ”. TEKNIK. Volume 32, No.3.
Pedoman  penerapan  spesifikasi  dan  pemeliharaan minyak isolasi. SPLN 49-1.1982.
Rahmatullah,  Arif  F.  M.  (2011),  “ Analisis  Indikasi
Kegagalan Transformator dengan Metode Dissolved  Gas  Analys ”,  Tugas  Akhir  Teknik Elektro, FT UNDIP, Semarang.
Wibowo,  Wahyu  K,  (2008).  ”Analisis  Karakteristik
Breakdown Voltage Pada Dielektrik Minyak Shell Diala B  Pada  Suhu  30 ℃ -1300 ℃ ”.  E-prints Undip.