REVIEW DAN REVISI KEPDIR.

No : 0520 K/DIR/2014
Tentang

Pedoman Pemeliharaan Peralatan

Penyaluran Tenaga Listrik PT PLN (Persero)
di Regional Jawa Madura Bali

Buku Pedoman GIS

PT PLN (Persero) REGIONAL JAMALI

DIVISI RJT
2022
 GAS INSULATED SUBSTATION

DAFTAR ISI

DAFTAR ISI............................................................................................................................. I
DAFTAR GAMBAR.............................................................................................................. IV
DAFTAR TABEL ................................................................................................................... V
GAS INSULATED SUBSTATION ......................................................................................... 1
1 PENDAHULUAN .................................................................................................. 1
1.1 Karakteristik Gas SF6.......................................................................................... 1
1.2 Komponen dan Fungsi ........................................................................................ 6
1.2.1 Subsistem Primary .............................................................................................. 6
1.2.1.1 Subsubsistem Switching Device ......................................................................... 6
1.2.1.1.1 PMT ..................................................................................................................... 6
1.2.1.1.2 PMS/PMS Tanah ................................................................................................. 7
1.2.1.2 SubsubSistem Current Carrying ......................................................................... 8
1.2.1.2.1 Busbar.................................................................................................................. 8
1.2.1.2.2 Bellows................................................................................................................. 8
1.2.1.3 Subsubsistem Proteksi ........................................................................................ 9
1.2.1.3.1 Current Transformer (CT) .................................................................................... 9
1.2.1.3.2 Voltage Transformer (VT) .................................................................................... 9
1.2.1.3.3 Capacitive Voltage Transformer (CVT) ............................................................. 10
1.2.1.3.4 Lightning Arrester (LA) ...................................................................................... 10
1.2.1.4 SubsubSistem Terminasi .................................................................................. 11
1.2.1.5 SubsubSystem Connector/Joint ........................................................................ 12
1.2.1.5.1 Tulip Finger ........................................................................................................ 12
1.2.1.5.2 Seal/O-Ring ....................................................................................................... 12
1.2.1.5.3 Epoxy Resin....................................................................................................... 12
1.2.1.5.4 Bolts ................................................................................................................... 12
1.2.1.6 Subsubsystem Gauge and Gas Dispenser ....................................................... 13
1.2.1.6.1 Nipple/Valve SF6 ............................................................................................... 13
1.2.2 Subsistem Secondary........................................................................................ 13
1.2.2.1 Relay .................................................................................................................. 13
1.2.2.2 Control Wiring .................................................................................................... 13
1.2.2.3 Alarm.................................................................................................................. 14
1.2.2.4 Measuring Device .............................................................................................. 14
1.2.2.5 Auxiliary Switch.................................................................................................. 14
1.2.2.6 Control Components.......................................................................................... 15
1.2.2.7 Density Monitor .................................................................................................. 15
1.2.2.8 Density Switch ................................................................................................... 15
1.2.3 Subsistem Dielectric .......................................................................................... 15
1.2.3.1 SF6 .................................................................................................................... 15
1.2.3.2 Absorbent .......................................................................................................... 15
1.2.3.3 Kompartemen (Gas Section) ............................................................................. 16
1.2.4 Subsistem Driving mechanism .......................................................................... 16

i
 GAS INSULATED SUBSTATION

1.2.4.1 Pneumatic .......................................................................................................... 16

1.2.4.1.1 Motor Kompressor ............................................................................................. 17
1.2.4.1.2 Pompa Kompresi Udara .................................................................................... 17
1.2.4.1.3 Kopling ............................................................................................................... 18
1.2.4.1.4 Tanki udara ........................................................................................................ 18
1.2.4.1.5 Katup Satu Arah (Non Return Valve) ................................................................ 18
1.2.4.1.6 Katup Pengaman (Safety Valve) ....................................................................... 18
1.2.4.1.7 Pressure Switch ................................................................................................. 18
1.2.4.1.8 Pressure Gauge................................................................................................. 18
1.2.4.1.9 Oil Level ............................................................................................................. 19
1.2.4.1.10 Pengering Udara (air dryer) atau Penjebak Air (water trap) ............................. 19
1.2.4.2 Hydraulic ............................................................................................................ 19
1.2.4.2.1 Oil level indicator ............................................................................................... 19
1.2.4.2.2 Pompa Minyak (Oil Pump) ................................................................................ 20
1.2.4.2.3 Akumulator/Aktuator .......................................................................................... 20
1.2.4.2.4 Drain Valve/Change Over Valve/ Katup Satu Arah .......................................... 20
1.2.4.2.5 Valve Pengisian ................................................................................................. 20
1.2.4.2.6 Katup Cegah (Non Return Valve) ..................................................................... 20
1.2.4.2.7 Otomatic Valve Venting ..................................................................................... 20
1.2.4.2.8 Opening Pilot Valve ........................................................................................... 20
1.2.4.2.9 Oil Chamber....................................................................................................... 20
1.2.4.2.10 Pressure Gauge................................................................................................. 20
1.2.4.3 Hidrolik Spring ................................................................................................... 20
1.2.4.3.1 Oil Level Indicator .............................................................................................. 21
1.2.4.3.2 Pompa Minyak (Oil Pump) ................................................................................ 21
1.2.4.3.3 Drain Valve /Change Over Valve/ Katup Satu Arah ......................................... 21
1.2.4.3.4 Valve Pengisian ................................................................................................. 21
1.2.4.3.5 Opening Pilot Valve ........................................................................................... 21
1.2.4.3.6 Oil Chamber....................................................................................................... 21
1.2.4.3.7 Spring................................................................................................................. 21
1.2.4.3.8 Indikasi Pengisian Pegas (spring status indicator) ........................................... 22
1.2.4.3.9 OFF Trigger (push button off)............................................................................ 22
1.2.4.3.10 ON Trigger (push button on) ............................................................................. 22
1.2.4.3.11 Charging Mechanism......................................................................................... 22
1.2.4.3.12 Charging Motor .................................................................................................. 22
1.2.5 Subsistem Mechanical....................................................................................... 22
1.2.6 Failure Mode Effect Analysis (FMEA) ............................................................... 23
2 PEDOMAN PEMELIHARAAN ........................................................................... 25
2.1 Inspeksi Level 1 (In Service Inspection) ........................................................... 25
2.2 Inspeksi Level 2 (In Service Measurement) ...................................................... 25
2.2.1 Pengukuran Tahanan Pentanahan ................................................................... 26
2.2.2 Pengujian Kualitas Gas SF6 ............................................................................. 26
2.2.3 Purity .................................................................................................................. 27
2.2.4 Decomposition Product ..................................................................................... 27
2.2.5 Moisture Content Gas SF6 ................................................................................ 27
2.2.6 Dew Point........................................................................................................... 28
2.2.7 Pengukuran Suhu .............................................................................................. 29
2.3 Inspeksi Level 3 (Online Measurement) ........................................................... 29
2.3.1 Kelembaban Sekitar .......................................................................................... 29
2.3.2 Temperature Sekitar .......................................................................................... 29
2.3.3 Kandungan Decomposition Product ................................................................. 29
2.3.4 Pengukuran Partial Discharge .......................................................................... 29

ii
 GAS INSULATED SUBSTATION

2.4 Shutdown Measurement.................................................................................... 30

2.5 Shutdown Testing/Measurement....................................................................... 30
2.5.1 Pengukuran Tahanan Isolasi............................................................................. 30
2.5.2 Pengukuran Keserempakan Kontak ................................................................. 32
2.5.3 Kalibrasi Manometer dan meter hidrolik............................................................ 32
2.5.4 Pengecekan dan Pelumasan Gear ................................................................... 32
2.5.5 Blocking Sistem Penggerak PMT...................................................................... 33
2.5.6 Auxiliary Contact................................................................................................ 33
2.5.7 Sistem Interlock Mekanik dan Elektrik .............................................................. 33
2.6 Reklamasi Gas SF6........................................................................................... 33
2.7 Shutdown Function Test .................................................................................... 38
3 INTERPRETASI HASIL UJI............................................................................... 38
3.1 Pengukuran Kebocoran Gas SF6 ..................................................................... 38
3.2 Pengujian Purity Gas SF6 ................................................................................. 39
3.3 Pengujian Decomposition Product Gas SF6..................................................... 40
3.4 Pengujian Dew Point (Moisture Content) Gas SF6........................................... 43
3.4.1 Dew Point Gas SF6 ........................................................................................... 43
3.4.2 Moisture Content Gas SF6 ................................................................................ 43
3.5 Pengukuran Partial Discharge........................................................................... 43
3.6 Pengujian Tahanan Isolasi ................................................................................ 44
3.7 Pengujian Tahanan Pentanahan ....................................................................... 44
3.8 Pengukuran Tahanan Kontak............................................................................ 44
3.9 Pengujian Waktu Buka/Tutup dan Keserempakan PMT .................................. 44
3.10 Pengujian Tahanan Coil PMT ........................................................................... 44
4 REKOMENDASI HASIL PEMELIHARAAN ...................................................... 45
4.1 Rekomendasi Terhadap Hasil In Service Inspection ........................................ 45
4.2 Rekomendasi Terhadap Hasil Monitoring Kebocoran dan Pengujian Kualitas
Gas SF6 ............................................................................................................. 51
4.3 Rekomendasi untuk Hasil Shutdown Testing ................................................... 53
4.3.1 Rekomendasi untuk Hasil Pengukuran Tahanan Kontak ................................. 53
4.3.2 Rekomendasi untuk Pengujian Keserempakan Kerja PMT .............................. 54
4.3.3 Rekomendasi untuk Pengukuran Tahanan Isolasi ........................................... 54
4.3.4 Rekomendasi untuk Hasil Pemeriksaan dan Pelumasan Gear ........................ 55
4.3.5 Rekomendasi Pemeriksaan Sistem Interlock Mekanik dan Elektrik................. 55
4.3.6 Rekomendasi Pemeriksaan Blocking Sistem Penggerak ................................. 56
4.3.7 Rekomendasi Trip Circuit Faulty ....................................................................... 56
4.3.8 Rekomendasi untuk Kalibrasi Manometer SF6 dan Meter Hidrolik .................. 56
4.3.9 Rekomendasi Pengujian Tahanan Kerja Coil PMT........................................... 56
DAFTAR ISTILAH ................................................................................................................ 74
DAFTAR PUSTAKA ............................................................................................................ 75

iii
 GAS INSULATED SUBSTATION

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1-1 Kemampuan SF6 dalam memadamkan busur api(1)....................................... 2

Gambar 1-2 Tegangan tembus AC gas SF6 dalam berbagai tekanan di bawah medan
listrik homogen....................................................................................................................... 2
Gambar 1-3 Karakteristik dielektrik SF6 dalam medan listrik tidak homogen (6) ................... 3
Gambar 1-4 Titik Kritis cair ke gas untuk SF6 dan batas dew point ..................................... 4
Gambar 1-5 Kompartemen Pemutus Tenaga (model busbar 1 enclosure – 1 phase)......... 7
Gambar 1-6 Kompartemen pemisah (model busbar 1 enclosure – 1 phase)....................... 7
Gambar 1-7 Kompartemen Busbar (model busbar 1 enclosure – 1 phase) ......................... 8
Gambar 1-8 Komponen Bellows ........................................................................................... 9
Gambar 1-9 Kompartemen Trafo Arus (model busbar 1 enclosure – 1 phase) ................... 9
Gambar 1-10 Kompartemen Trafo tegangan (model busbar 1 enclosure – 1 phase)........ 10
Gambar 1-11 Kompartemen LA (model busbar 1 enclosure – 1 phase) ............................ 10
Gambar 1-12 Terminasi pada Sealing End Cable(model busbar 1 enclosure – 1 phase).11
Gambar 1-13 Terminasi/outdoor bushing (model busbar 1 enclosure – 1 phase) ............. 11
Gambar 1-14 Terminasi trafo (model busbar 1 enclosure – 1 phase) ................................ 12
Gambar 1-15 Relay Arus Lebih ........................................................................................... 13
Gambar 1-16 Wiring system mekanik penggerak CB ......................................................... 14
Gambar 1-17 Manometer tekanan minyak UGC GIS ......................................................... 14
Gambar 1-18 Density Monitor dan Density Switch SF6 ...................................................... 15
Gambar 1-19 Absorbent kompartemen GIS ....................................................................... 16
Gambar 1-20 Kompartemen (Gas Section) pada GIS ........................................................ 16
Gambar 1-21 Kompressor Sistem Pneumatic pada GIS .................................................... 17
Gambar 1-22 Sistem Pneumatic pada GIS ......................................................................... 17
Gambar 1-23 Penggerak Hydraulic..................................................................................... 19
Gambar 1-24 Penggerak Spring/pegas .............................................................................. 21
Gambar 1-25 Kondisi rod/tuas penggerak mekanik PMS................................................... 22
Gambar 2-1 Pengukuran Tahanan Pentanahan ................................................................. 26
Gambar 2-2 Pengujian Decomposition Product SF6 ........................................................... 27
Gambar 2-3 Pengujian Purity dan Dew Point SF6 .............................................................. 28
Gambar 2-4 Pengujian Partial Discharge............................................................................ 30
Gambar 2-5 Pengukuran Tahanan Isolasi Metode Atas-Pentanahan ................................ 31
Gambar 2-6 Pengukuran Tahanan Isolasi Metode Bawah-Pentanahan ............................ 31
Gambar 2-7 Pengukuran Tahanan Isolasi Metode Atas-Bawah ........................................ 31
Gambar 2-8 Pengukuran Keserempakan Kontak ............................................................... 32
Gambar 2-9 Struktur dasar proses reklamasi gas. ............................................................. 33
Gambar 2-10 Prosedur reklamasi gas SF6 ......................................................................... 35
Gambar 2-11 Blok Diagram Reklamasi Gas SF6 ............................................................... 36
Gambar 3-1 Reaksi kimia terbentuknya decomposition products SF6 ............................... 40
Gambar 4-1 Diagram alir rekomendasi monitoring laju kebocoran dan pengujian kualitas
gas SF6................................................................................................................................ 52

iv
 GAS INSULATED SUBSTATION

DAFTAR TABEL

Tabel 1-1 Kualitas Spesifikasi SF6 sebagai media isolasi GIS (3) ......................................... 5
Tabel 1-2 Kualitas SF6 sebagai media isolasi GIS (3) ............................................................ 5
Tabel 2-1 Norm pemakaian ulang (reuse) gas SF6 yang telah direklamasi ...................... 37
Tabel 2-2 Shutdown Function Test ..................................................................................... 38
Tabel 3-1 Decomposition products SF 6(1) ............................................................................ 41
Tabel 3-2 Nilai batas decomposition product SF6 ............................................................... 42
Tabel 4-1 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection ....................................... 45
Tabel 4-2 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan) ....................... 46
Tabel 4-3 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan) ....................... 47
Tabel 4-4 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan) ....................... 48
Tabel 4-5 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan) ....................... 49
Tabel 4-6 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan) ....................... 50

v
 GAS INSULATED SUBSTATION

DAFTAR LAMPIRAN

Lampiran 1 TABEL PERIODE PEMELIHARAAN GIS ........................................................ 57

Lampiran 2 FMEA GIS SECONDARY ................................................................................ 66
Lampiran 3 FMEA GIS PRIMARY ....................................................................................... 68
Lampiran 4 Formulir Pengujian Kualitas SF6 ..................................................................... 70
Lampiran 5 Formulir Pengujian Kualitas SF6 ..................................................................... 71
Lampiran 6 Daftar Perubahan Pada SK DIR 114 Tentang Pemeliharaan GIS.................. 72

vi
 GAS INSULATED SUBSTATION

vii
 GAS INSULATED SUBSTATION

GAS INSULATED SUBSTATION

1 PENDAHULUAN

Gas Insulated Substation (GIS) didefinisikan sebagai rangkaian beberapa peralatan yang
terpasang di dalam sebuah metal enclosure dan diisolasi oleh gas bertekanan(8).Pada
umumnya gas bertekanan yang digunakan adalah Sulfur Hexafluoride (SF 6). Enclosure
adalah selubung pelindung yang berfungsi untuk menjaga bagian bertegangan terhadap
lingkungan luar.

1.1 Karakteristik Gas SF6

Hingga saat ini sebanyak 80% gas SF6 yang diproduksi di seluruh dunia dipakai sebagai
media isolasi dalam sistem kelistrikan (2),(3). Hal ini disebabkan oleh sifat-sifat gas
SF6sebagai berikut (1),(3):

– Penghantar panas (thermal conductivity) yang bersifat dapat mendisipasikan

panas yang timbul pada peralatan.

– Isolasi yang sangat baik (excellent insulating).

– Mampu memadamkan busur api (arc).

– Viskositas rendah.

– Stabildantidak mudah bereaksi.

Sifat dielektrik yang bagus pada SF 6 karena luasnya penampang molekul SF 6 dan sifat
electron affinity (electronegativity) yang besar dari atom fluor (1). Dengan adanya sifat ini
maka SF6 mampu menangkap elektron bebas (sebagai pembawa muatan), menyerap
energinya, dan menurunkan temperatur busur api. Hal ini dinyatakan dengan persamaan
berikut (3):

SF 6 + e− → SF −6 (1)

SF 6 + e− → SF −5 + F (2)

Energi yang diperlukan reaksi pertama adalah sebesar 0,05 eV untuk energi elektron
sebesar 0,1 eV, sedangkan untuk reaksi kedua adalah sebesar 0,1 eV (3). Setelah proses
pemadaman busur api, sebagian kecil dari SF6 akan tetap menjadi decomposition product
sedangkan sebagian besar akan kembali menjadi SF6. Karakteristik SF6 dibandingkan
udara dan campuran udara serta SF 6 dalam memadamkan busur api diperlihatkan pada
Gambar 1-1.

1
 GAS INSULATED SUBSTATION

Gambar 1-1 Kemampuan SF6 dalam memadamkan busur api(1)

Kekuatan dielektrik SF6 adalah 2,3 kali udara. Pengujian terhadap tegangan tembus AC
dengan frekuensi 50 Hz di bawah medan listrik homogen yang dibentuk oleh 2 elektroda
dengan susunan seperti diperlihatkan pada Gambar 1-2(a) menunjukkan bahwa kekuatan
dielektrik SF6 merupakan fungsi dari tekanan gas SF6 itu sendiri.

(a) (b)

Gambar 1-2 Tegangan tembus AC gas SF6 dalam berbagai tekanan di bawah medan listrik
homogen

(a) susunan pengujian

(b) sebagai fungsi dari jarak antar elektroda (3)

Sedangkan dalam medan listrik tidak homogen, misalnya pada susunan jarum-pelat,maka
terjadi perubahan karakteristik sebagaimana diperlihatkan pada Gambar 1-3.

2
 GAS INSULATED SUBSTATION

Gambar 1-3 Karakteristik dielektrik SF6 dalam medan listrik tidak homogen (6)

Gambar 1-3Gambar 1-3 memperlihatkan karakteristik dielektrik SF6 dalam medan listrik
tidak homogen pada rentang tekanan 0-6 atm absolut. Grafik paling atas menggambarkan
besar tegangan positif DC sampai SF 6 breakdown, grafik tengah menggambarkan besar
tegangan positif impulse sampai SF6 breakdown, sedangkan grafik paling bawah
menggambarkan besar tegangan positif DC sampai terbentuk corona.Gas Sulfur
Heksafluorida (SF6) murni adalah senyawa yang tidak berwarna, tidak berbau, tidak berasa,
dan tidak beracun serta memiliki kerapatan 5 (lima) kali lipat dari udara (1),(3). Pada
temperatur dan tekanan kamar senyawa ini berwujud gas.

Meskipun dinyatakan tidak beracun, SF6 dapat menggantikan udara sehingga

mengakibatkan kurangnya kadar oksigen yang dapat dihisap oleh mahkluk hidup.
SF6memiliki Global Warming Potential (GWP) 23.900 kali dari GWP CO2 dan mampu
bertahan di atmosfer bumi selama 3500 tahun (1)(15).Untuk itu diperlukan penanganan
yang baik pada gas SF6 yang sudah tidak terpakai lagi. Namun demikian, SF6 tidak
menyebabkan berkurangnya lapisan ozon karena tidak mengandung chlorine (4).

Hal yang perlu diperhatikan dalam penggunaan gas SF 6 sebagai media isolasi selain
kualitasnya adalah tekanan kerja gas SF6. Hal ini disebabkan bahwa pada temperatur dan
tekanan tertentu SF6 akan berubah wujud dari gas menjadi cair (lihat Gambar 1-4.4 (a).
Pada tekanan 1 atmosfer SF6 mencair pada suhu -63,8°C (12). Jika hal ini terjadi maka
tekanan gas yang tersisa menjadi lebih rendah daripada tekanan kerja yang diinginkan.
Sedangkan untuk tiap tekanan kerjanya, terdapat titik kritis untuk dew point pada temperatur
tertentu seperti diperlihatkan pada Gambar 1-4 (b) (7).

3
 GAS INSULATED SUBSTATION

(a) (b)

Gambar 1-4 Titik Kritis cair ke gas untuk SF6 dan batas dew point

(a) Titik kritis dari cair ke gas untuk SF 6(1). Catatan: 100 psig = 6.894757 bar

(b) Batas dew point untuk berbagai temperatur kerja pada tekanan SF6 5,5 bar

SF6 mempunyai sifat kimia: tidak mudah terbakar, stabil dan inert (tidak mudah bereaksi)
dengan metal, plastik, dan material lain yang biasanya digunakan di dalam circuit breaker
tegangan tinggi hingga suhu 150 ºC. Pada suhu tinggi (400 ºC hingga 600 ºC), pada saat
terjadi spark, ikatan gas SF6 mulai pecah (3),(4).

SF6 yang dipakai untuk media isolasi memiliki persyaratan yang dicantumkan dalam IEC
60376-2005 dengan tingkat kemurnian minimum 99,70%.

4
 GAS INSULATED SUBSTATION

Tabel 1-1 Kualitas Spesifikasi SF6 sebagai media isolasi GIS (3)

Metode Analisis

Kandungan Spesifikasi (Hanya untuk Indikasi, Ketelitian

bukan lebih mendalam)

Udara 2 g/kg 1) Metode infrared absorption 35 mg/kg

Metode Gas- 3-10 mg/kg

chromatographic

Metode Density 10 mg/kg

2 400 mg/kg Metode Gas- 9 mg/kg

CF4 2
chromatographic
)
H2O 25 mg/kg 3) Metode Gravimetric 0.5 mg/kg 5)

Metode Electrolytic 2-15 mg/kg

Metode Dew point 1 °C

Mineral Oil 10 mg/kg Metode Photometric < 2 mg/kg

Metode Gravimetric 0,5 mg/kg 5)

Total keasaman dalam

1 mg/kg 4) Titration 0,2 mg/kg
HF

Catatan:

1) 2 g/kg sama dengan 1% dari volume di bawah kondisi ambient (100 kPa dan 20°C).
2) 2 400 mg/kg sama dengan 4 000 µl/l di bawah kondisi ambient (100 kPa dan 20°C).
3) 25 mg/kg (25 mg/kg) sama dengan 200 µl/l dan dew point pada -36 °C, diukur pada kondisi
ambien (100 kPa dan 20 °C.
4) 1 mg/kg sama dengan 7,3 µl/l di bawah kondisi ambien.
5) Tergantung pada ukuran contoh.

Spesifikasi dari pabrikan SF6 adalah seperti tercantum pada Tabel 1-2.

Tabel 1-2 Kualitas SF6 sebagai media isolasi GIS (3)

Parameter Kimiawi Nilai Besaran

Sulfur hexafluorida ≥ 99,90 %

Udara ≤ 500 ppmw*

CF4 ≤ 500 ppmw

5
 GAS INSULATED SUBSTATION

Parameter Kimiawi Nilai Besaran

Asam (HF) ≤ 0,3 ppmw

Uap air ≤ 15 ppmv**

Minyak mineral ≤ 10 ppmw

Fluorida penyebab hydrolisis (HF) ≤1 ppmw

(* ppmw: part per million weight)

(** ppmv: part per million volume)

1.2 Komponen dan Fungsi

Berdasarkan hasil kajian PLN dan mengacu pada hasil kajian Knowledge Sharing and
Research (KSANDR) Belanda, GIS dibagi menjadi 5 subsistem berdasarkan fungsinya,
sebagai berikut:

1.2.1 Subsistem Primary

1.2.1.1 Subsubsistem Switching Device

1.2.1.1.1 PMT

PMT adalah sebuah peralatan switching mekanik yang memiliki kemampuan untuk
menyambung, menyalurkan dan memutus arus pada kondisi normal dan abnormal sesuai
dengan spesifikasi waktu dan kemampuan arus (IEEE C37.100-1992).Dalam
pengoperasiannya PMT digerakkan oleh suatu system penggerak yang dapat berupa
pneumatik, pegas, hidrolik atau kombinasi. Ada 2 jenis PMT, yaitu single pressure puffer
dan double pressure puffer. Arcing contact pada PMT terbuat dari material Copper
Tungsten (Cu-W).

6
 GAS INSULATED SUBSTATION

Gambar 1-5 Kompartemen Pemutus Tenaga (model busbar 1 enclosure – 1 phase)

1.2.1.1.2 PMS/PMS Tanah

PMS/PMS tanah adalah peralatan switching mekanis yang digunakan untuk

mengubahkoneksi pada sebuah rangkaian tenaga atau untuk mengisolasi
rangkaian/peralatan dari sumber daya dan/atau sumber daya ke tanah (IEEE C37.100-
1992).

Gambar 1-6 Kompartemen pemisah (model busbar 1 enclosure – 1 phase)

7
 GAS INSULATED SUBSTATION

Subsistem primary berfungsi untukmenyalurkan energi listrik dengan nilai losses yang
masih diijinkan yang terdiri dari beberapa komponen:

1.2.1.2 SubsubSistem Current Carrying

1.2.1.2.1 Busbar

Busbar adalah sebuah atau sekelompok konduktor yang berfungsi sebagai koneksi yang
digunakan bersama oleh dua atau lebih rangkaian (IEEE C37.100-1992).

Seperti ditunjukkan pada Gambar 1-7, konduktor (a) menggunakan bahan aluminium (Al)
atau tembaga (Cu) dan daerah kontak yang tidak bergerak (b) menggunakan silver (Ag)
plate. Ukuran tube konduktor bergantung pada kekuatan mekanik sesuai dengan gaya arus
hubung singkatnya. Dengan demikian ukurannya secara umum cukup untuk mengalirkan
arus normal tanpa kelebihan kenaikan temperatur. Tabung konduktor ditunjang oleh isolator
yang terbuat dari cast resin epoxy (c). Bentuk dari isolator tersebut sedemikian rupa
sehingga distribusi medan listriknya uniform. Untuk mengantisipasi pengembangan axial
akibat suhu tinggi disediakan sambungan ekspansi.

Gambar 1-7 Kompartemen Busbar (model busbar 1 enclosure – 1 phase)

1: contact pin; 2: DS contact; 3: ES contact; 4: solid/barrier insulator; 5: Transfer assembly element.

1.2.1.2.2 Bellows

Bellows adalah komponen yang berfungsi untuk menghindari pergerakan setelah dilakukan
alignment enclosure, mengijinkan adanya pergerakan yang diakibatkan oleh ekspansi dan
kontraksi, vibrasi dan seismic. (IEEE C37.100-1992). Seperti yang ditunjukkan Gambar 1-
8, Bellows ini menggunakan material Alumunium (Al) dan ukuran tubing bergantung pada
ukuran kompartemen atau enclosure.

8
 GAS INSULATED SUBSTATION

Gambar 1-8 Komponen Bellows

1.2.1.3 Subsubsistem Proteksi

1.2.1.3.1 Current Transformer (CT)

CT adalah trafo pengukuran yang sisi primernya dihubungkan seri dengan konduktor
pembawa arus yang akan diukur, dimana arus sekundernya proporsional terhadap arus sisi
primernya (IEEE C57.13-1993) dan IEC 60044-2-2003.

Gambar 1-9 Kompartemen Trafo Arus (model busbar 1 enclosure – 1 phase)

1.2.1.3.2 Voltage Transformer (VT)

VT adalah trafo pengukuran yang sisi primernya dihubungkan parallel dengan konduktor
yang akan diukur tegangannya, dimana tegangan sekundernya proporsional terhadap
tegangan sisi primernya (IEC 60044-2-2003)dan IEEE C57.13-1993.

9
 GAS INSULATED SUBSTATION

Gambar 1-10 Kompartemen Trafo tegangan (model busbar 1 enclosure – 1 phase)

1.2.1.3.3 Capacitive Voltage Transformer (CVT)

CVT adalah trafo tegangan yang menggunakan kapasitor pembagi tegangan supaya sisi
tegangan sekunder unit elektromagnetik proporsional dan sefasa dengan tegangan primer
pada kapasitor pembagi tegangan (IEEE C57.93.1-1999).

1.2.1.3.4 Lightning Arrester (LA)

LA adalah peralatan yang berfungsi mengamankan peralatan GIS dari tegangan lebih
akibat surja petir atau surja hubung.

Gambar 1-11 Kompartemen LA (model busbar 1 enclosure – 1 phase)

10
 GAS INSULATED SUBSTATION

1.2.1.4 SubsubSistem Terminasi

Terminasi adalah bagian yang terpasang sebagai interface elektrik dan mekanik antar 2
sistem isolasi (IEEE 1300-1996). Terminasi pada GIS terdiri dari terminasi sealing end
(konduktor GIS-kabel), terminasi outdoor bushing (kabel-overhead line), terminasi outdoor
bushing (konduktor GIS-overhead line) dan terminasi trafo (konduktor GIS-bushing trafo).

Gambar 1-12 Terminasi pada Sealing End Cable(model busbar 1 enclosure – 1 phase)

Gambar 1-13 Terminasi/outdoor bushing (model busbar 1 enclosure – 1 phase)

(a) Terminasi/outdoor bushing dari kompartemen-overhead line

(b) Terminasi/outdoor bushing dari sealing end-overhead line

11
 GAS INSULATED SUBSTATION

Gambar 1-14 Terminasi trafo (model busbar 1 enclosure – 1 phase)

1.2.1.5 SubsubSystem Connector/Joint

1.2.1.5.1 Tulip Finger

Tulip Finger adalah suatu komponen yang berfungsi sebagai penghubung antar peralatan
yang bersifat bergerak (moving contact) maupun tidak bergerak (fix contact).

1.2.1.5.2 Seal/O-Ring

Seal (O-Ring) adalah komponen yang didesain untuk mencegah kebocoran gas/liquid
antar sistem (IEEE C37.122.1-1993).

1.2.1.5.3 Epoxy Resin

Spacer adalah isolator padat (pada umumnya berbahan epoxy) yang digunakan untuk
menyangga konduktor di dalam enclosure (IEEE C37.122.1-1993).

1.2.1.5.4 Bolts

Bolt adalah suatu komponen yang berfungsi sebagai pengikat antar kompartemen atau
peralatan.

12
 GAS INSULATED SUBSTATION

1.2.1.6 Subsubsystem Gauge and Gas Dispenser

1.2.1.6.1 Nipple/Valve SF6

Nipple/valve adalah suatu komponen yang merupakan satu bagian dari kompartemen /
enclosure yang berfungsi untuk dilakukan evakuasi, vacuuming dan pengisian gas SF6
dalam proses pemeliharaan atau overhaul. Juga berfungsi sebagai titik uji dalam pengujian
kualitas gas SF6.

1.2.2 Subsistem Secondary

Subsistem secondary berfungsi untuk men-trigger subsistem driving untuk mengaktifkan

subsistem mechanical pada waktu yang tepat.Subsistem secondary terdiri dari beberapa
komponen:

1.2.2.1 Relay

Relay adalah peralatan elektrik yang didesain untuk merespon kondisi input sesuai setting
atau kondisi yang telah ditentukan (IEEE C37.100-1992).

Gambar 1-15 Relay Arus Lebih

1.2.2.2 Control Wiring

Control wiring adalahwiring (pengawatan) pada switchgear sebagai rangkaian kontrol dan
koneksi ke trafo pengukuran, meter, relay dan lain-lain (IEEE C37.100-1992).

13
 GAS INSULATED SUBSTATION

Gambar 1-16 Wiring system mekanik penggerak CB

1.2.2.3 Alarm

Alarm adalah perubahan kondisi peralatan yang telah didefinisikan, indikasinya bisa
dinyatakan dalam bentuk suara, visual atau keduanya(IEEE C37.100-1992).

1.2.2.4 Measuring Device

Measuring device adalah peralatan yang digunakan untuk mengukur suatu besaran.

Gambar 1-17 Manometer tekanan minyak UGC GIS

1.2.2.5 Auxiliary Switch

Auxiliary switchadalah switch yang dioperasikan secara mekanik oleh peralatan utama.

14
 GAS INSULATED SUBSTATION

1.2.2.6 Control Components

Control components adalah komponen-komponen yang berfungsi untuk menginisiasi

operasi berikutnya pada urutan control.

1.2.2.7 Density Monitor

Density Monitor adalah peralatan pengaman yang digunakan untuk memonitor kerapatan
gas dalam suatu kompartemen (satu system gas).Peralatan ini terpasang secara permanen
maupun portable.

1.2.2.8 Density Switch

Density Switch adalahswitch yang dioperasikan secara mekanik apabila terjadi penurunan
tekanan gas. Ada 2 tahap penurunan tekanan gas, yaitu tahap 1 akan menggerakkan
kontak alarm dan tahap 2 menggerakkan kontak trip.

Gambar 1-18 Density Monitor dan Density Switch SF6

1.2.3 Subsistem Dielectric

Subsistem dielectric berfungsi untuk memadamkan busur api dan mengisolasi active part.
Subsistem dielectric meliputi:

1.2.3.1 SF6

SF6adalah gas sulfur hexafluoride yang digunakan sebagai media isolasi dan pemadam
busur api pada peralatan listrik (IEC 60376-2005).

1.2.3.2 Absorbent

Absorbent adalah material yang berfungsi menyerap uap air dan decomposition product
SF6

15
 GAS INSULATED SUBSTATION

Gambar 1-19 Absorbent kompartemen GIS

1.2.3.3 Kompartemen (Gas Section)

Kompartemen (Gas Section) adalah ruang yang didalamnya terdapat komponen seperti
PMT, PMS, Busbar pada GIS yang bertujuan untuk memisahkan sistem gas. Pemisahan
system gas dimaksudkan untuk menjagakondisi gas masing-masing kompartemen sesuai
dengan spesifikasinya, sehingga memungkinkan untuk memonitor kondisi gas dalam
masing-masing kompartemen.

Gambar 1-20 Kompartemen (Gas Section) pada GIS

1.2.4 Subsistem Driving mechanism

Subsistem driving mechanism adalahmekanik penggerak yang menyimpan energi untuk

menggerakkan kontak utama (PMT, PMS) pada waktu yang diperlukan. Jenis-jenis driving
mechanism terdiri dari (IEEE C37.100-1992):

1.2.4.1 Pneumatic

Merupakan penggerak yang menggunakan tenaga udara bertekanan.

16
 GAS INSULATED SUBSTATION

Gambar 1-21 Kompressor Sistem Pneumatic pada GIS

Gambar 1-22 Sistem Pneumatic pada GIS

Komponen-komponen pada sistem penggerak pneumatic:

1.2.4.1.1 Motor Kompressor

Motor kompresor merupakan bagian utama dari sistem pengisian, umumnya motor
kompresor adalah jenis motor 3 phasa, fungsinya untuk mengoperasikan pompa kompresi
udara (penggerak mula).

1.2.4.1.2 Pompa Kompresi Udara

Berfungsi sebagai alat untuk memampatkan udara, biasanya mengisap udara dari atmosfir.

17
 GAS INSULATED SUBSTATION

1.2.4.1.3 Kopling

Merupakan penghubung antara motor kompresor dengan pompa kompresi. Ada beberapa
jenis tipe kopling antara motor kompresor dan pompa kompresi, antara lain:

– Kopling menggunakan As, apabila kecepatan motor kompresor dan pompa

kompresi sama.

– Kopling menggunakan Transmision gear, apabila kecepatan motor

kompresor dan pompa kompresi tidak sama.

– Kopling menggunakan sabuk (belt), pada kompresi kecil.

1.2.4.1.4 Tanki udara

Tangki udara dipakai untuk menyimpan udara betekanan agar apabila ada kebutuhan udara
tekan yang berubah-ubah jumlahnya dapat dilayani dengan lancar. Dalam halkompresor
torak, dimana udara dikeluarkan secara berfluktuasi, tangki udara akan memperhalus aliran
udara. Selain itu, udara yang disimpan dalam tangki udara akan mengalami pendinginan
pelan-pelan dan uap air yang mengembun dapat terkumpul didasar tangkiuntuk sewaktu-
waktu dibuang. Dengan demikian udara yang disalurkan kepemakai selain sudah dingin,
juga tidak terlalu lembab.

1.2.4.1.5 Katup Satu Arah (Non Return Valve)

Berfungsi untuk mencegah tekanan udara dari tangki kembali ke ruang kompresor apabila
tekanan tangki lebih tinggi dari udara keluar kompresor atau pada saat kompresor berhenti.

1.2.4.1.6 Katup Pengaman (Safety Valve)

Katup pengaman harus dipasang pada pipa keluar dari setiap tingkat kompresor.Katup ini
harus membuka dan membuang udara keluar jika tekanan melebihi 1,2 kali tekanan normal
maksimum dari kompresor.Pengeluaran udara harus berhenti secara tepat jika tekanan
sudah hampir mencapai tekanan normal maksimum.

1.2.4.1.7 Pressure Switch

Berfungsi sebagai switch start dan stop motor kompresor apabila dioperasikan secara
otomatis. Kerja pressure switch ditentukan oleh setelan nilai tekanan yang melewatinya.

1.2.4.1.8 Pressure Gauge

Berfungsi untuk mengukur tekanan tangki udara serta sistem pengisian udara.

18
 GAS INSULATED SUBSTATION

1.2.4.1.9 Oil Level

Oil level berfungsi untuk mengetahui level minyak pelumas pada pompa kompresi.

1.2.4.1.10 Pengering Udara (air dryer) atau Penjebak Air (water trap)

Berfungsi untuk mengeringkan udara/menjebak air pada udara yang dihasilkan

compressor sebelum dialirkan ke tangki udara.

1.2.4.2 Hydraulic

Merupakan penggerak yang menggunakan tenaga minyak hidrolik bertekanan.

Gambar 1-23 Penggerak Hydraulic

Komponen-komponen yang terdapat pada sistem penggerak hydraulic:

1.2.4.2.1 Oil level indicator

Indikator level minyak hidrolik.

19
 GAS INSULATED SUBSTATION

1.2.4.2.2 Pompa Minyak (Oil Pump)

Memompa minyak hidrolik dari chamber/tangki menuju ke aktuator untuk mendapatkan

tekanan yg diinginkan.

1.2.4.2.3 Akumulator/Aktuator

Tabung kompresi minyak yang dilakukan dengan pemberian gas N2 bertekanan, dimana
antara gas N2 dan minyak hidrolik disekat dengan sebuah diafragma/ piston.

1.2.4.2.4 Drain Valve/Change Over Valve/ Katup Satu Arah

Katup by pass yang berfungsi untuk mengurangi tekanan minyak balik ke tank/chamber.

1.2.4.2.5 Valve Pengisian

Katup sarana pengisian minyak hidrolik.

1.2.4.2.6 Katup Cegah (Non Return Valve)

Katup yang berfungsi untuk mencegah aliran minyak balik dari tangki ke aktuator apabila
tekanan tangki lebih tinggi dari aktuator.

1.2.4.2.7 Otomatic Valve Venting

Untuk membuang udara terjebak dalam minyak hidrolik.

1.2.4.2.8 Opening Pilot Valve

Untuk menginisiasi kerja penggerak mekanik dari closing/tripping valve.

1.2.4.2.9 Oil Chamber

Tangki penyimpan minyak hidrolik.

1.2.4.2.10 Pressure Gauge

Indikator tekanan minyak hidrolik.

1.2.4.3 Hidrolik Spring

Merupakan penggerak yang menggunakan tenaga minyak hidrolik bertekanan untuk

mengisi (charging) pegas (spring).

20
 GAS INSULATED SUBSTATION

1.2.4.3.1 Oil Level Indicator

Indikator level minyak hidrolik.

1.2.4.3.2 Pompa Minyak (Oil Pump)

Memompa minyak hidrolik dari chamber/tangki menuju ke aktuator untuk mendapatkan

tekanan yg diinginkan.

1.2.4.3.3 Drain Valve /Change Over Valve/ Katup Satu Arah

Katup by pass yang berfungsi untuk mengurangi tekanan minyak balik ke tank/chamber.

1.2.4.3.4 Valve Pengisian

Katup sarana pengisian minyak hidrolik.

1.2.4.3.5 Opening Pilot Valve

Untuk menginisiasi kerja penggerak mekanik dari closing/tripping valve.

1.2.4.3.6 Oil Chamber

Tangki penyimpan minyak hidrolik.

1.2.4.3.7 Spring

Merupakan penggerak yang menggunakan energi yang disimpan oleh pegas.

Gambar 1-24 Penggerak Spring/pegas

21
 GAS INSULATED SUBSTATION

Komponen-komponen pada sistem penggerak spring:

1.2.4.3.8 Indikasi Pengisian Pegas (spring status indicator)

Indikator yang menunjukkan kondisi pegas (fully charge/not fully charge). Berfungsi untuk
melihat kesiapan PMT pada operasi berikutnya.

1.2.4.3.9 OFF Trigger (push button off)

Saklar untuk mematikan kerja charging motor.

1.2.4.3.10 ON Trigger (push button on)

Saklar untuk menghidupkan kerja charging motor.

1.2.4.3.11 Charging Mechanism

Mekanisme pengisian pegas yang terdiri atas rantai pengatur posisi pegas yang diatur
oleh sebuah roda yang digerakkan oleh charging motor.

1.2.4.3.12 Charging Motor

Motor yang digunakan untuk menggerakkan mekanisme charging pegas.

1.2.5 Subsistem Mechanical

Subsistem mechanical adalah peralatan penggerak yang menghubungkan subsistem

driving mechanism dengan kontak utama peralatan PMT dan PMSuntuk mentransfer
driving energy menjadi gerakan pada waktu yang diperlukan.

Gambar 1-25 Kondisi rod/tuas penggerak mekanik PMS

22
 GAS INSULATED SUBSTATION

1.2.6 Failure Mode Effect Analysis (FMEA)

Failure Mode and Effect Analyis (FMEA) adalah analisa alur kegagalan suatu peralatan
yang menyebabkan peralatan tersebut tidak berfungsi dan efek yang ditimbulkan akibat
kegagalan tersebut.FMEA berguna untuk menentukan indikasi dan parameter yang
dibutuhkan untuk memonitor kondisi peralatan. FMEA GIS PT. PLN (Persero) terdiri dari 5
subsistem.

Berdasarkan fungsi masing-masing subsistem GIS, diketahui batasan kondisi kegagalan

fungsi dan penyebab utama kegagalan fungsi tersebut, yaitu:

1. Subsistem primary, mengalami kegagalan fungsi:

– tidak mampu memutuskan dan menghubungkan aliran listrik pada

waktunya

– tidak mampu menyalurkan energi listrik pada kondisi normal

– terjadi overheating, bad contact, dan discharge

– Installasi yang kurang baik

– Operasi close/open yang tidak serempak akibat kerusakan valve pompa,

seal/o-ring sistem hidrolik atau power blok pneumatik yang fatigue, pegas
tidak terisi penuh maupun kebocoran pada internal akumulator.

– Posisi kontak tidak simetri yang disebabkan oleh gangguan fungsi kerja/
degradasi subsystem mekanik.

– Subsistem primary tidak mampu menyalurkan arus listrik disebabkanoleh

internal baut yang kendor akibat instalasi yang kurang baik maupun
material yang kurang baik

2. Subsistem secondary, dikatakan mengalami kegagalan fungsi apabila:

– Tidak mampu memberikan trigger pada subsistem driving mechanism

untuk mengaktifkan subsistem mechanic pada waktu yang tepat

– Mampu memberikan trigger pada subsistem driving mechanism untuk

mengaktifkan subsistem mechanic namun pada waktu yang tidak tepat
(diluar setting)

– Pressure switch, density monitor, rele bantu tidak berfungsi akibat kontak
tidak berfungsi, seal box fatigue/menua, pegas bimetal lemah, kebocoran
manometer tipe basah (menggunakan minyak).

– Kerusakan wiring kontrol mekanik akibat korosi

3. Subsistem dielektrik, mengalami kegagalan fungsi apabila:

– Tidak mampu mengisolasi peralatan

23
 GAS INSULATED SUBSTATION

– Tidak mampu memadamkan busur api

– instalasi yang kurang baik dan ageing yang menyebabkan seal/o-ring

menua, lapuk (fatigue)

– katup yang rusak/degradasi akibat perlakuan yang tidak sesuai SOPatau

ageing,

– ageing yang menyebabkan adanya retakan pada sambungan upper/lower

serta pada bushing base dan retakan pada disk rupturekompartemen,

– degradasi isolasi sealing end akibat instalasi yang kurang baik dan
ageing,

– pemburukan spacer yang dipicu oleh partial discharge akibat instalasi

yang kurang baik maupun loss main contact. Sumber partial discharge
dapat berupa runcingan(protrusion), celah (void), permukaan tidak
rata/halus, free partikel, maupun floating part.

– proses pelilitan pvc tape yang kurang bagus yang menyebabkan pvc
tape sebagai isolasi sealing end rusak

– Adanya kebocoran akibat penuaan o-ring/seal maupun valve yang rusak

/ degradasi

– Pemburukan spacer yang dipicu oleh partial discharge akibat instalasi

yang kurang baik.

– Peralatan kerja yang kurang sesuai dan cara penanganan gas yang
kurang baik pada saat melakukan penanganan gas/gas handling

– Kandungan decomposed product yang tinggi akibat tingginya jumlah kerja

main contact atau kondisi kontak yang kurang baik maupun instalasi yang
kurang baik.

4. Subsistem driving mechanism, mengalami kegagalan fungsi apabila:

– Tidak dapat menyimpan energi untuk mengaktifkan subsistem mechanic

pada waktu yang tepat

– Kebocoran minyak hidrolik akibat pipa hidrolik menuadan korosi, seal

akumulator hidrolik menua, seal pilot block hidrolik menua, seal pompa
hidrolik menua, partikel asing akibat instalasi maupun refilling minyak yang
kurang baik

– Kerusakan venting valve sistem hidrolik

– kebocoran sistem pneumatik akibat kerusakan membran mekanik

pneumatik, kerusakan compression chamber, dan kerusakan power blok
pneumatik

24
 GAS INSULATED SUBSTATION

– kebocoran sistem pneumatik-hidrolik akibat kerusakan compression

chamber valve

– gangguan subsistem secondary

– gangguan sumber AC

5. Subsistem mekanik, mengalami kegagalan fungsi apabila:

– Tidak dapat mentransfer energi penggerak pada waktu yang tepat

– Material rod yang kurang baik, instalasi yang kurang baik, desain yang
tidak sesuai yang menyebabkan sambungan rod penggerak longgar

– Pen pengunci sambungan patah akibat material rod yang kurang baik,
dan instalasi yang kurang baik

– Kanvas mekanik PMS aus/slip

– Perubahan momen beban kerja mekanik PMS akibat posisi kontak tidak
simetri atau penurunan kondisi peralatan (aus)

– Penuaan gear tooth yang menyebabkan waktu kerja sistem mekanik

lama.

2 PEDOMAN PEMELIHARAAN

Pedoman pemeliharaan merupakan panduan dalam melakukan pemeriksaan,

pemeliharaan peralatan dalam keadaaan bertegangan (online) dan tidak bertegangan
(offline) yang dilakukan pada periode harian, mingguan, bulanan, tahunan, 2 tahunan, 5
tahunan dan kondisional yang meliputi in-service inspection, in-service measurement, on-
line measurement, shutdown measurement dan shutdown function test.

2.1 Inspeksi Level 1 (In Service Inspection)

In service inspection merupakan pemeriksaan peralatan dalam keadaaan bertegangan

dengan menggunakan panca indera dan dilakukan secara periodik dan kondisional.
Misalnya untuk pengukuran tekanan gas dilakukan secara bulanan, namun jika ditemukan
trend meningkat maka periode dipersingkat menjadi mingguan atau harian. Lihat Lampiran
1.

2.2 Inspeksi Level 2 (In Service Measurement)

In service measurement adalah pemeliharaan dalam bentuk pengukuran peralatan yang

dilakukan dalam keadaan bertegangan dengan menggunakan alat bantu dan alat uji, antara
lain: pengujian kualitas gas SF6.

25
 GAS INSULATED SUBSTATION

2.2.1 Pengukuran Suhu (Thermovisi)

1. Pengukuran Suhu (Thermovisi) pada kompartemen
2. Pengukuran Suhu (Thermovisi) pada LCC terminasi CT dan kontrol
3. Pengukuran Suhu (Thermovisi) pada Sealing End Outdoor dan Indoor

2.2.2 Pengujian Kualitas Gas SF6

Sampai dengan saat ini, kualitas gas SF 6 yang dapat terukur oleh alat pengukuran dan
pengujian yang tersedia antara lain untuk purity, dew point (moisture content), dan
decomposition product. Pengujian Kualitas gas SF6dilakukan secara kondisional yaitu jika
ditemukan kondisi sebagai berikut:

– Adanya kebocoran SF6

– Kegiatan gas handling

– Adanya ketidakserempakan kerja kontak PMT

– Adanya anomali kerja mekanik PMS/PMS tanah

Jika salah satu dari kondisi di atas telah terjadi, maka pengujian kualitas gas SF6 dilakukan
secara 3 bulanan, dan jika ditemukan trend meningkat maka periode pengujian
dipersingkat.

Namun demikian, pengujian kualitas gas SF6 juga harus dilakukan secara periodic, untuk
mencegah adanya pemburukan karena munculnya partial discharge yang tidak termonitor.
Pengujian secara periodic ini dilakukan setiap 2 tahun.Lihat Lampiran 1

26
 GAS INSULATED SUBSTATION

2.2.3 Purity

Purity (kemurnian) dinyatakan dengan prosentase jumlah gas SF6 murni dalam suatu
kompartemen GIS. Semakin tinggi persentase ini maka semakin sedikit zat lain dalam
isolasi gas SF6. Untuk metode pengujian purity seperti diperlihatkan pada Gambar 2-3.

2.2.4 Decomposition Product

Decomposition product (produk hasil dekomposisi) terjadi karena ketidaksempurnaan

pembentukan kembali gas SF6. Hal ini dapat terjadi karena adanya pemanasan berlebih,
percikan listrik, dan busur daya (IEEE Std C37.122.1-1993 IEEE Guide for Gas-Insulated
Substations). Jika decomposition product ini terjadi dalam jumlah yang besar, maka
kekuatan dielektrik dari isolasi gas SF6akan mengalami penurunan. Metode untuk pengujian
decomposition product seperti diperlihatkan pada Gambar 2-2.

Gambar 2-2 Pengujian Decomposition Product SF6

2.2.5 Moisture Content Gas SF6

Pengujian moisture content dilakukan untuk mengetahui kandungan atau kadar uap air
yang terdapat di compartment. Hal-hal yang perlu diperhatikan adalah titik jenuh dari

27
 GAS INSULATED SUBSTATION

tekanan uap air dan tekanan gas yang terukur dari alat uji. Uap air di dalam kompartemen
bisa mengalami kondensasi sehingga mengurangi kekuatan isolasi gas SF6. Standar
moisture content mengacu pada standar pabrikan. Jika standar pabrikan tidak ditemukan,
dapat menggunakan standar internasional.

– Berdasarkan standar Alstom, (contoh GIS Kembangan) kandungan uap air

maksimum yang diijinkan adalah 350 ppm (PMT untuk semua level tegangan),
840 ppm (peralatan selain PMT untuk level tegangan < 170 kV) dan 610 ppm
(peralatan selain PMT untuk level tegangan > 245 kV).

– Berdasarkan standar Hitachi, (contoh GIS Senayan) kandungan uap air

maksimum yang diijinkan adalah 150 ppmv (PMT untuk semua level
tegangan), 500 ppmv (peralatan selain PMT).

– Berdasarkan standar internasional Cigre 234 adalah pH2O < 400 Pa (T =

20°C) *) Nilai tekanan parsial uap air tersebut senilai dengan nilai moisture
content sebesar 400 Pa dikali dengan nilai tekanan absolute SF6 saat
pengujian pada suhu 20°C.

2.2.6 Dew Point

Dew point (titik embun) menunjukkan titik dimana gas SF 6 berubah menjadi cair. Hal ini
terkait dengan tingkat kelembaban gas SF6, yaitu berapa banyak partikel air yang
terkandung dalam isolasi gas SF6. Semakin tinggi nilai dew point maka dapat menurunkan
nilai isolasi gas SF6 karena kontaminasi kelembaban air (CIGRE 15/23-1Diagnostic
Methods for GIS Insulating System, 1992). Sedangkan untuk metode pengujian dew point
seperti diperlihatkan pada Gambar 2-3.

Alat Uji Purity dan Dew Point

Gambar 2-3 Pengujian Purity dan Dew Point SF6

28
 GAS INSULATED SUBSTATION

2.2.7 Pengukuran Suhu

Pengukuran suhu/temperature sekitar ini dilakukan dengan menggunakan peralatan
thermometer yang bertujuan untuk memantau temperatur ruang sekitar (ambient) dimana
hal ini akan berpengaruh terhadap tingkat pemburukan (deterioration) pada o-ring.

2.2.8 Kelembapan Sekitar

Pengukuran kelembaban sekitar ini dilakukan dengan menggunakan peralatan hygrometer
atau Digital Humidity Meter yang bertujuan untuk memantau tingkat kelembaban sekitar
(ambient) dimana hal ini akan berpengaruh terhadap tingkat pemburukan (deterioration)
pada o-ring.

2.2.9 Pengukuran Partial Discharge

Partial discharge adalah peluahan sebagian secara elektrik pada media isolasi yang
terdapat diantara dua elektroda berbeda tegangan, dimana peluahan tersebut tidak sampai
menghubungkan kedua elektroda secara sempurna.Peristiwa seperti ini dapat terjadi pada
bahan isolasi padat.Sedangkan pada bahan isolasi gas, partial discharge terjadi di sekitar
elektroda yang runcing.Partial discharge di sekitar elektroda dalam gas biasanya disebut
korona.Adanya aktifitas partial discharge di dalam kompartemen menandakan adanya
defect dalam kompartemen. Sumber partial discharge tersebut dapat disebabkan oleh
beberapa hal, antara lain: partikel bebas, partikel bebas yang menempel pada permukaan,
tonjolan atau ketidakrataan permukaan (protrusion), elektroda yang mengambang (floating
electrode) dan gelembung udara (void). Diharapkan dengan memonitor aktifitas partial
discharge secara kontinyu dapat diketahui kerusakan isolasi secara dini sehingga tidak
sampai merusak sistem atau peralata

29
 GAS INSULATED SUBSTATION

secara keseluruhan. Metode pengukuran partial discharge seperti diperlihatkan pada

Gambar 2-4.

Gambar 2-4 Pengujian Partial Discharge

2.3 Shutdown Measurement

Shutdown testing/ measurement adalah pekerjaan pengujian yang dilakukan pada saat GIS
dalam keadaan padam. Pekerjaan ini dilakukan pada saat pemeliharaan rutin, First Year
Inspection maupun pada saat investigasi ketidaknormalan.

2.3.1 Pengukuran Tahanan Isolasi

Pengukuran tahanan isolasi dimaksudkan untuk mengetahui secara dini kondisi isolasi
dan memperoleh nilai/besaran tahanan isolasi suatu peralatan. Pengukuran biasanya
dilakukan menggunakan insulation tester (megger) dengan catu daya yang menggunakan
baterai karena dapat membangkitkan tegangan tinggi yang lebih stabil. Nilai tahanan isolasi
ini digunakan untuk kriteria tingkat kelembaban suatu peralatan dan mengetahui apakah
ada bagian-bagian yang terhubung singkat.

Sedangkan metode pengukuran tahanan isolasi yang digunakan untuk peralatan GIS terdiri
atas tiga metode, yaitu Metode Atas-Pentanahan, Metode Bawah-Pentanahan, dan Metode
Atas-Bawah seperti pada Gambar 2-5, Gambar 2-6 dan Gambar 2-7.

30
 GAS INSULATED SUBSTATION

Gambar 2-5 Pengukuran Tahanan Isolasi Metode Atas-Pentanahan

Gambar 2-6 Pengukuran Tahanan Isolasi Metode Bawah-Pentanahan

Gambar 2-7 Pengukuran Tahanan Isolasi Metode Atas-Bawah

31
 GAS INSULATED SUBSTATION

2.3.2 Pengukuran Keserempakan Kontak

Tujuan dilakukan pengujian keserempakan PMT adalah untuk mengetahui waktu kerja PMT
secara individu serta keserempakan PMT pada saat menutup ataupun membuka sehingga
dapat memastikan kesiapan PMT untuk memutuskan/memasukkan arus seperti
diperlihatkan pada Gambar 2-8.Metode pengujian yang dilakukan adalah PMT Open to
Close dan PMT Close to Open.

Gambar 2-8 Pengukuran Keserempakan Kontak

2.3.3 Kalibrasi Manometer dan meter hidrolik

Adalah serangkaian kegiatan yang membentuk hubungan antara nilai yang ditunjukkan oleh
instrumen pengukur atau sistem pengukuran, atau nilai yang diwakili oleh bahanukur,
dengan nilai – nilai yang sudah diketahui yang berkaitan dari besaran yang diukur dalam
kondisi tertentu.

2.3.4 Pengecekan dan Pelumasan Gear

Tujuan dilakukan pengecekan dan pelumasan gear adalah untuk mengetahui kondisi gear
pada peralatan dan untuk memastikan kerja gear agar berfungsi dngan baik pada saat
dibutuhkan dengan metode pemeliharaan 2 tahunan.

32
 GAS INSULATED SUBSTATION

2.3.5 Blocking Sistem Penggerak PMT

Adalah serangkaian kegiatan untuk pemeriksaan blocking sistem penggerak PMT yang
dilakukan sehubungan dengan durasi kerja motor, turunnya tekanan aktuator, over
pressure pada valve dan manometer serta over dan under pressure minyak hidrolik.

2.3.6 Auxiliary Contact

Pemeriksaan/penggantian auxiliary contact dilakukan untuk mengetahui kondisi dan

memastikan kerja auxiliary contact agar berfungsi dengan baik pada saat dibutuhkan
dengan metode pemeliharaan kondisional (penggantian auxiliary contact dilakukan bila
ditemukan adanya kelainan atau anomali).

2.3.7 Sistem Interlock Mekanik dan Elektrik

Adalah serangkaian kegiatan untuk pemeriksaan sistem interlock mekanik dan elektrik yang
dilakukan sehubungan dengan koordinasi kerja PMT terhadap PMS, PMS terhadap ES atau
sebaliknya. Pemeriksaan ini bertujuan untuk menghindari terjadinya kesalahan
pengoperasian dan kerusakan peralatan. Sistem ini dapat tidak berfungsi dalam kondisi
pemeliharaan.

2.3.8 Pengukuran Tahanan Pentanahan

Pentanahan peralatan bertujuan untuk meratakan potensial pada semua bagian-bagian
peralatan yang pada kondisi normal tidak dialiri arus, sehingga tidak terjadi perbedaan
potensial yang besar. Pentanahan peralatan berfungsi untuk melindungi peralatan terhadap
gangguan petir dan hubung singkat juga tidak membahayakan manusia bila menyentuh
peralatan tersebut. Caranya yaitu dengan menghubungkan bagian peralatan tersebut ke
tanah dengan menggunakan logam seperti baja, besi, dan tembaga. Dengan demikian pelat
tersebut harus ditanam hingga mendapatkan tahanan terhadap tanahsekitar yang sekecil-
kecilnya.

Nilai tahanan pentanahan di Gardu Induk bervariasi, tergantung dari besarnya nilai tahanan
tanah yang ditentukan oleh kondisi tanah, misalnya tanah kering, cadas, kapur, dan
sebagainya. Semakin kecil nilai pentanahannya maka semakin baik. Menurut IEEEstd
80-2000 tentang Guide for Safety in AC Substation Grounding besarnya nilai tahanan
pentanahan untuk switchgear adalah ≤ 1 ohm. Untuk mengukur tahanan pentanahan
digunakan alat ukur tahanan pentanahan (earth resistance tester) seperti diperlihatkan
pada Gambar 2-1. Pengukuran tahanan pentanahan ini bertujuan untuk menentukan
tahanan antara besi atau plat tembaga sebagai elektro yang ditanam dalam tanah terhadap
peralatan atau kompartemen GIS/GIL.

33
 GAS INSULATED SUBSTATION

Gambar 2-1 Pengukuran Tahanan Pentanahan

2.4 Reklamasi Gas SF6

Reklamasi gas adalah upaya untuk mengembalikan kondisi gas SF6 agar memenuhi
kualitas pemakaian ulang untuk GIS.

Gambar 2-9 Struktur dasar proses reklamasi gas.

Dalam penggunaan gas SF6 pada peralatan listrik, Gas SF6 terpakai dapat dikategorikan
sebagai berikut (Gambar 2-9):
1. Non arced gas

Merupakan gas hasil penanganan operasi tanpa arcing. Misalnya hasil

pengujian isolasi di pabrikan, pengujian isolasi selama komisioning,
pemeliharaan rutin, perbaikan isolasi pada kompartemen setelah malfungsi
tanpa adanya arcing, penguatan isolasi, dekomisioning isolasi dimana arcing
tidak terjadi.

34
 GAS INSULATED SUBSTATION

Kontaminan utama dalam non arced gas adalah udara dan moisture, yang
dapat muncul pada proses penanganan maupun pelepasan dari permukaan.
Sejumlah kecil decomposition products (biasanya dalam kisaran 100 ppmv)
juga dapat muncul ketika terjadi partial discharge dan tidak terdapat absorbent
dalam enclosure.

2. Normally arced gas

Merupakan gas hasil reaksi setelah normal switching. Misalnya setelah

pemeliharaan dan perbaikan peralatan switching setelah operasi normal,
pengujian interruption peralatan switching,dan dekomisioning switchgear.

3. Heavily arced gas

Merupakan gas hasil reaksi setelah terjadinya gangguan yang menyebabkan

arcing. Misalnya dari peralatan CB setelah interruption, isolasi setelah
terjadinya internal arcing, dan bermacam-macam gangguan yang
menyebabkan arcing.

Setelah dilakukan proses reklamasi, selanjutnya harus dilakukan pengujian kualitas gas
SF6 dimana hasilnya dapat dikategorikan sebagai berikut:

1. “Suited for the complete range of reuse pressures” merupakan kategori gas
yang dapat digunakan kembali pada peralatan tanpa batasan.

2. “Suited for the low range of reuse pressures” merupakan kategori gas yang
dapat digunakan kembali pada peralatan dengan tekanan diatas 200 kPa atau
2 Bar.

3. “Not suited for reuse” merupakan kategori gas yang tidak dapat digunakan
kembali dan memerlukan penanganan/pemeliharaan lebih lanjut.

35
 GAS INSULATED SUBSTATION

Gambar 2-10 Prosedur reklamasi gas SF6.

36
 GAS INSULATED SUBSTATION

Uraian Prosedur Reklamasi:

1. Lakukan koordinasi antar petugas pelaksana pekerjaan sehingga tugas dan

tanggung jawab masing-masing pelaksana dapat dipahami dan dimengerti
dengan baik.

2. Siapkan data hasil pengukuran terakhir, anomaly dan gangguan, serta

peralatan dan material kerja.

3. Reklamasi dilakukan untuk gas dengan hasil pengujian Dew Point >-5 C dan
Decomposition Products > 2000 ppmv.

4. Lakukan vakum storage tank B (tempat penyimpanan gas hasil reklamasi)

5. Lakukan evakuasi gas yang akan direklamasi dari kompartemen ke storage

tank A (tempat penyimpanan gas yang akan direklamasi)

6. Rangkai instalasi reklamasi sesuai blok diagram.

Gas Handling Unit

Gambar 2-11 Blok Diagram Reklamasi Gas SF6

7. Lakukan reklamasi dari storage tank A ke storage tank B.

8. Lakukan vakum storage tank A.

9. Lakukan pengujian kualitas gas SF6 yang telah direklamasi.

10. Lakukan kembali langkah No. 8 & 9 sampai hasil uji gas SF6 memenuhi syarat
(maksimal 4 cycle). Apabila telah melewati cycle 4 kondisi gas belum
memenuhi syarat, lakukan penggantian komponen filter.

11. Lakukan kembali langkah No. 8 & 9 sampai hasil uji gas SF6 memenuhi syarat
(atau maksimal 4 cycle). Hentikan reklamasi bila hasil uji decomposition
product tetap tinggi.

12. Ulangi langkah No.11, bila nilai hasil pengujian kualitas gas tidak mengalami
perbaikan.

13. Lakukan pengujian kualitas gas setelah 24 jam, bila hasil uji kualitas gas SF6
buruk , lakukan langkah No. 8 & 9.

37
 GAS INSULATED SUBSTATION

14. Catat tanggal dan hasil pengujian terakhir pada kartu gantung tabung
(storage tank).

15. Periksa kembali kondisi dan fungsi peralatan instalasi yang telah diukur
termasuk fasilitas pengukuran dan peralatan monitoring tekanan gas SF6.

16. Laporkan kepada petugas pemilik aset terkait bila pelaksanaan pekerjaan
telah selesai.

17. Berita acara pelaksanaan pekerjaan telah selesai.

Tabel 2-1 Norm pemakaian ulang (reuse) gas SF6 yang telah direklamasi

Tingkat impuriti
Kontaminan Sumber utama Efek deteriorasi maksimum untuk reuse

Gas non-reaktif:

Udara Handling Penurunan kinerja

switching 3% dari volume total

Penurunan kinerja
CF4 Switching isolasi

Gas dan uap

reaktif:
Arcing
SF4, WF6 Beracun 50 ppmv total atau 12
ppmv untuk SO2 + SOF2
Partial discharge
SOF4, SO2F2 Surface insulation oleh
korosi
SOF2, SO2, HF Reaksi lanjutan
Uap air Desorpsi Surface insulation oleh pH2O<150 Pa (Td<-15 °C)
(pelepasan) dari kondensasi cairan 200 ppmv untuk p<850
permukaan dan kPa
polimer
Minyak Pompa, lubrikan, Surface insulation oleh 10 mg/m³ atau setara
bushing ke karbonisasi dengan 0,3 ppmw dalam
peralatan SF6 murni di tekanan 500
dengan isolasi kPa
minyak
Debu karbon Arcing, partial Surface insulation oleh Harus dihilangkan
discharge deposit bersifat dengan filter debu yang
penghantar, gas dan memiliki ukuran saringan
surface insulation itu <1 μm
sendiri

Catatan: 1 kPa=0,01 bar

38
 GAS INSULATED SUBSTATION

2.5 Shutdown Function Test

Shutdown function test adalah pemeliharaan yang dilakukan dalam bentuk pengujian fungsi
peralatan dalam keadaan tidak bertegangan dengan menggunakan alat bantu, antara lain:
AVO Meter, alat injeksi arus, alat injeksi tegangan. Lihat tabel 2-2.

Tabel 2-2 Shutdown Function Test

KODE SUBSISTEM ITEM PEKERJAAN

14.1.3.3 Shutdown Function Test

Pengujian fungsi SF6 density

14.1.3.3.1 Gas SF6 density detector detector

14.1.3.3.2 Signal trip/blok Pengujian fungsi signal trip/blok

14.1.3.3.3 Annunciator Pengujian annunciator

14.1.3.3.4 Electric interlock Pengujian electric interlock

14.1.3.3.5 Trip circuit faulty Pengujian trip circuit faulty

3 INTERPRETASI HASIL UJI

3.1 Pengukuran Kebocoran Gas SF6

Kebocoran gas SF6akan menyebabkan penurunan tekanan pada kompartemen yang

berdampak langsung pada penurunan kekuatan isolasi. Pada umumnya, setiap
kompartemen telah dilengkapi alat pengukur tekanan gas yang difungsikan untuk mengukur
tekanan gas dan memberikan sinyal alarm atau trip/blok sebagai fungsi proteksi. Besarnya
tekanan gas setting alarm dan trip/blok disesuaikan dengan manual book masing-masing
peralatan. Kebocoran gas SF6 pada umumnya terjadi pada sambungan antar selubung
(enclosure) kompartemen GIS, sistem pengukuran tekanan gas SF6 atau melalui katup
inlet/oulet sebagai dampak dari manurunnya kualitas seal ataumengendurnya baut mur dan
baut penghubung kompartemen.

Batas maksimum laju kebocoran gas SF 6adalah 0.5 % per tahun per kompartemen pada
suhu lingkungan yang sama (14)(25). Untuk menghitung besarnya laju kebocoran SF6,
informasi yang perlu dicatat adalah tanggal pengisian, tekanan gas dan suhu lingkungan
sebelum dan sesudah pengisian gas.

39
 GAS INSULATED SUBSTATION

3.2 Pengujian Purity Gas SF6

Purity menunjukkan persentase kadar kemurnian gas SF6 pada setiap kompartemen.
Dalam kompartemen GIS kadar kemurnian gas SF 6 tidak mungkin mencapai 100%, hal ini
disebabkan oleh adanya kontaminan yang dapat bersumber dari:

– Adanya udara tersisa pada pipa, valve atau kompartemen setelah evakuasi
gas, dan dari kebocoran pada valve pada saat proses penanganan gas SF 6
(proses pengisian dan pengosongan gas dalam kompartemen) yang tidak
sempurna.
– Adanya kebocoran kompartemen dapat menyebabkan uap air berdifusi
(beralih) kedalam kompartemen dari luar jika tekanan sebagian uap air diluar
kompartemen lebih tinggi daripada dalam kompartemen. Jalur utama
kebocoran adalah sifat penyerapan kompartemen, seal bagian yang bergerak
secara mekanis, dan sistem seal. Difusi melalui bagian logam dan material
polimer dapat diabaikan karena koefisien difusi uap air material ini sangat kecil.
– Berbagai macam gas dan uap seperti air dan pembersih mungkin terjebak di
permukaan bagian dalam dari kompartemen atau oleh material dalam jumlah
besar sebelum peralatan dirakit. Material polimer memungkinkan menjadi
sumber utama moisture didalam system. Hasil pengambilan sample peralatan
dengan absorbent menunjukkan bahwa tekanan partial uap air didalam gas
dalam orde 100 Pa yang terkait dengan titik embun sekitar – 20 oC pada
tekanan operasi. Absorbent yang tidak ditangani dengan baik dapat
mengandung moisture dan gas by product SF6, yang mungkin dilepaskan pada
saat evakuasi atau kenaikan temperature.

– Penguraian gas SF6 karena electric discharge. Gas SF6 dapat terurai dan
membentuk produk turunannya karena terjadi electric discharge. Untuk lebih
jelasnya dibahas dalam sub bab 3.3.

– Debu dan partikel yang dihasilkan oleh proses mekanis, partikel debu logam
dapat dihasilkan oleh gesekan mekanis permukaan logam. Bila peralatan
didesain dengan tepat, partikel ini biasanya terkumpul dalam tempat yang tidak
berpengaruh pada kekuatan system isolasi. Jika partikel ini terjatuh kedalam
area kuat medan listrik yang tinggi seperti sambungan isolasi, maka dapat
menyebabkan tracking dipermukaan isolator dan flashover. Oleh karena itu,
dalam penanganan gas harus diperhatikan untuk menghilangkan partikel debu
dengan filter yang sesuai.

Kontaminan dapat menyebabkan deteriorisasi fungsi peralatan, yang dapat berdampak

pada:

– Resiko kesehatan personel, sebagian besar gas reaktif hasil decomposition

product bersifat beracun dibandingkan SO2, sehingga beresiko terhadap
kesehatan personel bila berada dalam konsentrasi yang tinggi.
– Korosi, beberapa gas reaktif hasil decomposition product (SF4 dan HF) bersifat
korosif, dan kemungkinan dapat berekasi dengan material dalam peralatan.
Efek korosi dikontrol oleh tekanan partial absolute dari agen korosi.
– Unjuk kerja isolasi gas, unjuk kerja permukaan isolator, kemampuan switching
(hanya untuk switchgear), transfer panas. Beberapa kontaminan

40
 GAS INSULATED SUBSTATION

merupakan bahan yang secara kimia stabil seperti udara, CF4 dan moisture
yang dapat mempengaruhi kemampuan isolasi gas dan kemampuan switching
PMT, jika ada dalam konsentrasi yang tinggi. Dan kontaminantersebut juga
dapat mempengaruhi kemampuan transfer panas dari isolasi.

Secara garis besar maka kontaminan dalam kompartemen dapat dibagi menjadi:

– Cairan yang bersifat konduktif yaitu air yang merupakan hasil kondensasidari
uap air (moisture) dalam bentuk tetesan air
– Decomposition product padat yang bersifat non konduktif, meliputi Copper
Fluoride (CuF2), tungsten oksida (WO3), tungsten oksilorida (WO2F2) dan
WOF4 dan alumunium fluoride (AlF3).
– Kontaminan padat yang bersifat konduktif, seperti karbon dan debu logam
yang menjadi kritis ketika menumpuk di permukaan isolator yang terpapar
medan listrik sebagai lapisan yang konduktif.
– Gas non reaktif, kandungan maksimum yang masih dapat ditoleransi untuk gas
non reaktif adalah 3 % volume.
– Gas reaktif (korosif dan beracun).

Batas minimal purity untuk gas SF6 didalam kompartemen GIS yang sudah beroperasi
adalah 97 % (16), sedangkan untuk gas SF6 baru adalah 99.7 %.

3.3 Pengujian Decomposition Product Gas SF6

Decomposition product gas SF6 merupakan hasil turunan gas SF 6 akibat suhu tinggi yang
disebabkan adanya electric discharge (corona, spark dan arching). Decomposition product
dapat berupa gas dan padat.Dalam jumlah yang besar bersifat korosif dan beracun. Proses
terbentuknya decomposition product dapat dijelaskan sebagai berikut, pada suhu 400 ºC
hingga 600 ºC ikatan gas SF6 mulai pecah, kemudian pada temperatur 3000 ºC senyawa-
senyawa yang bersifat dielektrik lain terbentuk, seperti diagram dibawah ini.

Gambar 3-1 Reaksi kimia terbentuknya decomposition products SF6

41
 GAS INSULATED SUBSTATION

Senyawa-senyawa ini beracun, reaktif, dan bersifat korosif terhadap metal dan gelas jika
berada di lingkungan yang lembab. Setelah temperatur busur api berkurang, yaitu di bawah
1000 ºC atau sekitar 0,1 hingga 1 μs setelah pemadaman busur api, sebagian besar
senyawa-senyawa pecahan ini akan bergabung kembali. Sebagian kecil sisanya akan
bereaksi dengan udara, uap air, uap metal, dan material padat lainnya. Sebagai hasilnya
akan terbentuk material gas dan padat seperti CuF 2, AlF3, WF6 atau CF4. Seluruhhasil reaksi
akan bereaksi lagi dengan uap air dan menghasilkan senyawa korosif lainnya
(4),(6)
. Hal ini dapat digambarkan melalui salah satu reaksi hidrolisis sebagai berikut (3):

CuF 2 + H2O → CuO + 2HF

Senyawa korosif ini sangat merusak material seperti gelas, porselen, kertas isolasi, dan
yang sejenisnya. Tingkat kerusakan bergantung pada tingkat konsentrasi senyawa korosif.
Material seperti epoxy-resin, PTFE, polyethylene, polyvinyl chloride, dan polymethylene
oxide hanya sedikit atau sama sekali tidak terpengaruh. Demikian pula halnya dengan metal
seperti aluminium, baja, tembaga, dan kuningan (3). Secara lengkap decomposition products
dari SF6 diperlihatkan pada table berikut.

Tabel 3-1 Decomposition products SF6(1).

Gas Senyawa Sumber

CF4 By product, arc tip erosion, komponen berunsur

Carbon tetrafluoride
karbon, minyak, pelumas

Hydrofluoric acid HF Terbentuk di SF6 jika ada busur api

Sulfur dioxide SO2 Terbentuk jika SOF2 bereaksi dengan air

S2F2 Dapat tidak terdeteksi karena sangat reaktif/ tak

Sulfur monofluoride
stabil

Sulfur difluoride SF2 Mudah bereaksi lagi

Sulfur tetrafluoride SF4 Sangat mudah bereaksi lagi

Sangat beracun, keberadaannya dalam SF6
Disulfur decafluoride S2F10
diragukan
Thionyl Fluoride (¹) SOF2 Jika ada busur api dan air

Sulfuryl Fluoride SO2F2 Jika ada busur api dan air

Thionyl tetrafluoride SOF4 Jika ada busur api dan oksigen

Tungsten hexafluoride WF6 Erosi kontak

Silicon tetrafluoride SiF4 Busur api, jika ada silicon

Carbon disulfide CS2 Busur api, jika ada silicon

Carbon dioxide CO2 Dari senyawa yang mengandung carbon

Carbon monoxide CO Dari senyawa yang mengandung carbon

42
 GAS INSULATED SUBSTATION

¹ Thionyl fluoride berbau telur busuk dan sering dikira/tertukar dengan hidrogen sulfida (H2S)

Keberadaan senyawa-senyawa ini diteliti dengan menggunakan gas chromatography/mass

spectrometri (GC/MS) suatu alat penganalisa kandungan gas secara kualitas dan
kuantitas.Untuk mengurangi resiko timbulnya senyawa-senyawa yang korosif maka jumlah
uap air harus terkontrol. Uap air dan decomposition products dapat dihilangkan dengan cara
yang relatif mudah yaitu dengan menggunakan absorption agents, seperti aluminium
oksida, saringan/filter berukuran molekul, atau kombinasi antara keduanya. Teknik yang
sama, terutama filter, dapat diterapkan saat pengisian gas untuk menjaga agar dew point
tetap rendah. Biasanya teknik ini dipakai pada CB. Dalam banyak kasus static filter juga
memadai (3).

Pada umumnya di GIS terdapat absorbent yang berfungsi untuk menyerap decomposition
products yang merugikan seperti HF, SF 4, SF2, S2F2, dan lain-lain yang dihasilkan oleh
busur api pada peralatan kontak, adanya kebocoran pada kompartemen, ataupun
ketidaksempurnaan pada proses handling gas SF6.

Dari senyawa-senyawa yang timbul tersebut ada senyawa yang dari hasil penelitian
menjadi indikasi terjadinya suatu proses, sebagai berikut:

1. Senyawa SOF4 mengindikasikan bahwa aktivitas partial discharge (peluahan

muatan sebagian) telah terjadi.

2. Senyawa SOF2 menunjukkan bahwa telah terjadi spark sebagai pemicu

terurainya SF6.

3. Senyawa CF4 sering digunakan sebagai media diagnostik kehadiran

decomposition products di gas SF6 .

4. Senyawa tungsten hexafluoride (WF6) mengindikasikan telah terjadinya erosi

pada kontak.

5. Senyawa karbon (CO2, CO, COS, dan CF4) mengindikasikan telah terjadi
busur api pada material yang mengandung karbon, seperti teflon, epoxies,
minyak dan grease.

Batas maksimum konsentrasi gas-gas hasil dekomposisi SF6 adalah sebagai berikut:

Tabel 3-2 Nilai batas decomposition product SF6

Decomposition Product Batas Maksimum Standard

Total (SF4 ,WF6) 100 ppmv Cigre 234, 2003

TOTAL (SOF4+SO2F2+SOF2+SO2+HF) 2000 ppmv Cigre 234, 2003

SO2+ SOF2 12 ppmv IEC 60480

Apabila alat uji kualitas gas SF6 tidak bisa mendeteksi konsentrasi masing-masing gas hasil
dekomposisi maka batas maksimum konsentrasi total decomposition product adalah 2000
ppmv.

43
 GAS INSULATED SUBSTATION

3.4 Pengujian Dew Point (Moisture Content) Gas SF6

3.4.1 Dew Point Gas SF6

Dew point (titik embun) gas SF6 adalah suhu di mana uap air dalam gas tersebut
berkondensasi (berubah menjadi zat cair). Batas dew point untuk gas SF6 didalam peralatan
adalah kurang dari -5 oC (pada suhu lingkungan 20 oC) (16).

3.4.2 Moisture Content Gas SF6

Pengujian moisture content dilakukan untuk mengetahui kandungan atau kadar uap air
yang terdapat di compartment. Hal-hal yang perlu diperhatikan adalah titik jenuh dari
tekanan uap air dan tekanan gas yang terukur dari alat uji. Uap air di dalam kompartemen
bisa mengalami kondensasi sehingga mengurangi kekuatan isolasi gas SF6. Standar
moisture content mengacu pada standar pabrikan. Jika standar pabrikan tidak ditemukan,
dapat menggunakan standar internasional.

– Berdasarkan standar Alstom, (contoh GIS Kembangan) kandungan uap air

maksimum yang diijinkan adalah 350 ppm (PMT untuk semua level tegangan),
840 ppm (peralatan selain PMT untuk level tegangan < 170 kV) dan 610 ppm
(peralatan selain PMT untuk level tegangan > 245 kV).

– Berdasarkan standar Hitachi, (contoh GIS Senayan) kandungan uap air

maksimum yang diijinkan adalah 150 ppmv (PMT untuk semua level
tegangan), 500 ppmv (peralatan selain PMT).

– Berdasarkan standar internasional Cigre 234 adalah pH2O < 400 Pa (T =

20°C) *) Nilai tekanan parsial uap air tersebut senilai dengan nilai moisture
content sebesar 400 Pa dikali dengan nilai tekanan absolute SF6 saat
pengujian pada suhu 20°C.

3.5 Pengukuran Partial Discharge

Metode diagnose Partial Discharge (PD) yang umum digunakan saat ini antara lain:

– Metode IEC 60270: mendeteksi timbulnya aliran listrik sesaat (pC, nC).

– Ultra High Frequency/Very High Frequency (UHF/VHF): mendeteksi

timbulnya gelombang elektromagnetik (µV, mV).

– Acoustic Emission/AE: mendeteksi timbulnya gelombang akustik/suara (µV,

mV).

Untuk interpretasi perlu diperhatikan bahwa besaran amplitudo pC/nC yang diperoleh dari
metoda IEC 60270 tidak dapat disetarakan dengan μV/mV. Dan yang harus diperhatikan
adalah pertumbuhan dan intensitas PD serta jenis sumber PD (tiap sumber tingkat
resikonya berlainan). Berikut adalah contoh bentuk Pattern jenis PD menggunakan metode
UHF

44
 GAS INSULATED SUBSTATION

Gambar Pattern jenis PD menggunakan metode UHF

Perlu diperhatikan bahwa untuk pengujian dengan metode acoustic emission/AE masih
diperlukan data pembanding dengan metode pengujian yang lain atau statistikal data
(trending).

45
 GAS INSULATED SUBSTATION

3.6 Pengujian Tahanan Isolasi

Isolasi digunakan untuk memisahkan bagian yang bertegangan dengan bagian yang tidak
bertegangan atau antar phasa. Untuk itu perlu dilakukan pengukuran tahanan isolasi.
Batasan minimum besarnya nilai tahanan isolasi menurut standar VDE (Catalouge 228/4)
pada suhu operasi dihitung berdasarkan “1 kilo Volt = 1 MΩ (Mega Ohm)“. Dengan catatan
1 kV adalah besarnya tegangan fasa terhadap tanah dan kebocoran arus yang diijinkan
setiap 1 kV adalah 1 mA.

3.7 Pengujian Tahanan Pentanahan

Nilai pentahanan peralatan instalasi sebaiknya serendah mungkin.Berdasarkan ANSI/IEEE

Std 80-2000 (Guide for Safety in AC substation-grounding), batasan maksimum hasil
pengukuran tahanan pentahanan 1 Ohm.

3.8 Pengukuran Tahanan Kontak

Pada instalasi GIS terdapat sambungan-sambungan, baik itu pada kontak utama PMT,
PMS atau sambungan busbar yang memiliki nilai tahanan tertentu yang disebut tahanan
kontak. Adanya nilai tahanan ini akan menimbulkan panas dan pada kondisi tertentu, dapat
merusak peralatan. Untuk mengantisipasi kerusakan, perlu dimonitor besarnya nilai
tahanan kontak ini dengan batasan tahanan kontak mengacu pada standar pabrikan atau
hasil uji SAT atau berdasarkan CIGRE Asset Health Indices For Equipment in Existing
Substation 858 December 2021 nilai tahanan kontak dikatakan sangat buruk jika hasil
ΔRstatic contact > 20% dari hasil uji sebelumnya dengan catatan kondisi titik ukur pengujian
yang digunakan adalah sama.

3.9 Pengujian Waktu Buka/Tutup dan Keserempakan PMT

PMT berfungsi untuk memutuskan beban/tenaga. Proses pemutusan ini akan diikuti dengan
munculnya busur api baik pada saat buka atau tutup PMT (open/close PMT). Efek dari
munculnya busur api ini dapat dikurangi dengan mempercepat waktu kerja PMT. Standar
waktu kerja buka dan tutup PMT mengacu pada standar pabrikan (sebagai contoh untuk
PMT 70 kV Merk ASEA Type HLR waktu menutup 130 ms, sedangkan waktu membuka
35±3 ms untuk mekanik penggerak type BLG dan 25±3 ms untuk type BLG-B).

Selain waktu kerja buka dan tutup yang tepat, hal lain yang perlu diperhatikan adalah
keserempakan kerja ketiga phasa PMT. Standar perbedaan waktu kerja antar phasa untuk
PMT 150 kV adalah <10 ms (Standar alat uji Breaker Analyzer). Adapun untuk akurasi
perbedaan kerja antar fasa disarankan untuk melihat buku manual dari pabrikan sesuai
dengan merk dan type GIS.

3.10 Pengujian Tahanan Coil PMT

Batas nilai tahanan untuk closing coil dan opening coil untuk PMT yang diijinkan antara
+/- 10% dari nilai pengukuran pada saat test rutin atau nameplate.

46
 GAS INSULATED SUBSTATION

4 REKOMENDASI HASIL PEMELIHARAAN

4.1 Rekomendasi Terhadap Hasil In Service Inspection

Setiap bentuk anomali atas hasil on-line inspection peralatan akan diberikan rekomendasi
sebagai berikut:

Tabel 4-1 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection

Rekomendasi
Parameter Yang Indikator
SubSistem
Diinspeksi Anomali Tindak Lanjut
PRIMARY Kondisi kontak berubah Ukur decomposition
(apabila PMS warna/ product SF6 kompartemen
dilengkapi hangus tersebut dan rencanakan
dengan sarana pebaikan
optik)
SECONDARY Box/casing korosi/ Lakukan perbaikan/
bagian luar CT kendor pengencangan
rantas/putus/ Lakukan penggantian
hilang
Lampu redup / tidak Lakukan penggantian
penerangan panel berfungsi/
mekanik PMT hilang
Kabel kontrol terkelupas Lakukan penggantian
Terminasi wiring korosi/ panas Lakukan perbaikan/
pengencangan/penggantia
n
Kondisi pintu kendor/lepas Lakukan pengencangan/
panel mekanik perbaikan
PMT
tidak bisa Lakukan perbaikan
dikunci
Kondisi dalam kotor/ lembab Lakukan pengeringan/
panel mekanik pembersihan
PMT
Heater rusak / hilang Lakukan penggantian
Kondisi door tidak elastis/ Lakukan penggantian
sealant (karet putus / hilang
pintu) panel
mekanik PMT
Lubang kabel tidak rapat Lakukan perbaikan
kontrol
glen kabel Lakukan penggantian
tidak ada

47
 GAS INSULATED SUBSTATION

Tabel 4-2 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan)

Rekomendasi
Parameter Yang Indikator
SubSistem
Diinspeksi Anomali Tindak Lanjut
SECONDARY Bau bangkai/ Lakukan investigasi dan
gosong perbaikan
Grounding panel korosi Lakukan perbaikan
rantas/ Lakukan penggantian
kendor/ putus
Kondisi klem kendor Lakukan pengencangan
sarana pengujian
(khusus PMS korosi Lakukan perbaikan
tanah)
Kondisi pondasi rusak Lakukan perbaikan
MK
Kondisi baut patah/hilang Lakukan perbaikan
antara MK dan
pondasi
MCB sumber trip Lakukan investigasi
tegangan AC
pada MK
Termination cable
head GIL
DIELECTRIC GAS Kondisi korosi Lakukan perbaikan
manometer SF6
rembes/ Lakukan penggantian
rusak
Lampu indikator tidak Lakukan penggantian
tekanan gas SF6 terpasang/
putus / hilang
menyala Cek tekanan SF6
menggunakan manometer
portabel
Alarm penurunan Bunyi Penambahan gas SF6
tekanan gas SF6
Kondisi korosi Lakukan perbaikan
pipa/selang gas
SF6 kembung Perbaikan segera

Kondisi nipple/ kotor Lakukan pembersihan

valve korosi Lakukan perbaikan
kompartemen
rusak Jadualkan pemadaman
untuk penggantian

48
 GAS INSULATED SUBSTATION

Rekomendasi
Parameter Yang Indikator
SubSistem
Diinspeksi Anomali Tindak Lanjut
Kondisi mur baut kotor Lakukan pembersihan
sambungan antar
korosi/hilang Lakukan penggantian dan
kompartemen
/ lepas cek kebocoran

Tabel 4-3 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan)

Rekomendasi
Parameter Yang Indikator
SubSistem
Diinspeksi Anomali Tindak Lanjut
Kondisi Bellow kotor Lakukan pembersihan
korosi Lakukan perbaikan
panas Lakukan pemeriksaan
kondisi grounding
Kondisi gas Kotor Lakukan pembersihan
rupture disk / over
pressure Korosi Lakukan perbaikan
membrane /
sarana PD
UHF/VHF
Fasilitas Korosi Lakukan perbaikan
Assessment Seal Rusak Jadualkan pemadaman
untuk penggantian
Kondisi nipple/ kotor korosi
valve SF6 pada
korosi / rusak Lakukan perbaikan /
MK termination
cable head penggantian

Kondisi pipa/ korosi Lakukan perbaikan

selang gas SF6
pada MK kembung Perbaikan segera
termination cable
head
LIQUID Kondisi korosi Lakukan perbaikan
manometer
rembes / Lakukan penggantian
minyak sealing
rusak / hilang
end/ sealing box
Kran minyak rembes / Jadualkan pemadaman
sealing end/ rusak / hilang untuk perbaikan atau
sealing box penggantian
Bushing sealing kotor Lakukan pembersihan

49
 GAS INSULATED SUBSTATION

Rekomendasi
Parameter Yang Indikator
SubSistem
Diinspeksi Anomali Tindak Lanjut
end outdoor
rembes/ retak Jadualkan pemadaman
untuk perbaikan atau
penggantian
Link Box kotor/ lembab Lakukan pembersihan/
/ korosi perbaikan
Kondisi Korosi/ Lakukan perbaikan
Termination kabel rembes/
head kendor
Flanges bushing korosi Lakukan perbaikan
kabel head
rembes/ Jadualkan pemadaman
lepas untuk perbaikan atau
penggantian
Kondisi level minimum Lakukan pengukuran
minyak bushing dissipasi faktor dan
kabel (khusus kapasitansi serta arus
type oil bocor bushing, kemudian
impregnated) lakukan penambahan
minyak

Tabel 4-4 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan)

Rekomendasi
Parameter Yang Indikator
SubSistem
Diinspeksi Anomali Tindak Lanjut
DRIVING HIDROLIK Level minyak minimum Lakukan penambahan
MECHANISM hidrolik minyak
Manometer retak/tidak Lakukan penggantian
minyak hidrolik terbaca
Minyak hidrolik Rembes Lakukan pengecekan
kebocoran dan
penambahan minyak
Pompa hidrolik rembes/ Lakukan pengecekan
bocor kebocoran dan
penambahan minyak
Valve release/ terbuka Lakukan pengecekan dan
drain penambahan minyak
Valve pengisian rembes/ Jadualkan pemadaman
minyak hidrolik bocor untuk penggantian
Piping Hidrolik kembung/boc Jadualkan pemadaman
or/bengkok untuk penggantian

50
 GAS INSULATED SUBSTATION

Rekomendasi
Parameter Yang Indikator
SubSistem
Diinspeksi Anomali Tindak Lanjut
Akumulator rembes Jadualkan pemadaman
Hidrolik untuk penggantian
korosi Lakukan perbaikan

Piping korosi Lakukan perbaikan

Akumulator
Hidrolik bocor/ Jadualkan pemadaman
rembes untuk penggantian
Nipple drain rembes Jadualkan pemadaman
akumulator untuk perbaikan
hidrolik
rusak Lakukan penggantian

MCB motor trip Lakukan investigasi

hidrolik
Frekuensi kerja Sering (di Lakukan investigasi
pompa hidrolik atas kebocoran
normalnya)
SPRING Indikasi pengisian tidak sesuai Lakukan investigasi
pegas
HIDROLIK Indikasi pengisian tidak sesuai Lakukan investigasi
SPRING pegas
Level minyak minimum Lakukan penambahan
hidrolik minyak
Manometer retak / tidak Lakukan penggantian
minyak hidrolik terbaca
Minyak hidrolik Rembes Lakukan pengecekan
kebocoran dan
penambahan minyak

Tabel 4-5 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan)

Rekomendasi
Parameter Yang Indikator
SubSistem
Diinspeksi Anomali Tindak Lanjut
Pompa hidrolik rembes/ Lakukan pengecekan
bocor kebocoran dan
penambahan minyak
Valve release/ terbuka Lakukan pengecekan dan
drain penambahan minyak
Valve pengisian rembes/ Jadualkan pemadaman
minyak hidrolik bocor untuk penggantian

51
 GAS INSULATED SUBSTATION

Rekomendasi
Parameter Yang Indikator
SubSistem
Diinspeksi Anomali Tindak Lanjut
Piping Hidrolik Kembung/ Jadualkan pemadaman
bocor/ untuk penggantian
bengkok
MCB motor trip Lakukan investigasi
hidrolik
Frekuensi kerja Sering (di Lakukan investigasi
pompa hidrolik atas kebocoran
normalnya)
PNEUMATIK Kondisi valve tertutup Valve dibuka
udara penggerak
rusak Jadualkan pemadaman
untuk penggantian
Motor penggerak macet Jadualkan pemadaman
PMS untuk perbaikan
tidak Lakukan investigasi
berfungsi
Kondisi saat ada percikan Lakukan investigasi dan
motor penggerak api / berderit / perbaikan
bekerja bergetar
kencang
Frekuensi kerja Sering (di Lakukan investigasi
motor kompressor atas kebocoran
normalnya)

Tabel 4-6 Rekomendasi tindak lanjut hasil in service inspection (lanjutan)

Rekomendasi
Parameter Yang Indikator
SubSistem
Diinspeksi Anomali Tindak Lanjut
MECHANIC Indikasi tidak sesuai Segera jadualkan
close/open pemadaman untuk
perbaikan atau
penggantian
rusak/tidak Lakukan penggantian
terbaca
Kondisi rod/ korosi Lakukan perbaikan
tuas penggerak kendor Lakukan pengencangan
mekanik
bengkok Jadualkan pemadaman
untuk perbaikan atau
penggantian

52
 GAS INSULATED SUBSTATION

Rekomendasi
Parameter Yang Indikator
SubSistem
Diinspeksi Anomali Tindak Lanjut
Kondisi pen hilang / lepas Jadualkan pemadaman
pengunci rod/tuas / bengkok untuk perbaikan atau
penggerak penggantian
mekanik kendor Lakukan pengencangan
bengkok Jadualkan pemadaman
untuk perbaikan atau
penggantian
Kondisi box kotor/ lembab Lakukan pengeringan/
mekanik PMS pembersihan
korosi Lakukan perbaikan

4.2 Rekomendasi Terhadap Hasil Monitoring Kebocoran dan Pengujian

Kualitas Gas SF6

Perhitungan laju kebocoran gas SF6 dilakukan rutin setiap tahun. Laju kebocoran gas SF 6
dapat dikatakan normal jika penurunan tekanan gas dibawah 0.5 % pertahun untuk tiap
kompartemen (IEC 62271). Apabila laju kebocoran melebihi batas maksimal, perlu
dilakukan identifikasi titik kebocoran dengan menggunakan leakage detector.

Pengujian kemurnian (purity) gas SF6 dilaksanakan rutin setiap tahun. Apabila kemurnian
gas SF6 lebih kecil dari 97%, maka perlu dilakukan pengujian dew point dan decomposition
product. Jika hasil pengujian dew point >-5 °C (sebanding dengan tekanan parsial uap air
sebesar 400 Pa) atau hasil pengujian decomposition product >2000 ppmV maka
pengukuran partial discharge perlu dilakukan untuk mengetahui adanya partialdischarge di
dalam kompartemen. Apabila partial discharge tidak ditemukan, maka perlu dilakukan
penggantian gas SF6berikut absorbent (untuk kompartemen PMT dan PMS). Apabila
terdapat partial discharge di dalam kompartemen, maka diperlukan pengujian partial
discharge lanjutan dengan interval waktu tertentu untuk memonitor pertumbuhan (pola dan
magnitude)partial discharge.

Gambar 4-11 menunjukkan diagram alir rekomendasi monitoring laju kebocoran dan
pengujian kualitas gas SF6.

53
 GAS INSULATED SUBSTATION

Gambar 4-1 Diagram alir rekomendasi monitoring laju kebocoran dan pengujian kualitas gas
SF6

54
 GAS INSULATED SUBSTATION

Hal-hal yang dapat dilakukan untuk meminimalkan kontaminasi gas SF6 pada saat
penanganan SF6 adalah sebagai berikut:

– Mengganti absorbent.

– Melakukan prosedur penanganan gas yang tepat.

– Melakukan evakuasi udara dengan hati-hati dari kompartemen sebelum diisi

dengan gas SF6 (direkomendasikan tekanan udara sisa < 100 Pa atau < 0.1
mBar).

Prosedur untuk penggantian absorbent adalah sebagai berikut:

– Angkat penutup lubang (hand hole) dari tabung absorbent (absorbent case).

– Bongkar tabung absorbent dari penutup lubang (hand hole),lalukeluarkan

absorbent yang ada di dalam tabung (absorbent bekas).

– Bersihkan tabung absorbent dari sisa-sisa absorbent yang masih menempel.

– Masukkan absorbent yang baru ke dalam tabung absorbent dengan

menggunakan corong sampai rata dan pasang kembali tabung absorbent pada
penutup lubang (hand hole cover).

– Pasang kembali penutup lubang tangan (hand hole) pada tabung

kompartemen.

Perlu diperhatikan bahwa absorbent pengganti tidak boleh dibiarkanpada ruangan

terbuka (kontak langsung dengan udara) lebih dari 15 menit.

4.3 Rekomendasi untuk Jumlah Operasi Interupsi Hubung Singkat dan

Akumulasi Arus Hubung Singkat
Berdasarkan rekomendasi dari Pabrikan dan CIGRE Asset Health Indices For Equipment in
Existing Substation 585 December 2021, Indikator pemburukan pada main Kontak CB dapat
dilihat dari jumlah operasi interupsi hubung singkat dan akumulasi arus hubung singkat yang
pernah dicapai peralatan tersebut. Jika nilai r.m.s dari arus hubung singkat dalam setiap
fasa secara terpisah dicatat dan terakumulasi, maka kompartemen circuit breaker (CB)
harus direkondisi segera setelah jumlah arus gangguan dalam satu fasa telah mencapai
kuadrat dari arus pemutusan. Berikut adalah batasan akumulasi arus Hubung singkat dari
pabrikan Alsthom :

GEC Alsthom Σ(Ia)2 = 20.000 (kA)2

Jika jumlah interupsi hubung singkat dicatat saja, dan terakumulasi secara terpisah untuk
masing-masing fasa, jumlah hubung singkat interupsi yang dapat diterima yang dapat
dilakukan pada rating hubung singkat yang relevan. Jika tidak ada catatan yang jelas
menyatakan mana fasa yang terganggu, maka interupsi ini berlaku untuk setiap fasa dari
circuit breaker. Berikut ini penentuan Jumlah Interupsi Hubung Singkat berdasarkan Manual
Book pabrikan GIS

55
 GAS INSULATED SUBSTATION

Tabel Batasan Jumlah Interupsi Hubung Singkat Pabrikan

Manufacturer & Type Rekomendasi

20 SC breakings under operating
ABB – CB ELK-CBO
conditions at rated breaking current
ABB – ES ELK-ESO/735/520 2 SC makings
GEC Alsthom – Fluobloc (500kV)
ISC ≤ 40kA 2 interruptions at 100% of ISC
3 interruptions at 80% of ISC
8 interruptions at 50% of ISC
22 interruptions at 30% of ISC
50 interruptions at 20% of ISC
90 interruptions at 15% of ISC
200 interruptions at 10% of ISC
500 interruptions at normal current
ISC = 50 or 63kA 1 interruptions at 100% of ISC
2 interruptions at 80% of ISC
4 interruptions at 50% of ISC
11 interruptions at 30% of ISC
25 interruptions at 20% of ISC
45 interruptions at 15% of ISC
100 interruptions at 10% of ISC
500 interruptions at normal current

Jika salah satu parameter sudah terpenuhi baik dari jumlah kali interupsi hubung singkat
atau akumulasi arus hubung singkat, maka pemeriksaan internal dengan membuka
kompartemen CB perlu dilakukan untuk mengetahui kondisi main kontak.

56
 GAS INSULATED SUBSTATION

4.4 Rekomendasi untuk Hasil Pengukuran Suhu (Thermovisi)

PERALATAN YANG
HASIL UKUR REKOMENDASI
DIPERIKSA

Pemeriksan Sistem
Perbandingan antar
Grounding Kompartemen ,
Kompartemen Phasa t > 50C atau
Pemeriksaan Internal
terdapat Pola Hot Spot
Kompartemen.

LCC Terminasi CT dan Terdapat Pola Hot Spot

Pengencangan Koneksi
Kabel Control

Sealing End Outdoor dan Terdapat Pola Hot Spot

Pemeriksaan Lebih Lanjut
Indoor

4.5 Rekomendasi untuk Hasil Shutdown Testing

4.5.1 Rekomendasi untuk Hasil Pengukuran Tahanan Kontak

Pengukuran tahanan kontak pada GIS umumnya mengukur sekaligus beberapa kontak
yang berada pada beberapa kompartemen. Apabila ditemukan hasil ukur tahanan kontak
yang lebih tinggi dari nilai yang distandarkan oleh pabrikan, maka pemeriksaan lebih lanjut
perlu dilakukan terhadap hasil uji kualitas gas SF6, terutama untuk purity dan decomposition
product gas SF6 pada kompartemen-kompartemen yang terukur. Apabila ditemukan
pemburukan kualitas gas SF6 pada salah satu atau lebih kompartemen terukur, maka perlu
dilakukan pemeriksaan kondisi kontak pada kompartemen tersebut. Namun apabila hasil
ukur kualitas gas SF6 pada kompartmen terukur masih dalam kondisi baik, maka perlu
dilakukan pengukuran tahanan kontak pada periode berikutnya untuk melihat
trend/kecenderungannya.

57
 GAS INSULATED SUBSTATION

4.5.2 Rekomendasi untuk Pengujian Keserempakan Kerja PMT

Pengujian kecepatan kerja PMT diukur dengan melihat waktu kerja buka, tutup dan tutup-
buka PMT. Apabila kecepatan kerja buka atau tutup PMT terukur lebih besar dari yang
distandarkan oleh pabrikan, maka perlu diperiksa keserempakan kerja PMT tersebut.

Keserempakan kerja PMT diukur dengan melihat selisih waktu kerja antar pole PMT dalam
satu kali operasi tutup-buka. Apabila ditemukan selisih waktu maksimum pada tiap operasi
tutup, buka maupun tutup-buka antar pole PMT lebih besar dari yangdistandardkan, maka
perlu diperiksa sistem penggerak mekaniknya.

a. Pada penggerak hidrolik, bila ditemukan adanya rembesan minyak, maka

perlu dilakukan perbaikan. Apabila tidak ditemukan rembesan minyak, hanya
perlu dilakukan pengukuran waktu pre-inflasi sistem hidrolik untuk mengetahui
ada tidaknya udara terjebak dalam minyak. Apabila ditemukan adanya udara
terjebak, dapat dilanjutkan dengan tindakan korektif berikutnya (bleeding).

Pengukuran waktu start-stop motor pompa hidrolik perlu dilakukan untuk

mengetahui waktu kerja kompresi dalam upaya mencapai tekanan
nominalnya, di samping kebocoran pada akumulator.

b. Pada penggerak pneumatic, perlu dilakukan pengukuran waktu start-stop

motor kompresor untuk mengetahui ada tidaknya kebocoran udara atau
berkurangnya tekanan kompresi dari kompresor. Apabila ditemukan adanya
kebocoran udara, maka perlu diperiksa kondisi bagian udara bertekanan,
seperti pilot valve udara bertekanan dan kondisi tabung udara. Apabila
ditemukan adanya kebocoran, perlu dilakukan tindakan korektif berikutnya.
Apabila tekanan kompresi berkurang, perlu dilakukan penggantian piston.

Sedangkan secara berkala perlu dilakukan draining/pembukaan drain valve untuk menjaga
tabung udara bertekanan terhindar dari penumpukan air akibat kondensasi.

4.5.3 Rekomendasi untuk Pengukuran Tahanan Isolasi

Tahanan isolasi peralatan yang distandarkan adalah 1 megaohm untuk setiap 1 kV

tegangan uji.Apabila nilai tahanan isolasi terukur kurang dari yang distandarkan, maka perlu
dilakukan:

a. Pemeriksaan isolasi baut sarana link (ES) untuk pengujian yang

menghubungkan pentanahan kompartemen dengan pentanahan peralatan
internal kompartemen. Bila ditemukan korosi, maka perlu dilakukan
pembersihan atau penggantian.

b. Pemeriksaan tekanan. Apabila terjadi adanya indikasi penurunan tekanan gas

SF6, maka perlu dilakukan tindakan korektif,yaitu penambahan gas SF6 dan
dilanjutkan dengan pencarian titik kebocoran gas SF6dengan menggunakan
leakage detector. Setelah titik kebocoran ditemukan, dilakukan perbaikan
sumber kebocoran.

58
 GAS INSULATED SUBSTATION

c. Pemeriksaan kualitas gas SF6 (purity, moisture/dew point, decomposition

product). Apabila ditemukan salah satu parameter kualitas SF 6 yang tidak
memenuhi syarat, maka dapat dilanjutkan dengan tindakan korektif lebih lanjut
(lihat Gambar 4-1).

Apabila ditemukan nilai tahanan isolasi sisi sekunder CT atau CVT/VT yang kurang dari
standar, maka perlu dilakukan langkah sebagai berikut:

a. Pemeriksaan visual kondisi terminasi sekunder. Bila ditemukan adanya

indikasi pemburukan pada terminal sekunder (longgar/korosi/support isolator
antara terminasi sekunder CT memburuk), maka dapat dilanjutkan dengan
tindakan korektif berikutnya (pembersihan dan/atau pengencangan terminasi
sekunder).

b. Bila tidak ditemukan adanya indikasi pemburukan pada terminal sekunder,

maka perlu dilakukan evaluasi hasil ukur tahanan isolasi sekunder-ground
dengan tahanan isolasi inter-core. Bila hasil ukur yang buruk hanya ditemukan
pada salah satu core, maka perlu dikonfirmasi dengan melakukan uji rasio
pada core tersebut. Pemburukan pada salah satu core ditindaklanjuti dengan
memindahkan rangkaian yang tersambung pada core tersebut ke core lain
yang masih baik.

4.5.4 Rekomendasi untuk Hasil Pemeriksaan dan Pelumasan Gear

Gear merupakan sarana transfer energi antara poros kontak kompartemen PMS dengan
penggeraknya. Salah satu sisi gear berisolasigas SF 6 sedangkan sisi lainnya berada pada
udara luar. Masing-masing sisi dilindungi/dibatasi oleh sub-seal (gasket atau o-ring).
Pemeriksaan gear pada sisi luar perlu dilakukan untuk melihat kondisi sub-seal, apabila
sub-seal yang berfungsi sebagai pelindung dari kontaminasi gas SF6 oleh udara luar
kondisinya sudah mengeras (elastisitasnya berkurang), maka perlu dilakukanpenggantian
sub-seal tersebut.

Pelumasan sub-seal disarankan tidak terlalu tebal, hal iniuntuk menghindari kerusakan sub-
seal akibat kontaminasi oleh debu karena dapat mempercepat proses penuaan sub- seal.

4.5.5 Rekomendasi Pemeriksaan Sistem Interlock Mekanik dan Elektrik

Interlock mekanik dapat berupa pemasangan pin/gembok. Apabila ditemukan pin

pengunci/gembok tidak terpasang, maka pada peralatan tersebut perlu diberi tanda
peringatan sebelum pelaksanaan perbaikan pin/pemasangan gembok .

Interlock elektrik dinyatakan tidak berfungsi dengan baik bila motor penggerak PMS bekerja
tapi poros PMS tidak berputar. Apabila hal ini terjadi, maka harus dilakukan investigasi lebih
lanjut terhadap motor penggerak. Kondisi ketidaknormalan lain adalahbila PMS sudah
selesai bekerja/berganti posisi, motor penggerak masih terus bekerja. Untuk itu perlu
dilakukan investigasi pada pasokan tegangan kontaktor, kondisi kontaktor/relay, kondisi
indikator dan sinyal pada local control cubicle (LCC) dan posisi limit switch pada system
penggerak mekanik.

59
 GAS INSULATED SUBSTATION

4.5.6 Rekomendasi Pemeriksaan Blocking Sistem Penggerak

Ketidaknormalan blocking sistem penggerak akan memunculkan indikasi sistem penggerak

tidak sempurna. Apabila hal ini terjadi, maka perlu dilakukan pemeriksaan visual kondisi
socket sumber tegangan. Pemeriksaan dilakukan tanpa melepas socket karena dapat
membahayakan kondisi jari–jari kontaknya. Bila ditemukan ketidaknormalan pada jari
kontak, maka dapat dilanjutkan dengan penggantian socket.

4.5.7 Rekomendasi Trip Circuit Faulty

Announciator kegagalan trip circuit faulty (TCF)/trip circuit supervision (TCS) muncul terjadi
karena kehilangan sumber DC yang menginisiasi opening atau tripping coil. Untuk lebih
detail, lihat buku pedoman pengujian sistem proteksi gardu induk.

4.5.8 Rekomendasi untuk Kalibrasi Manometer SF6 dan Meter Hidrolik

Pada manometer jenis basah (terendam minyak), apabila ditemukan error yang lebihbesar
dari yang distandarkan, maka perlu dilakukan pemeriksaan kondisi cairan/minyak dalam
manometer. Bila kondisinya memburuk, maka dapat dipastikan penyebab error adalah
korosi pegas. Hal ini ditanggulangi dengan penggantian manometer.

Pada manometer jenis kering, apabila ditemukan error yang lebih besar dari yang
distandarkan, maka dapat dipastikan penyebab error adalah kejenuhan pegas. Hal ini
ditanggulangi dengan penggantian manometer.

Penggantian manometer SF6 maupun hidrolik dilakukan dengan terlebih dahulu memblok
system proteksi pada manometer SF6 dan menutup valve hidrolik.

4.5.9 Rekomendasi Pengujian Tahanan Kerja Coil PMT

Ketidaknormalan nilai tahanan coil PMT karena putus (nilai pengukuran nol). Langkah yang
dilakukan adalah penggantian coil. Di samping coil putus, hal yang perlu diperhatikan
adalah berkaratnya rod coil dan koneksi kabel. Langkah yang dilakukan adalah
membersihkan rod dan koneksi kabel tersebut.

60
 GAS INSULATED SUBSTATION

Lampiran 1 TABEL PERIODE PEMELIHARAAN GIS

KONDISIONAL
1 TAHUNAN

2 TAHUNAN

5 TAHUNAN
MINGGUAN

3 BULANAN
BULANAN
HARIAN
KODE SUBSISTEM ITEM PEKERJAAN KETERANGAN

14 GIS
14.1 Inspeksi
Inspeksi level -1 ( In service
14.1.1 Superficial Inspection )
14.1.1.1 PMT
Untuk GIS
yang tidak
memiliki
manometer
pemeriksaan
14.1.1.1.1 Tekanan gas SF6
Pembacaan tekanan gas SF6 pada
manometer
● bersamaan
dengan
pengujian
kualitas Gas
SF6 2 tahunan
Pemeriksaan
bersamaan
Kondisi manometer dan density Pemeriksaan kondisi manometer dan dengan
14.1.1.1.2 meter density meter ● pembacaan
tekanan Gas
IL1 Harian
61
 GAS INSULATED SUBSTATION

KONDISIONAL
1 TAHUNAN

2 TAHUNAN

5 TAHUNAN
MINGGUAN

3 BULANAN
BULANAN
HARIAN
KODE SUBSISTEM ITEM PEKERJAAN KETERANGAN

Pemeriksaan lampu indikator tekanan

14.1.1.1.3 Lampu indikator SF6
gas SF6 ●
Pemeriksaan
bersamaan
14.1.1.1.4 Counter kerja Penunjukan counter kerja ● dengan IL1
Harian
Pemeriksaan tekanan gas SF6 muncul
14.1.1.1.5 Tekanan gas saat muncul alarm
alarm ●
Pemeriksaan tekanan gas SF6 sesudah
14.1.1.1.6 Tekanan gas sesudah alarm off
alarm off saat trip/block ●
Pembacaan
bersamaan
14.1.1.1.7
PMT dengan penggerak
pneumatik
Pembacaan tekanan kompresor
penggerak pneumatik
● dengan IL1
Harian
Pembacaan
bersamaan
14.1.1.1.8
PMT dengan penggerak hidrolik
dan hidrolik spring
Pembacaan tekanan minyak hidroilk
dan hidrolik spring
● dengan IL1
Harian
Pemeriksaan
lebih sering jika
14.1.1.1.9
PMT dengan penggerak hidrolik
dan hidrolik spring
Pemeriksaan kondisi pompa hidrolik ● ● terdapat
kebocoran
Pemeriksaan
Pemeriksaan kondisi valve pengisian lebih sering jika
14.1.1.1.10
PMT dengan penggerak hidrolik
dan hidrolik spring minyak hidrolik ● ● terdapat
kebocoran
Pemeriksaan
14.1.1.1.11 PMT dengan penggerak hidrolik Pemeriksaan kondisi aktuator hidrolik ● ● lebih sering jika

62
 GAS INSULATED SUBSTATION

KONDISIONAL
1 TAHUNAN

2 TAHUNAN

5 TAHUNAN
MINGGUAN

3 BULANAN
BULANAN
HARIAN
KODE SUBSISTEM ITEM PEKERJAAN KETERANGAN

terdapat
kebocoran
Pembacaan
bersamaan
14.1.1.1.12
PMT dengan penggerak hidrolik
dan hidrolik spring
Pembacaan indikator level minyak ● dengan IL1
Harian
Pemeriksaan
bila terdapat
14.1.1.1.13
PMT dengan penggerak hidrolik
dan hidrolik spring
Pemeriksaan rembesan minyak ● anomali
menyesuaikan
laju kebocoran
Pembacaan
bersamaan
14.1.1.1.14
PMT dengan penggerak hidrolik
dan hidrolik spring
Pembacaan indikasi pengisian pegas ● dengan IL1
Harian
Pembacaan
Pengecekan jumlah (counter) kerja bersamaan
14.1.1.1.15
PMT dengan penggerak hidrolik
dan hidrolik spring motor hidrolik ● dengan IL1
Harian
Pemeriksaan
Pemeriksaan suara abnormal bersamaan
14.1.1.1.16
Kompartemen dan Box Mekanik
penggerak (Dengung) dan Bau ● dengan IL1
Harian
Pemeriksaan
Pemeriksaan kondisi visual (karat atau bersamaan
14.1.1.1.17
Kompartemen dan Box Mekanik
penggerak rusak) ● dengan IL1
Harian

63
 GAS INSULATED SUBSTATION

KONDISIONAL
1 TAHUNAN

2 TAHUNAN

5 TAHUNAN
MINGGUAN

3 BULANAN
BULANAN
HARIAN
KODE SUBSISTEM ITEM PEKERJAAN KETERANGAN

Pencatatan per
Pencatatan jumlah operasi interupsi
phasa saat
14.1.1.1.18 Kontak Utama CB dan akumulasi arus hubung singkat
PMT
● terjadi
gangguan
14.1.1.2 PMS
Untuk GIS yang
tidak memiliki
manometer
pemeriksaan
Pembacaan tekanan gas SF6 pada
14.1.1.2.1 Tekanan gas SF6 manometer ● bersamaan
dengan
pengujian
kualitas Gas
SF6 2 tahunan
Pemeriksaan
bersamaan
Pemeriksaan kondisi manometer dan dengan
14.1.1.2.2
Kondisi manometer dan density
meter density meter ● pembacaan
tekanan Gas IL1
Harian
Pemeriksaan lampu indikator tekanan
14.1.1.2.3 Lampu indikator SF6 gas SF6 ●
Pemeriksaan tekanan gas SF6 muncul
14.1.1.2.4 Tekanan gas saat muncul alarm alarm ●
Pemeriksaan tekanan gas SF6 sesudah
14.1.1.2.5 Tekanan gas sesudah alarm off alarm off saat trip/block ●
64
 GAS INSULATED SUBSTATION

KONDISIONAL
1 TAHUNAN

2 TAHUNAN

5 TAHUNAN
MINGGUAN

3 BULANAN
BULANAN
HARIAN
KODE SUBSISTEM ITEM PEKERJAAN KETERANGAN

Pemeriksaan
Pemeriksaan suara abnormal (Dengung) bersamaan
14.1.1.2.6
Kompartemen dan Box Mekanik
penggerak dan Bau ● dengan IL1
Harian
Pemeriksaan
Pemeriksaan kondisi visual (karat atau
bersamaan
14.1.1.2.7
Kompartemen dan Box Mekanik
penggerak
rusak) serta pengunci (interlock) stang
penggerak
● dengan IL1
Harian
Pemeriksaan
bersamaan
14.1.1.2.8 Counter Kerja Penunjukan Counter Kerja ● dengan IL1
Harian

14.1.1.3 CT
Untuk GIS yang
tidak memiliki
manometer
pemeriksaan
Pembacaan tekanan gas SF6 pada
14.1.1.3.1 Tekanan gas SF6 manometer ● bersamaan
dengan
pengujian
kualitas Gas
SF6 2 tahunan
Pemeriksaan
bersamaan
Pemeriksaan kondisi manometer dan dengan
14.1.1.3.2
Kondisi manometer dan density
meter density meter ● pembacaan
tekanan Gas IL1
Harian
65
 GAS INSULATED SUBSTATION

KONDISIONAL
1 TAHUNAN

2 TAHUNAN

5 TAHUNAN
MINGGUAN

3 BULANAN
BULANAN
HARIAN
KODE SUBSISTEM ITEM PEKERJAAN KETERANGAN

Pemeriksaan lampu indikator tekanan

14.1.1.3.3 Lampu indikator SF6 gas SF6 ●
Pemeriksaan tekanan gas SF6 muncul
14.1.1.3.4 Tekanan gas saat muncul alarm alarm ●
Pemeriksaan tekanan gas SF6 sesudah
14.1.1.3.5 Tekanan gas sesudah alarm off alarm off saat trip/block ●
Pemeriksaan
Pemeriksaan suara abnormal bersamaan
14.1.1.3.6 Kompartemen (Dengung) dan Bau ● dengan IL1
Harian
Pemeriksaan
Pemeriksaan kondisi visual (karat atau bersamaan
14.1.1.3.7 Kompartemen rusak) ● dengan IL1
Harian
14.1.1.4 CVT/PT
Untuk GIS yang
tidak memiliki
manometer
pemeriksaan
Pembacaan tekanan gas SF6 pada
14.1.1.4.1 Tekanan gas SF6 manometer ● bersamaan
dengan
pengujian
kualitas Gas
SF6 2 tahunan
Pemeriksaan
Pemeriksaan kondisi manometer dan
14.1.1.4.2
Kondisi manometer dan density
meter density meter ● bersamaan
dengan
66
 GAS INSULATED SUBSTATION

KONDISIONAL
1 TAHUNAN

2 TAHUNAN

5 TAHUNAN
MINGGUAN

3 BULANAN
BULANAN
HARIAN
KODE SUBSISTEM ITEM PEKERJAAN KETERANGAN

pembacaan
tekanan Gas IL1
Harian
Pemeriksaan lampu indikator tekanan
14.1.1.4.3 Lampu indikator SF6 gas SF6 ●
Pemeriksaan tekanan gas SF6 muncul
14.1.1.4.4 Tekanan gas saat muncul alarm alarm ●
Pemeriksaan tekanan gas SF6 sesudah
14.1.1.4.5 Tekanan gas sesudah alarm off alarm off saat trip/block ●
Pemeriksaan
Pemeriksaan suara abnormal bersamaan
14.1.1.4.6 Kompartemen (Dengung) dan Bau ● dengan IL1
Harian
Pemeriksaan
Pemeriksaan kondisi visual (karat atau bersamaan
14.1.1.4.7 Kompartemen rusak) ● dengan IL1
Harian
14.1.1.5 Sealing End/Sealing Box
Untuk GIS yang
tidak memiliki
manometer
pemeriksaan
Pembacaan tekanan gas SF6 pada
14.1.1.5.1 Tekanan gas SF6 manometer ● bersamaan
dengan
pengujian
kualitas Gas
SF6 2 tahunan
67
 GAS INSULATED SUBSTATION

KONDISIONAL
1 TAHUNAN

2 TAHUNAN

5 TAHUNAN
MINGGUAN

3 BULANAN
BULANAN
HARIAN
KODE SUBSISTEM ITEM PEKERJAAN KETERANGAN

Pemeriksaan
bersamaan
Pemeriksaan kondisi manometer dan dengan
14.1.1.5.2
Kondisi manometer dan density
meter density meter ● pembacaan
tekanan Gas IL1
Harian
Pemeriksaan lampu indikator tekanan
14.1.1.5.3 Lampu indikator SF6 gas SF6 ●
Pemeriksaan tekanan gas SF6 muncul
14.1.1.5.4 Tekanan gas saat muncul alarm alarm ●
Pemeriksaan tekanan gas SF6 sesudah
14.1.1.5.5 Tekanan gas sesudah alarm off alarm off saat trip/block ●
Pemeriksaan
Pemeriksaan suara abnormal bersamaan
14.1.1.5.6 Kompartemen (Dengung) dan Bau ● dengan IL1
Harian
Pemeriksaan
Pemeriksaan kondisi visual (karat atau bersamaan
14.1.1.5.7 Kompartemen rusak) ● dengan IL1
Harian
14.1.1.6 LA
Untuk GIS yang
tidak memiliki
Pembacaan tekanan gas SF6 pada manometer
14.1.1.6.1 Tekanan gas SF6 manometer ● pemeriksaan
bersamaan
dengan
68
 GAS INSULATED SUBSTATION

KONDISIONAL
1 TAHUNAN

2 TAHUNAN

5 TAHUNAN
MINGGUAN

3 BULANAN
BULANAN
HARIAN
KODE SUBSISTEM ITEM PEKERJAAN KETERANGAN

pengujian
kualitas Gas
SF6 2 tahunan
Pemeriksaan
bersamaan
Pemeriksaan kondisi manometer dan dengan
14.1.1.6.2
Kondisi manometer dan density
meter density meter ● pembacaan
tekanan Gas IL1
Harian
Pemeriksaan lampu indikator tekanan
14.1.1.6.3 Lampu indikator SF6 gas SF6 ●
Pemeriksaan tekanan gas SF6 muncul
14.1.1.6.4 Tekanan gas saat muncul alarm alarm ●
Pemeriksaan tekanan gas SF6 sesudah
14.1.1.6.5 Tekanan gas sesudah alarm off alarm off saat trip/block ●
Pemeriksaan
Pemeriksaan suara abnormal bersamaan
14.1.1.6.6 Kompartemen (Dengung) dan Bau ● dengan IL1
Harian
Pemeriksaan
Pemeriksaan kondisi visual (karat atau bersamaan
14.1.1.6.7 Kompartemen rusak) ● dengan IL1
Harian
Pemeliharan
rutin 2 tahunan
Penunjukan counter Kerja ● atau

●
14.1.1.6.8 Counter
Kondisional
saat terjadi
69
 GAS INSULATED SUBSTATION

KONDISIONAL
1 TAHUNAN

2 TAHUNAN

5 TAHUNAN
MINGGUAN

3 BULANAN
BULANAN
HARIAN
KODE SUBSISTEM ITEM PEKERJAAN KETERANGAN

gangguan

14.1.1.7 Busbar
Untuk GIS yang
tidak memiliki
manometer
pemeriksaan
Pembacaan tekanan gas SF6 pada
14.1.1.7.1 Tekanan gas SF6 manometer ● bersamaan
dengan
pengujian
kualitas Gas
SF6 2 tahunan
Pemeriksaan
bersamaan
Pemeriksaan kondisi manometer dan dengan
14.1.1.7.2
Kondisi manometer dan density
meter density meter ● pembacaan
tekanan Gas IL1
Harian
Pemeriksaan lampu indikator tekanan
14.1.1.7.3 Lampu indikator SF6 gas SF6 ●
Pemeriksaan tekanan gas SF6 muncul
14.1.1.7.4 Tekanan gas saat muncul alarm alarm ●
Pemeriksaan tekanan gas SF6 sesudah
14.1.1.7.5 Tekanan gas sesudah alarm off alarm off saat trip/block ●
Pemeriksaan
Pemeriksaan suara abnormal
14.1.1.7.6 Kompartemen (Dengung) dan Bau ● bersamaan
dengan IL1
70
 GAS INSULATED SUBSTATION

KONDISIONAL
1 TAHUNAN

2 TAHUNAN

5 TAHUNAN
MINGGUAN

3 BULANAN
BULANAN
HARIAN
KODE SUBSISTEM ITEM PEKERJAAN KETERANGAN

Harian

Pemeriksaan
Pemeriksaan kondisi visual (karat atau bersamaan
14.1.1.7.7 Kompartemen rusak) ● dengan IL1
Harian
Pemeriksaankondisi lampu-lampu Pemeriksaan
14.1.1.8 Lampu-lampu indikator
indikator bersamaan
● dengan IL1
Harian
Pemeriksaan
bersamaan
14.1.1.9 Lubang kabel kontrol Pemeriksaan lubang kabel kontrol ● dengan
pemeliharaan 2
Tahunan
Pemeriksaan
bersamaan
14.1.1.10 Heater Pemeriksaan Kondisi Heater ● dengan IL1
Harian

14.1.1.11 Kondisi Umum

14.1.1.11.1 Suhu Pemeriksaan Suhu ●

14.1.1.11.2 Kelembaban Pemeriksaaan Kelembaban ●
Pemeriksaan
14.1.1.11.3 LCC Pemeriksaan Seal/Karet Pintu ● bersamaan
dengan IL1
71
 GAS INSULATED SUBSTATION

KONDISIONAL
1 TAHUNAN

2 TAHUNAN

5 TAHUNAN
MINGGUAN

3 BULANAN
BULANAN
HARIAN
KODE SUBSISTEM ITEM PEKERJAAN KETERANGAN

Harian

Pemeriksaan
Pemeriksaan kondisi visual (karat atau bersamaan
14.1.1.11.4 Pentanahan rusak) ● dengan IL1
Harian
Dilakukan pada
saat
Struktur Penyangga Pemeriksaan kondisi visual (karat, pemeliharaan 2

●
●
14.1.1.11.5 rusak, miring) tahunan atau
kompertemen
kondisional bila
terjadi gempa
Inspeksi level -2 ( In Service
14.1.2
Measurement )

14.1.2.1 Thermovisi
Pengukuran kondisi suhu pada
14.1.2.1 Kompartemen
kompartemen ●
Pengukuran kondisi suhu pada
14.1.2.2 LCC
terminasi CT dan kontrol ●
Pengukuran kondisi suhu pada Pada Bay Line
14.1.2.3 Sealing End Outdoor dan Indoor
terminasi atau joint kabel ● dan Bay Trafo
Kualitas gas SF6
14.1.2.2
Purity Pengujian kemurnian gas SF6
14.1.2.2.1 ● ●
Decomposition Products Pengujian dekomposisi produk gasSF6
14.1.2.2.2 ● ●
72
 GAS INSULATED SUBSTATION

KONDISIONAL
1 TAHUNAN

2 TAHUNAN

5 TAHUNAN
MINGGUAN

3 BULANAN
BULANAN
HARIAN
KODE SUBSISTEM ITEM PEKERJAAN KETERANGAN

Moisture Content Pengujian moisture content gas SF6

14.1.2.2.3 ● ●
Dew Point Pengujian dew point gas SF6
14.1.2.2.4 ● ●
Temperatur sekitar Pemeriksaan suhu
14.1.2.3 ●
GIS yang
memiliki Online
Monitoring PD ,
pengambilan
data bila
14.1.2.4 Partial Discharge Pengukuran Partial Discharge ● ● terdapat alarm
jika tidak ada
mengikuti
periode 2
Tahunan
Pendeteksian Kebocoran Gas SF6
14.1.2.5 Kebocoran Gas SF6
menggunakan alat bantu ●
Inspeksi level -3
14.1.3

Shutdown Measurement
14.1.3.2

Tahanan Isolasi Pengukuran tahanan Isolasi

14.1.3.2.1 ●
Tahanan kontak Pengujian tahanan kontak
14.1.3.2.2 ●
Keserempakan PMT Pengujian keserempakan PMT
14.1.3.2.3 ●
73
 GAS INSULATED SUBSTATION

KONDISIONAL
1 TAHUNAN

2 TAHUNAN

5 TAHUNAN
MINGGUAN

3 BULANAN
BULANAN
HARIAN
KODE SUBSISTEM ITEM PEKERJAAN KETERANGAN

Kalibrasi Manometer dan meter Kalibrasi manometer dan meterhidrolik

14.1.3.2.4 hidrolik ●
Pengukuran tahanan pentanahan

●
14.1.3.2.5
Gear
14.1.3.2.5

Gear PMS Pengecekan dan pelumasan gear PMS

14.1.3.2.5.1 ●
Gear PMS Tanah Pengecekan dan pelumasan gear PMS
14.1.3.2.5.2
Tanah ●
14.1.3.2.5.3 Gear PMT Pengecekan dan pelumasan gear PMT ●
Blocking sistem penggerak PMT Pemeriksaan blocking sistempenggerak
14.1.3.2.6
PMT ●
Masuk IL3 dari
IL1 bersamaan
Motor listrik penggerak mekanik Pemeriksaan , pengukuran arus motor
14.1.3.2.7 PMS dan PMT dan waktu kerja ● dengan
Pemeliharaan 2
Tahunan.
Auxilary contact
14.1.3.2.7

Auxilary contact PMT Pemeriksaan/penggantian auxilary

14.1.3.2.7.1
contact PMT ●
Auxilary contact PMS Pemeriksaan/penggantian auxilary
14.1.3.2.7.2
contact PMS ●
Auxilary contact PMS Tanah Pemeriksaan/penggantian auxilary
14.1.3.2.7.3
contact PMS Tanah ●
74
 GAS INSULATED SUBSTATION

KONDISIONAL
1 TAHUNAN

2 TAHUNAN

5 TAHUNAN
MINGGUAN

3 BULANAN
BULANAN
HARIAN
KODE SUBSISTEM ITEM PEKERJAAN KETERANGAN

Sistem interlock mekanik dan Pemeriksaan sistem interlock mekanik

14.1.3.2.8 elektrik dan elektrik ●
Shutdown Function Test
14.1.3.3

Gas SF6 density detector Pengujian fungsi SF6 density detector

14.1.3.3.1 ●
Signal trip/blok Pengujian fungsi signal trip/blok
14.1.3.3.2 ●
Annunciator Pengujian annunciator
14.1.3.3.3 ●
Electric interlock Pengujian electric interlock
14.1.3.3.4 ●
Trip circuit faulty Pengujian trip circuit faulty
14.1.3.3.5 ●
CATATAN:
Khusus untuk GIS yang baru dioperasikan dilaksanakan First year Inspection (FYI) paling lambat satu tahun setelah energize dengan melaksanakan
item-item pekerjaan pada IL2 dan IL3.

75
 GAS INSULATED SUBSTATION

76
 GAS INSULATED SUBSTATION

77
 GAS INSULATED SUBSTATION

78
 GAS INSULATED SUBSTATION

79
 GAS INSULATED SUBSTATION

80
 GAS INSULATED SUBSTATION

81
 GAS INSULATED SUBSTATION

82
 GAS INSULATED SUBSTATION

83
 GAS INSULATED SUBSTATION

Lampiran 2 FMEA GIS SECONDARY

Failure Failure Failure

Functional mode level mode level mode level
Subsystem Function Functional Failure Actual Part Function
Failure
1 2 3

1) Tidak mampu memberikan trigger pada

subsistem driving mechanism untuk
mentrigger subsistem mengaktifkan subsistem mechanic pada
driving mechanism waktu yang tepat mengetahui tidak mampu penunjukka
minyak
untuk mengaktifkan besaran memberikan n tekanan
Secondary manometer bocor (tipe seal rusak
subsistem mechanic 2) mampu memberikan trigger pada tekanan pada indikasi gas SF6
basah)
bekerja pada waktu subsistem driving mechanism untuk kompartemen tekanan SF6 tidak akurat
yang tepat. mengaktifkan subsistem mechanic
namun pada waktu yang tidak tepat
(diluar setting)

1) Tidak mampu memberikan trigger pada

subsistem driving mechanism untuk
mentrigger subsistem mengaktifkan subsistem mechanic pada
driving mechanism waktu yang tepat mengetahui tidak mampu sistem tingkat
untuk mengaktifkan besaran memberikan penggerak vakum
Secondary manometer
subsistem mechanic 2) mampu memberikan trigger pada tekanan pada indikasi korosi (tipe rendah /
bekerja pada waktu subsistem driving mechanism untuk kompartemen tekanan SF6 kering) menurun
yang tepat. mengaktifkan subsistem mechanic
namun pada waktu yang tidak tepat
(diluar setting)

84
 GAS INSULATED SUBSTATION

Failure Failure Failure

Functional mode level mode level mode level
Subsystem Function Functional Failure Actual Part Function
Failure
1 2 3

1) Tidak mampu memberikan trigger pada

subsistem driving mechanism untuk
mentrigger subsistem mengaktifkan subsistem mechanic pada
driving mechanism waktu yang tepat mengetahui tidak mampu
untuk mengaktifkan besaran memberikan tripping/blok kontak
Secondary manometer vibrasi
subsistem mechanic 2) mampu memberikan trigger pada tekanan pada indikasi trip, close kering
bekerja pada waktu subsistem driving mechanism untuk kompartemen tekanan SF6
yang tepat. mengaktifkan subsistem mechanic
namun pada waktu yang tidak tepat
(diluar setting)

85
 GAS INSULATED SUBSTATION

Lampiran 3 FMEA GIS PRIMARY

Failure Failure Failure

Sub Subsub mode mode mode
Functional Actual Functional level level level
Function Functional Failure Function Function
Failure Part Failure
system system
1 2 3

Primary 1) menyalurkan dan 1) tidak mampu switching peralatan tidak mampu main komponen tidak dapat cacat over arcing
memutuskan dan device utama yang memutuskan contact penghubung menghubung pada heating pada saat
2) memutus-sambungkan menghubungkan berperan dan dan pemutus kan dan main proses
aliran energi listrik pada aliran listrik pada dalam menghubung aliran listrik memutuskan contact switching
kondisi normal tanpa waktunya memutuskan kan aliran aliran listrik
terjadi overheating, bad dan listrik
contact maupun 2) tidak mampu menghubung
discharge, menyalurkan energi kan aliran
listrik pada kondisi listrik
3) menghasilkan informasi normal
untuk keperluan proteksi
sistem, 3) terjadi overheating,
bad contact, dan
4) memproteksi GIS sendiri discharge

Primary 1) menyalurkan dan 1) tidak mampu switching peralatan tidak mampu main komponen tidak dapat posisi baut pemasan
memutuskan dan device utama yang memutuskan contact penghubung menghubung fix dan lepas gan baut
2) memutus-sambungkan menghubungkan berperan dan dan pemutus kan dan main atau dan
aliran energi listrik pada aliran listrik pada dalam menghubung aliran listrik memutuskan contact kendor marking
kondisi normal tanpa waktunya memutuskan kan aliran aliran listrik tidak tidak
terjadi overheating, bad dan listrik tepat tepat
contact maupun 2) tidak mampu menghubung
discharge, menyalurkan energi kan aliran
listrik pada kondisi listrik
3) menghasilkan informasi normal
untuk keperluan proteksi
sistem, 3) terjadi overheating,
bad contact, dan
4) memproteksi GIS sendiri discharge

86
 GAS INSULATED SUBSTATION

Failure Failure Failure

Sub Subsub mode mode mode
Functional Actual Functional
Function Functional Failure Function Function level level level
Failure Part Failure
system system
1 2 3

Primary 1) menyalurkan dan 1) tidak mampu switching peralatan tidak mampu main komponen tidak dapat hold fleksibil kontak
memutuskan dan device utama yang memutuskan contact penghubung menghubung spring itas panas
2) memutus-sambungkan menghubungkan berperan dan dan pemutus kan dan lepas berkura
aliran energi listrik pada aliran listrik pada dalam menghubung aliran listrik memutuskan dari ng
kondisi normal tanpa waktunya memutuskan kan aliran aliran listrik housin
terjadi overheating, bad dan listrik g
contact maupun 2) tidak mampu menghubung
discharge, menyalurkan energi kan aliran
listrik pada kondisi listrik
3) menghasilkan informasi normal
untuk keperluan proteksi
sistem, 3) terjadi overheating,
bad contact, dan
4) memproteksi GIS sendiri discharge

87
 GAS INSULATED SUBSTATION

Lampiran 4 Formulir Pengujian Kualitas SF6

88
 GAS INSULATED SUBSTATION

Lampiran 5 Formulir Pengujian Kualitas SF6

89
 GAS INSULATED SUBSTATION

Lampiran 6 Daftar Perubahan Pada SK DIR 114 Tentang Pemeliharaan GIS

NO BAB BUKU BARU BUKU LAMA DASAR / ALASAN PERUBAHAN

1 Bab Penambahan kata "dan" pada karakteristik SF6 stabil tidak mudah bereaksi Mengacu pada sifat SF6, "stabil" dan "tidak mudah
(stabil dan tidak mudah bereaksi) bereaksi" merupakan hal yang terpisah
I Subsistem primary terbagi dalam beberapa Subsistem primary tidak terbagi dalam hasil review fmea-fmeca
subsubsistem susbsubsistem
Penambahan subsubsistem Current Carrying subsubsistem Current Carrying tentang hasil review fmea-fmeca
tentang komponen "Bellows" komponen "Bellows" tidak ada
Penambahan kalimat "peralatan ini terpasang Tidak ada kalimat "peralatan ini terpasang menyesuaikan aset di lapangan
secara permanen maupun portable" secara permanen maupun portable"

Penambahan item hidrolik spring tidak ada item hidrolik spring, hanya item spring menyesuaikan aset di lapangan
dan hidrolik
FMEA GIL dihapuskan terdapat item FMEA GIL perlu dilakukan pembahasan tersendiri untuk FMEA
GIL yang diawali dengan mengumpulkan data-data
anomali tentang GIL
sistem GIS subsistem GIS hasil review fmea-fmeca

2 Bab 2 Perubahan definisi pada sub bab Pedoman – hasil review fmea-fmeca
Pemeliharaan dan perubahan tabel Pedoman – hasil verifikasi revisi SK Dir 114
Pemeliharaan
Penambahan item Moisture content SF6 Tidak ada item moisture content SF6 parameter pengukuran kualitas SF6
– Perubahan dan penambahan beberapa item – hasil review fmea-fmeca
pada shutdown testing measurement
– Penambahan keterangan minor dan major
– hasil verifikasi revisi SK Dir 114
overhaul
Penambahan item reklamasi gas SF6 tidak ada item reklamasi gas SF6 Cigre 234 WG TB B3.02.01

3 Bab 3 Penambahan standar untuk moisture content SF6 hanya terdapat standar Alstom menyesuaikan aset di lapangan
(dari Hitachi dan CIGRE)

90
 GAS INSULATED SUBSTATION

NO BAB BUKU BARU BUKU LAMA DASAR / ALASAN PERUBAHAN

4 Bab 4 standard laju kebocoran SF6: 0,5 % per tahun standard laju kebocoran SF6: 1 % per tahun IEC 62271

Perubahan Diagram alir rekomendasi monitoring Buku Panduan pemeliharaan praktis P3B JB
laju kebocoran dan pengujian kualitas gas SF6

91
 GAS INSULATED SUBSTATION

DAFTAR ISTILAH

1. Spacer : Peyangga konduktor

2. Purity : Kemurnian
3. Decomposition product : Hasil penguraian
4. Enclosure : Selubung/kompartemen
5. Dew point : Titik embun
6. Moisture : Uap air
7. Partial discharge : Peluahaan sebagian
8. Protrusion : Tonjolan atau ketidakrataan permukaan
9. Void : Gelembung udara
10. Absorbent : Material yang berfungsi menyerap uap air dan
decomposition product SF6
11. In service : Kondisi bertegangan
12. Density : Kerapatan
13. In service inspection : Pemeriksaan dalam kondisi bertegangan dengan panca
indera.
14. In service measurement : Pemeriksaan/pengukuran dalam kondisi bertegangan
dengan alat bantu.
15. Drain valve : Katup pembuangan
16. Fix contact : Kontak diam pada PMT
17. Shutdown testing : Pengujian/pengukuran tidak bertegangan.

92
 GAS INSULATED SUBSTATION

DAFTAR PUSTAKA

1. F. Jakob, N. Perjanik, “Sulfur Hexafluoride: A Unique Dielectric”, Analytical ChemTech

International, Inc.

2. L.G. Christophorou, R.J. Van Brunt, “SF6/N2 Mixtures: Basic and HV Insulation
Properties”, IEEE Transactions on Dielectric and Electrical Insulation, Vol. 2, No. 5,
Oktober 1995, pp. 952-1003.

3. Solvay Fluor, “Sulfur Hexafluoride”, Manual Book of.

4. R. D. Garzon, “High Voltage Circuit Breakers: Design and Application”, Marcel Dekker
Inc., New York, 1997, pp. 161-181.

5. H. M. Ryan, G.R. Jones, “SF6 Switchgear”, Peter Peregrinus Ltd., London, 1989, pp.
1-62.

6. E. Maggi, “SF6 Circuit Breakers”, IEE Monograph Series 17: Power Circuit Breaker
Theory and Design, edited by C.H. Flurscheim, -, Peter Peregrinus Ltd., Stevenage,
1975, pp. 293-317.

7. ABB, “Manual Book of GIS Type ELK-0”.

8. IEEE C37.100 tahun 1992, GIS (Gas Insulated Switchgear)

9. IEEE 1300, 1996 (IEEE Guide for Cable Connection for Gas Insulated Substation)

10. IEEE C57.13, 1993 (IEEE Standard Requirements for Instrument Transformers –
Description)

11. IEC 60044-2, 2003 (Instrument transformers – Part 2: Inductive Voltage

Transformers)

12. IEC 60376-2005 (Specification of technical grade sulfur hexafluoride SF6 for use in
electrical equipment)

13. IEEE C37.122.1, 1993 (IEEE Guide for Gas-Insulated Substations)

14. IEEE C37.123, 1996 (IEEE Guide to Specifications for Gas-Insulated, Electric Power
Substation Equipment)

15. Climate Change Capital-Green Work Asia.

16. CIGRE 234 Task Force B3.02.01, (SF6 Recycling Guide), Agt 2003.

17. VDE (Catalouge 228/4)

18. IEEE std 80-2000 tentang Guide for Safety in AC Substation Grounding

19. CIGRE 15/23-1 Diagnostic Methods for GIS Insulating System, 1992

93
 GAS INSULATED SUBSTATION

20. IEC 60270: Partial Discharge Measurement.

21. Manual alat uji Breaker Analyzer, Programma TM1600

22. IEC 60694 ed.2.2: 2002-01 (Common Spesifications for high-voltage switchgear and
controlgear standards)

23. Guideline for Infrered Inspection of Electrical and mechanical System oleh
Infraspection Institute

24. Knowledge Sharing and Research (KSANDR) Belanda

25. IEC 62271-100 2006 (Part 100: High-voltage alternating-current circuit-breakers)

26. Buku Petunjuk Batasan Operasi dan Pemeliharaan Peralatan Penyaluran Tenaga
Listrik SKDIR 114.K/DIR/2010 GIS No. Dokumen: 14-22/HARLUR-PST/2009.

94