STANDAR SPESIFIKASI REMOTE STATION SPLN S : 2012 PT PLN (PERSERO)

Transkripsi

1 STANDAR PT PLN (PERSERO) SPLN S : 2012 Lampiran Surat Keputusan Direksi PT PLN (PERSERO) No K/DIR/2012 SPESIFIKASI REMOTE STATION PT PLN (Persero) Jl. Trunojoyo Blok M-1/135 Kebayoran Baru Jakarta Selatan i

2

3

4 STANDAR PT PLN (PERSERO) SPLN S : 2012 Lampiran Surat Keputusan Direksi PT PLN (PERSERO) No K/DIR/2012 SPESIFIKASI REMOTE STATION PT PLN (Persero) Jl. Trunojoyo Blok M-1/135 Kebayoran Baru Jakarta Selatan 12160

5

6 SPESIFIKASI REMOTE STATION Disusun oleh : Kelompok Bidang SCADA Standardisasi dengan Surat Keputusan Direksi PT PLN(Persero) No.184.K/DIR/2011 Kelompok Kerja Standardisasi Spesifikasi Remote Station dengan Surat Keputusan Direksi PT PLN(Persero) No.1010.K/DIR/2011 Diterbitkan oleh : PT PLN (Persero) Jl. Trunojoyo Blok M-1 /135, Kebayoran Baru Jakarta Selatan 12160

7

8 Sk pengesahan direksi

9 Susunan Kelompok Bidang SCADA Standardisasi Surat Keputusan Direksi PT PLN (Persero) : No K/DIR/ Ir. Solida : Sebagai Ketua merangkap Anggota 2. Tri Hardimasyar, ST, Msc : Sebagai Sekretaris merangkap Anggota 3. Ir. Bob Saril, M Eng,Sc : Sebagai Anggota 4. Ir. Hernadi Buhron : Sebagai Anggota 5. Agus Harya Maulana, ST, MT : Sebagai Anggota 6. Ir. Tjatur Endik : Sebagai Anggota 7. Novrizal Erdiyansyah, ST, MT : Sebagai Anggota 8. Ir. I Putu Riasa : Sebagai Anggota 9. Ir. Rully Chaerul : Sebagai Anggota 10. Ir. Hesti Sayoga : Sebagai Anggota 11. Ir. Ridwan Nainggolan : Sebagai Anggota 12. Ir. M. Ikhsan Asaad, MM : Sebagai Anggota 13. Ir. Putu Eka Astawa, ST : Sebagai Anggota 14. Ir. Anang Imam S : Sebagai Anggota 15. Ir. Edwin Nugraha Putra : Sebagai Anggota Susunan Kelompok Kerja Standardisasi Spesifikasi Remote Station Surat Keputusan Direksi PT PLN (Persero) : No K/DIR/ Ir. Solida : Sebagai Ketua merangkap Anggota 2. Dimas R Dityagraha, ST : Sebagai Sekretaris merangkap Anggota 3. Ir. Wahidin : Sebagai Anggota 4. Muchsin Akuba Gani, ST. : Sebagai Anggota 5. Riko Ramadhano Budiawan, ST : Sebagai Anggota 6. Made Yusadana, ST : Sebagai Anggota 7. Putu Eka Astawa, ST : Sebagai Anggota 8. Sidik Prasetyo, ST : Sebagai Anggota 9. Roni Muchamad Ramdani, ST : Sebagai Anggota 10. Arief Basuki, ST : Sebagai Anggota 11. Agus Harya Maulana, ST, MT : Sebagai Anggota 12. Amiruddin, ST : Sebagai Anggota 13. Adi Sulistyawan, ST : Sebagai Anggota 14. Lugito Nurwahono, ST : Sebagai Anggota 15. Nyoman Aryawan, ST : Sebagai Anggota

10

11 Daftar Isi Susunan Kelompok Bidang SCADA Standardisasi...i 1 Ruang lingkup Tujuan Acuan normatif Istilah dan definisi Daftar Istilah Definisi Alarm Aplikasi Circuit breaker Control center Dispatcher Distribution control center (DCC) Gateway Human machine interface (HMI) Inter distribution control center (IDCC) Inter regional control center (IRCC) Interface Master station Media telekomunikasi National control center (NCC) Protokol Real time Regional control center (RCC) Remote control Remote station Server Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI) Supervisory control and data acquisition (SCADA) Switch Telesignal Telemetering Verifikasi Database Syarat-syarat Syarat Teknis RTU Syarat Non Teknis RTU Syarat Teknis SOGI Syarat Non Teknis SOGI Lingkup Pekerjaan Standar lingkungan Supply daya Remote Terminal Unit (RTU) Konfigurasi RTU RTU untuk LBS pole mounted dan recloser pole mounted Konfigurasi Remote Station untuk Gardu Hubung dan Gardu Distribusi Protokol Komunikasi i

12 6.2.1 Gateway/RTU ke Control Center Gateway ke IED Persyaratan Umum RTU/Gateway untuk 20KV Spesifikasi Umum untuk IED 20kV Spesifikasi RTU untuk Pole Mounted RTU untuk LBS pole mounted IED Recloser Pole Mounted Spesifikasi untuk Gateway dan IED di GD dan GH Gateway untuk GH dan GD Switch untuk GD dan GH IED untuk GH dan GD Serial line adapter Ethernet adapter Modul power supply Modul input output (I/O) Telesignaling Telemetering Sinkronisasi waktu Perintah remote control Informasi status dan diagnostik Konfigurator RTU Perangkat lunak Fungsi aplikasi Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI) Implementasi SOGI Gardu Induk Baru Penambahan Bay Baru dan migrasi RTU Protokol Komunikasi Gateway ke Control Center Gateway ke IED Standar Sistem Otomasi Gardu Induk Perbandingan Mapping Data RTU dengan SOGI Arsitektur SOGI Arsitektur Hardware Station Level Opsi Station Level Opsi Bay Level Bay Level untuk 150 kv double busbar Bay Level untuk 150 kv one-half breaker Bay level untuk 500 kv dan 275 kv one-half breaker Bay Transformer Bay level untuk 20 kv Migrasi RTU Bay trafo baru dan mengganti RTU eksisting Diameter Baru, pembangkit baru dan mengganti RTU eksisting Arsitektur Software Sistem Otomasi Gardu Induk Penamaan IED dan substation IP Address Penempatan peralatan Level Otomasi GI Bay Level ii

13 Spesifikasi Umum untuk IED (BCU, Proteksi, I/O, Meter) Local Area Network Station Level Identifikasi dan Tools Identifikasi Assembly dan Komponen Enginering Tools Mekanikal Fungsi Aplikasi Hierarki kontrol Penjelasan Sistem Kontrol Dependability Kinerja Interface Proses Interface Interface Komunikasi Human Machine Interface Engineering Interface Fungsi SCADA Akuisisi data Digital input Peralatan kendali Analog input Urutan Kejadian (Sequence Of Event / SOE) Resolusi Waktu SOE Sinkronisasi Waktu Pengambilan Data Lokal SOE Keluaran Analog Perintah Load Frequency Control (LFC) Fasilitas Uji Simulasi Kendali (Local Test) Fungsi Komunikasi Interface Komunikasi Port komunikasi IED Modem Protokol Komunikasi Gateway Switch Over Link Komunikasi Fungsi Human Machine Interface Manajemen Otomasi GI Human Machine Inteface (HMI) Tampilan Fungsi utama Status IED Security Control Select-check-before-execute Perintah Immediate Execute Sekuritas Pesan Laporan Urutan Kejadian Alarm Hirarki user Rekaman data Otomasi System interlock bay iii

14 Automatic Voltage Regulation Diagram Logic Spesifikasi Station Level Gateway Server Workstation Switch Spesifikasi IED Control IED Bay Control Unit (BCU) IED I/O Remote Terminal Unit untuk LFC Automatic Voltage Regulator (AVR) IED Proteksi 500 kv dan 275 kv IED Proteksi 500 dan 275 kv (One and Half Breaker) IED Proteksi Line 500 dan 275 kv IED Proteksi IBT 500/150/66 kv IED BUSPRO 500 kv dan 275 kv IED Proteksi Diameter 500 kv dan 275 kv IED Proteksi Reaktor 500 kv dan 275 kv IED Proteksi 150 kv IED Busbar dan Coupler (konfigurasi double busbar) IED Busbar dan Diameter 150 kv (Konfigurasi One And Half Breaker) IED Proteksi Line 150 kv IED Proteksi Transformator 150/20 kv, 70/20 kv dan 150/70 kv IED Proteksi Kapasitor 150 kv Spesifikasi relay 500 KV Distance Relay 500 KV Line Current Differential 500 KV Transformer Differential Relay & Restricted Earth Fault 500 KV Over Current Relay, Ground Fault, Thermal Relay 500 kv Circulating Current Protection 500 KV Busbar Protection Relay 500 KV Circuit Breaker Failure/Short Zone 500 KV (CB AB) Three Phase Under/Over Voltage Relay 500 KV Spesifikasi relay 150 kv Distance Relay 150 KV Line Current Differential 150 KV Transformer Differential Relay & REF 150 kv Over Current, Ground Fault, Negative Phase Sequence/Unbalance relay (46) and Thermal Relay 150 KV dan 70 KV Frequency Relay 150 KV Circulating Current Protection 150 KV Busbar Protection Relay 150 KV Circuit Breaker Failure/Short Zone 150 KV Auto Reclose eksternal 2 CB single or three phase Unbalance Relay 150 KV Three Phase Under/Over Voltage Relay 150 KV Spesifikasi kontrol dan relay 20 kv Kontrol dan Relay (Over Current, Ground Fault, Stand By Earth Fault, Thermal Overload 20 kv) iv

15 8 Penunjang Overvoltage Arrester Terminal Block Kabel Low Voltage Panel Panel Indoor Panel Outdoor Bay Kios Kontainer Gardu Tembok Inverter 110 VDC ke 220 VAC KWh Meter Transaksi IED Meter Media Telekomunikasi Layout Layout HMI Lokal Layout pasokan listrik ke panel SOGI Layout Panel Kontrol dan Proteksi Layout Panel Kontrol dan Proteksi 150 kv one-half breaker Layout Panel Kontrol dan Proteksi 500 kv one-half breaker Suku cadang Garansi v

16 Daftar Gambar Gambar 1. Konfigurasi Umum RTU...14 Gambar 2. Konfigurasi RTU untuk LBS pole mounted dan recloser pole mounted...14 Gambar 3. Konfigurasi Remote Station menggunakan komunikasi Serial...15 Gambar 4. Telesignaling...25 Gambar 5. Telemetering...25 Gambar 6. Arsitektur Station Level Opsi Gambar 7. Arsitektur Station Level Opsi Gambar 8. Contoh Arsitektur Bay Level untuk 150 KV double busbar...32 Gambar 9. Arsitektur Bay Level untuk 150 KV one-half breaker...33 Gambar 10. Arsitektur Bay Level untuk 500 KV atau 275 one-half breaker...35 Gambar 11. Arsitektur Bay Transformer...36 Gambar 12. Arsitektur bay level untuk 20 kv...38 Gambar 13. Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting...39 Gambar 14. Diameter Baru, Pembangkit Baru dan Mengganti RTU Eksisting...40 Gambar 15. Contoh penempatan BCM pada panel Gambar 16. Hirarki Kontrol...50 Gambar 17. Hirarki Interlocking Full SOGI...58 Gambar 18. Hirarki Interlocking Migrasi RTU Ke IED I/O...58 Gambar 25. Panel Indoor...98 Gambar 19. Inverter 110 VDC ke 220 VAC Gambar 24. HMI Lokal Gambar 20. Layout Panel Kontrol dan Proteksi 150kV double breaker Gambar 21. Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk one-half breaker Gambar 22. Layout Panel Proteksi Line & IBT 500 kv one-half breaker Gambar 23. Layout Panel Kontrol dan Proteksi Busbar 500 kv one-half breaker vi

17 Daftar Tabel Tabel 1. Supply daya untuk remote station...13 vii

18 Prakata Standar SCADA ini merupakan uraian lebih lanjut dari SPLN S3.001: 2008 tentang Peralatan SCADA Sistem Tenaga Listrik. Spesifikasi remote station menjelaskan mengenai spesifikasi Remote Terminal Unit (RTU) dan Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI). Standar ini harus menjadi acuan dalam setiap perencanaan, pembangunan, pengembangan, dan penggantian sistem SCADA di PT PLN (Persero) secara nasional. viii

19 Spesifikasi Remote Station 1 Ruang lingkup Standar ini dimaksudkan untuk menetapkan standar spesifikasi remote station di setiap unit PLN, yang terdiri darispesifikasi RTU dan SOGI.Standar ini berlaku untuk sistem SCADA sesuai dengan yang tertuang pada SPLN S3.001: Tujuan Standar ini ditujukan untuk memberikan pedoman yang terarah dan seragam dalam penerapan standar spesifikasiremote station yang mengutamakan mutu, keandalan dan ekonomis.standar ini merupakan acuan dalam perencanaan remote station, pembangunan remote station yang baru, pengembangan remote stationyang telah ada, dan penggantian remote station. 3 Acuan normatif Dokumen normatif berikut berisi persyaratan-persyaratan yang menjadi referensi dalam pembuatan standar Spesifikasi Remote Station.Pada saat publikasi, edisi yang ditunjukkan adalah valid.semua dokumen normatif dimungkinkan untuk dilakukan revisi sehingga pihak-pihak yang menggunakan standar ini diharapkan untuk mencari kemungkinan menggunakan edisi terbaru dokumen normatif yang bersangkutan. a. SPLN S3.001: 2008 Peralatan SCADA Sistem Tenaga Listrik b. IEC ( ) Degrees of Protection Provided by Enclosures (IP Code) c. SPLN T : 2010 Pola Proteksi Saluran Transmisi Bagian 1 : Tegangan Tinggi 66 kv dan 150 kv d. SPLN T : 2010 Pola Proteksi Saluran Transmisi Bagian 2 : Tegangan Ekstra Tinggi 275 kv dan 500 kv e. SPLN D : 2010 Meter statik energi Listrik Fase Tiga f. IEC Telecontrol Equipment and Systems g. IEC Communication networks systems in substations h. IEC Fast Logic Programming i. IEC Voltage Related Object Classes 4 Istilah dan definisi 4.1 Daftar Istilah AMR Automatic Meter Reader AVR Automatic Voltage Regulator BCU Bay Control Unit BDC Binary Decoding Code BPU Back Up Protection Unit CB Circuit Breaker CBF Circuit Breaker Failure CBM Condition Based Maintenance CCP Circulating Current Protection DEF Directional Earth Fault DFR Digital Fault Recorder 1

20 DS DTT FAT GFR GIS GITO GOOSE GPS HMI IBT IED IRCC KVM LASO LCD LFC MCD MPU OCR OFR OLS OLTC OVR PQM PU REF RTDS RTN SAS SBEF SCD SDH SFTP SOE SOGI SOP SWC SZP TCS UFR UVR VDU VT-failure XML Disconnecting Switch Direct Transfer Trip Factory Acceptance Test Ground Fault Relay Gas Insulated Substation Gardu Induk Tanpa Operator Generic Object Oriented Substation Event Global Positioning System Human Machine Interface Inter bus Transformer Intelligent Electronic Device Inter RegionalControlCenter Keyboard Video Mouse Less Attended Substation Operation Liquid Crystal Display Load Frequency Control Momentary Change Detection Main Protection Unit Over Current Relay Over Frequency Relay Over Load Shedding On Load Tap Changer Over Voltage Relay Power Quality Meter Protection Unit Restricted Earth Fault Real Time Digital Simulator Relay Tegangan Nol Substation Automation System Stand by Earth Fault Substation Configuration Description Synchronous Digital Hierarchy Shielded Foil Twisted Pair Sequence of Event Sistem Otomasi Gardu Induk Standard Operation Procedure Surge Withstand Capability Shot Zone Protection Trip Circuit Supervision Under Frequency Relay Under Voltage Relay Visual Display Unit Voltage Transformer failure Extra Markup Language 4.2 Definisi Alarm Perubahan kondisi dari peralatan atau sistem yang telah terdeteksi sebelumnya karena fungsi yang tidak dilakukan oleh operator/dispatcher, atau kegagalan peralatan untuk merespon secara benar.indikasi alarm berupa audible atau visual, atau keduanya. 2

21 4.2.2 Aplikasi Fungsi-fungsi yang mencakup kebutuhan khusus dari proses dimana sistem telekontrol atau SCADA diterapkan Circuit breaker Saklar yang menghubungkan dan memutuskan sirkit tenaga listrik yang bertegangan dalam kondisi operasi normal dan mampu memutuskan arus beban dan arus hubung singkat Control center Pusat kendali pengoperasian sistem tenaga listrik dimana master station ditempatkan Dispatcher Petugas yang melakukan supervisi dari control center Distribution control center (DCC) Pusat kendali jaringan distribusi Gateway Simpul rele (relay node) jaringan data dimana jalur transmisi dengan definisi protokol yang berbeda dari semua tujuh layer protokol terinterkoneksi oleh konversi protokol Human machine interface (HMI) Perangkat dimana pengguna berinteraksi dengan sistem SCADA. HMI menyediakan fasilitas dimana pengguna dapat memberikan input kepada sistem dan sistem dapat memberikan output kepada pengguna Inter distribution control center (IDCC) Pusat kendali yang terhubung dengan beberapa distribution control center Inter regional control center (IRCC) Pusat kendali yang terhubung dengan beberapa regional control center Interface Batasan atau titik umum untuk dua atau lebih sistem atau entitas berseberangan dalam informasi atau tempat dimana energi mengalir Master station Stasiun yang melaksanakan telekontrol (telemetering, telesignal, dan remote control) terhadap remote station Media telekomunikasi Media yang menghubungkan antar peralatan untuk melakukan pertukaran informasi National control center (NCC) Pusat kendali yang terhubung dengan beberapa inter regional control center Protokol Sekumpulan semantik dan aturan cara penulisan (sintaksis) yang menentukan cara unit fungsional dalam berkomunikasi. [ISO/IEC ] Real time Waktu aktual selama proses berlangsung. 3

22 Regional control center (RCC) Pusat kendali jaringan transmisi tegangan tinggi Remote control Penggunaan teknik telekomunikasi untuk mengubah status peralatan operasional. [IEV ] Remote station Stasiun yang dipantau, atau diperintah dan dipantau oleh master station, yang terdiri dari gateway, IED, HMI lokal, RTU, dan meter energi Server Komputer yang berfungsi menyediakan layanan khusus kepada komputer lainnya Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI) Sistem untuk mengelola, mengendalikan, dan melindungi (protect) sistem tenaga listrik. Hal ini dapat dicapai dengan mengambil informasi real time dari sistem, didukung oleh aplikasi local dan remote control yang handal dan proteksi sistem tenaga listrik. Sebuah Substation Automation terdiri dari local intelligence, komunikasi data dan supervisory control, serta monitoring Supervisory control and data acquisition (SCADA) Sistem yang mengawasi dan mengendalikan peralatan proses yang tersebar secara geografis. [ IEC ] Switch Terminal yang berfungsi untuk menghubungkan antar komputer dan komputer ke peripheral dalam satu LAN Telesignal Pengawasan status dari peralatan operasional dalam jarak tertentu dengan menggunakan teknik telekomunikasi seperti kondisi alarm, posisi switch atau posisi katup. [IEV ] Telemetering Transmisi nilai variabel yang diukur dengan menggunakan teknik telekomunikasi. [IEV ] Verifikasi Database Pemeriksaan database yang telah selesai dibuat terhadap duplikasi nama dan duplikasi point address. 4

23 5 Syarat-syarat 5.1 Syarat Teknis RTU a. Melampirkan surat keterangan dari PT PLN (Persero) PUSLITBANG bahwa RTU telah lulus uji fungsi protokol IEC b. Dapat komunikasi partyline dan serial port RS232 harus bisa dikonfigurasi untuk full handshaking (RTS, CTS, CD) dan dapat berkomunikasi secara paralel dengan minimal dua control center (RCC dan DCC). c. Kualitas komponen RTU masuk dalam kelas industrial, yang tahan terhadap : Asam (korosi / karat) Petir (dapat berupa peralatan eksternal) Elektromagnetik Tegangan lebih Panas Kelembaban d. Barang yang telah dipasok harus dijamin 100 % (seratus persen) baru dan asli (genuine) sesuai dengan spesifikasi teknik yang dipesan dan bebas dari cacat kerusakan yang terlihat maupun yang tersembunyi, dan harus disertai dengan dokumen-dokumen : Asli Certificate of Origin dan Certificate of Manufacture termasuk Factory test certificate. Buku Instruction Manual, dalam bentuk hardcopy dan softcopy. e. Seluruh peralatan yang disupply harus dijamin kualitasnya mulai dari material, desain teknik dan prosedur fabrikasi, testing dan packingnya, dan harus ditunjukkan dengan sertifikat Quality Control/Assurance system pabrik. f. Penerapan standard SCADA (Teleinformasi Plan) dalam RTU mengikuti Standardisasi Teleinformasi Data untuk fungsi Operasi dan fungsi Pemeliharaan sesuai SPLN terbaru. g. Dokumen manual, tool untuk konfigurator dalam bahasa Indonesia dan atau bahasa Inggris. h. Urutan terminasi pada panel interface mengikuti urutan TeleInformasi Plan (TIP) yang diperlukan untuk bay. 5.2 Syarat Non Teknis RTU a. Kontraktor atau vendor yang boleh mengikuti lelang RTU 3 (lima) Gardu Induk atau 1 (satu) Unit Pembangkit, harus melampirkan surat keterangan kepuasan pengguna SOGI dengan syarat yang sudah tersedia link komunikasi untuk semua kontrak minimal T - 4 telah berfungsi 100%, dan atau semua kontrak minimal T - 3 telah berfungsi 90%, dan atau semua kontrak minimal T - 2 telah berfungsi 70 %, dan atau semua kontrak minimal T - 1 telah berfungsi 30 % dan dengan mencantumkan merek / tipe RTU yang terhubung dengan control center berfungsi baik dan pernyataan ini ditandatangani oleh manajer control center. Yang dimaksud RTU berfungsi baik adalah tidak ada permasalahan yang sifatnya major seperti protokol komunikasi, time tag di HMI lokal, telesinyal, remote control, telemetering dan telemetering. 5

24 Contoh kasus untuk T-4 yaitu apabila ada kontraktor/vendor akan mengikuti tender di tahun 2012, proyek yang dikerjakan di tahun =2008 harus sudah berfungsi 100%. b. Kalau terjadi perbedaan antara spesifikasi teknik, BOQ dan TPG maka PLN akan memutuskan yang terbaik. c. Melampirkan surat keterangan kepuasan pengguna bahwa RTU yang diimplementasikan minimal 2 (dua) perusahaan listrik di luar negara pembuat RTU, yaitu: Amerika Serikat dan atau Kanada dan atau Jepang dan atau negara di Eropa Barat dan atau Singapura dan atau Australia dan atau Cina dan atau Korea Selatan. d. Penawaran harga dari peserta lelang sudah termasuk biaya material (hardware, interfacing), lisensi software, instalasi, transportasi, FAT, SAT, training, migrasi, dismantling. e. Rencana kerja dan syarat-syarat (RKS), spesifikasi teknik dan Bill of Quantity (BOQ) merupakan kesatuan yang tidak dapat dipisahkan. f. Penawaran harga peserta lelang sudah mencakup RKS, spesifikasi teknik yang tidak tercantum di dalam BOQ. g. Komponen inti remote station harus Original Equipment Manufacturer (OEM). h. Vendor harus mempunyai minimal 3 (tiga) orang enjiner warga negara Indonesia yang mampu mengintegrasikan RTU (dibuktikan dengan demo konfigurasi). 5.3 Syarat Teknis SOGI a. Pabrikan SOGI harus mempunyai produk origional IED BCU, aplikasi SOGI (SCADA, historikal dll) di station unit, aplikasi HMI lokal, aplikasi gateway. b. Melampirkan surat keterangan dari PT PLN (Persero) PUSLITBANG bahwa gateway telah lulus uji fungsi protokol IEC c. Melampirkan surat keterangan bahwa BCU, IED Proteksi, AVR dan kwh meter yang akan disupply telah lulus uji fungsi protokol IEC dari PT PLN (Persero) PUSLITBANG. d. Melampirkan surat keterangan bahwa BCU, IED Proteksi, AVR dan kwh meter lulus uji conformance test IEC61850 dari lembaga independent (KEMA). e. Melampirkan surat keterangan bahwa IED Main Proteksi (Distance, Line Current Differential, Transformer Differential, Busbar Differential, Circulating Current Protection (Low Impedance) telah lulus uji dinamik dengan Real Time Digital Simulator (RTDS) dari PLN (Persero) PUSLITBANG. f. SOGI dapat berkomunikasi minimal dengan tiga merk IED ( satu merk dari produk aplikasi SOGI dan dua merk dari produk aplikasi SOGI yang lain) dengan protokol IEC g. Untuk fungsi trip dari electro mechanical protection (transformator, shunt reactor, power generator) ditarik langsung ke tripping coil Circuit Breaker melalui Lock Out Relay. h. Fungsi AR (auto reclose) dan synchronizing cek menjadi bagian dari IED MPU, tetapi untuk manual closing check sync dilakukan di IED BCU 6

25 i. Pada konfigurasi one-half breaker sistem 500 kv, 275 kv dan 150 kv, Autoreclose merupakan relay independent yang memiliki kemampuan untuk trip dan reclose dua CB. j. Dapat komunikasi partyline dan serial port RS232 harus bisa dikonfigurasi untuk full handshaking (RTS, CTS, CD)) dan dapat berkomunikasi secara paralel dengan minimal dua control center (RCC dan DCC). k. Interlocking antar IED BCU dengan menggunakan GOOSE l. IED Proteksi Tegangan Tinggi tidak diijinkan digunakan untuk fungsi BCU atau sebaliknya. m. IED Proteksi dan Kontrol untuk Tegangan Menengah merupakan 1 (satu) IED. n. AVR tidak boleh menggunakan fungsi IED BCU. o. Sistem 500 kv dan 150 kv setiap panel dilengkapi dengan 1 (satu) ethernet switch p. Sistem 20 kv setiap 6 (enam) panel dilengkapi dengan 1 (satu) ethernet switch. Ethernet switch diletakkan pada panel terpisah dari panel kubikel 20 kv. q. Mapping data informasi dilakukan di Control Center untuk kebutuhan operasi dan pemeliharaan. r. Power supply IED menggunakan tegangan 110 VDC,, sedangkan Server, workstation, gateway menggunakan tegangan 220 VAC yang di-supply dari inverter. s. Bay 500 kv : 1 IED BCU untuk setiap CB, IED MPU 1 dan IED MPU 2 terpisah secara hardware ; untuk IED MPU 1 dan IED MPU 2 harus berbeda jenis proteksi atau jika jenisnya sama harus menggunakan algoritma pengukuran yang berbeda atau manufaktur yang berbeda (sesuai dengan SPLN T :2010). t. Bay 150 kv : 1 IED BCU untuk setiap CB, untuk IED MPU, IED BPU terpisah secara hardware. u. Bay 20 kv : 1 IED untuk fungsi kontrol dan proteksi. v. Bay 150 kv terdiri dari : IED MPU, IED BPU dan IED BCU (1 set IED BCU untuk setiap CB). w. Spesifikasi peralatan switchyard (tekanan SF6, temperatur, tap changer, dll), fire detector, rectifier, kelembaban dan temperatur ruangan harus bisa diakuisisi oleh SOGI. x. Menyerahkan file Substation Configuration Description (SCD) kepada PT PLN (Persero) saat FAT dan SAT. y. Kualitas komponen SOGI masuk dalam kelas industrial, yang tahan terhadap : Asam (korosi / karat) Petir (dapat berupa peralatan eksternal) Elektromagnetik Tegangan lebih Panas Kelembaban z. Barang yang telah dipasok harus dijamin 100 % (seratus persen) baru dan asli (genuine) sesuai dengan spesifikasi teknik yang dipesan dan bebas dari cacat 7

26 kerusakan yang terlihat maupun yang tersembunyi, dan harus disertai dengan dokumen-dokumen : Asli Certificate of Origin dan Certificate of Manufacture termasuk Factory test certificate. Buku Instruction Manual, dalam bentuk hardcopy dan softcopy. aa. Seluruh peralatan yang disupply harus dijamin kualitasnya mulai dari material, desain teknik dan prosedur fabrikasi, testing dan packingnya, dan harus ditunjukkan dengan sertifikat Quality Control/Assurance system pabrik. bb. SOGI harus terdiri dari station level dan bay level. Setiap implementasi pembangunan SOGI berupa : Station level diterapkan pada pembangunan GI baru (peralatan primer Gardu Induk dapat mengakomodasi teleinformasi data fungsi pemeliharaan), penambahan bay baru & rehabilitasi GI. Penerapan bay level untuk penambahan bay baru atau migrasi RTU dapat menggunakan pilihan sebagai berikut : Bay Level RTU Proteksi Panel Kontrol Bay Baru Opsi 1 : IEDI/O Existing Existing Otomasi Opsi 2 : Existing BCU Otomasi Opsi 3 : Otomasi cc. Unit pembangkit, GITET, SOGI dinyatakan laik operasi apabila sistem telah dikomisioning point to point dari Control Center. dd. Untuk pembangunan GI baru, hanya diimplementasikan 1 (satu) SOGI untuk level tegangan TET, TT dan TM. ee. Saat FAT untuk proyek pengadaan SOGI yang terdiri dari station level dan bay level harus diuji fungsi dengan konfigurasi 1 (satu) tipikal bay feeder, 1 (satu) tipikal bay transformer, double busbar, 1 (satu) tipikal couple dengan 3 (tiga) merk relai proteksi dan 3 (tiga) merk BCU yang menggunakan protokol IEC ff. Penerapan standar SCADA (Teleinformasi Plan) dalam SOGI dan pemetaan (mapping) database di gateway harus mengikuti standardisasi Teleinformasi Data yang terbaru. gg. Dokumen manual, tool untuk konfigurator dalam bahasa Indonesia dan atau bahasa Inggris. hh. Urutan terminasi pada panel interface (disconnection dan shorting) mengikuti urutan TeleInformasi Plan (TIP) yang diperlukan untuk bay. 5.4 Syarat Non Teknis SOGI a. Kontraktor atau vendor yang boleh mengikuti lelang SOGI 3 (lima) Gardu Induk atau 1 (satu) Unit Pembangkit, harus melampirkan surat keterangan kepuasan pengguna SOGI dengan syarat yang sudah tersedia link komunikasi untuk semua kontrak minimal T - 4 telah berfungsi 100%, dan atau semua kontrak minimal T - 3 telah berfungsi 90%, dan atau semua kontrak minimal T - 2 telah berfungsi 70 %, dan atau semua kontrak minimal T - 1 telah berfungsi 30 % dan dengan mencantumkan merek / tipe SOGI yang terhubung dengan control center berfungsi baik dan pernyataan ini ditandatangani oleh manajer control center. 8

27 Yang dimaksud SOGI berfungsi baik adalah tidak ada permasalahan yang sifatnya major seperti protokol komunikasi, time tag di HMI lokal, telesinyal, remote control, telemetering, telemetering dan relay proteksi. b. Kalau terjadi perbedaan antara spesifikasi teknik, BOQ dan TPG maka PLN akan memutuskan yang terbaik. c. Melampirkan surat keterangan kepuasan pengguna bahwa SOGI yang menggunakan protokol IEC telah diimplementasikan minimal 2 (dua) perusahaan listrik di luar negara pembuat aplikasi SOGI, yaitu: Amerika Serikat dan atau Kanada dan atau Jepang dan atau negara di Eropa Barat dan atau Singapura dan atau Australia dan atau Cina dan atau Korea Selatan. d. Penawaran harga dari peserta lelang sudah termasuk biaya material (hardware, interfacing), lisensi software, instalasi, transportasi, FAT, SAT, training, migrasi, dismantling. e. Rencana kerja dan syarat-syarat (RKS), spesifikasi teknik dan Bill of Quantity (BOQ) merupakan kesatuan yang tidak dapat dipisahkan. f. Penawaran harga peserta lelang sudah mencakup RKS, spesifikasi teknik yang tidak tercantum di dalam BOQ. g. Komponen inti remote station harus Original Equipment Manufacturer (OEM). h. Vendor harus mempunyai minimal 3 (tiga) orang enjiner warga negara Indonesia yang mampu mengintegrasikan BCU dan IED proteksi didalam sistem SOGI (dibuktikan dengan demo, mampu mengintegrasikan BCU dan IED proteksi didalam sistem SOGI yang terdiri dari BCU, relay proteksi, server, gateway yang terhubung dengan control centre). 5.5 Lingkup Pekerjaan a. Sifat dari lingkup pekerjaan adalah proyek supply-erect, dan diserah terimakan dalam keadaan berfungsi dengan baik dan sempurna. b. Semua lisensi perangkat lunak yang merupakan original software diberikan dalam bentuk DVD yang dapat digunakan untuk re-install remote station termasuk semua jenis IED, diberikan atas nama PT PLN (Persero) dan dapat ditempatkan di mana saja di lingkungan PT PLN (Persero). c. Batasan tanggung jawab pembangunan SOGI untuk GI baru adalah dari marshalling kios (aset PLN) sampai dengan MDF telekomunikasi (aset PLN). 9

28 d. Batasan tanggung jawab migrasi RTU menjadi fungsi SOGI seperti pada gambar di bawah ini. e. Menyediakan panel terminal interface (disconnection dan shorting) yang akan digunakan untuk pemeliharaan. f. Batasan tanggung jawab power supply AC dan DC adalah dari panel ACDB dan DCDB yang disediakan oleh PT PLN (Persero). g. Data operasi dan pemeliharaan disediakan secara lengkap disisi remote station, adapun mapping fungsi pemeliharaan atau fungsi operasi dilakukan di Control Center. h. Mengimplementasikan teleinformasi plan fungsi pemeliharaan. i. Perubahan database di Control Center menjadi tanggung jawab PT PLN (Persero). j. IED ditempatkan di bangunan gardu induk. 10

29 k. HMI lokal (Engineer Configurator dan Operator), Server, Gateway diletakkan di ruang kontrol GI. l. Server dan workstation diletakkan di dalam kubikel, di meja operator hanya tersedia VDU, keyboard, mouse, announciator (speaker aktif) dan printer. Komunikasi dari workstation ke perangkat yang ada di meja operator dihubungkan dengan menggunakan KVM extender. m. Supply tegangan AC, DC ke remote station dan koneksi ke komunikasi harus dilengkapi dengan fasilitas/instalasi pentanahan dan over voltage protection. n. Semua tool perangkat keras dan tool perangkat lunak untuk uji fungsi harus diberikan kepada PT PLN (Persero). o. Selama pelaksanaan proyek mulai tahap training, FAT, SAT dilakukan oleh staf yang akan memelihara dan mengoperasikan peralatan tersebut. p. Proposal, komunikasi surat menyurat, laporan, dan notulen dalam bahasa Indonesia. q. Training. r. Survei. s. Approval. t. Instalasi dan pemasangan label. u. Migrasi/cut over masing-masing bay secara bertahap, sistem kelistrikan dalam keadaan tidak bertegangan. v. Factory Acceptance Test. w. Site Acceptance Test. x. Uji kinerja. y. Dismantling. z. Menyerahkan as built drawing dan Operation Maintenance Manual. 5.6 Standar lingkungan Semua remote station mengacu standar berikut ini: Type Test Name Insulation Resistance Type Test Standard : IEC / IEC / IEC Dielectric Withstand : IEC / IEEE C37.90 / IEC High Voltage Impulse Test : IEC / IEC Vibration Test : IEC Shock and Bump test : IEC Damp Heat Test : IEC / IEC Cold Test : IEC / IEC Dry Heat : IEC / IEC Enclosure Protection : IEC / IP 30 Supply variation : IEC Overvoltage (peak withstand) : IEC Supply interruption : IEC / Max. 50ms Ripple (frequency fluctuations) : IEC / Max. 12% Supply variations : IEC / ± 20% 11

30 High Frequency Disturbance : IEC / IEC / IEEE C Electrostatic discharge : IEC / IEC Radiated Immunity : IEC / ANSI C / IEC Fast Transient Burst : IEC / IEC / IEEE C /(ANSI C ) Surge immunity : IEC High frequency conducted : IEC immunity Harmonics Immunity : IEC Power Frequency Magnetic Field : IEC Immunity Power Frequency : IEC Conducted emission : EN Radiated emission : EN Radio Interference Withstand : IEC :1992 / ANSI C

31 5.7 Supply daya Supply daya yang dipilih adalah sesuai dengan tabel berikut dengan range (-15% s.d +10%) Tabel 1. Supply daya untuk remote station No. Peralatan Pole Mounted GH, GD Bay level Station level DC 24 V DC 48 V DC 110 V AC 220 V 1. Gateway 2. Server 3. HMI lokal 4. RTU 5. IED 6. Meter Transaksi 7. Digital Meter 8. Switch GH = Gardu Hubung GD = Gardu Distribusi 13

32 6 Remote Terminal Unit (RTU) 6.1 Konfigurasi RTU Gambar 1. Konfigurasi Umum RTU Pada konfigurasi ini, RTU terhubung langsung ke Control Center dan memiliki kemampuan untuk berkomunikasi dengan sub-rtu dan IED.RTU juga memiliki kemampuan untuk diakses melalui HMI lokal. RTU harus memiliki fungsi analog input (AI), digital input (DI), analog output (AO), dan digital output (DO) seperti pada gambar RTU untuk LBS pole mounted dan recloser pole mounted Konfigurasi RTU Pole Mounted yang digunakan untuk LBS dan recloser adalah sebagai berikut: Gambar 2. Konfigurasi RTU untuk LBS pole mounted dan recloser pole mounted 14

33 6.1.2 Konfigurasi Remote Station untuk Gardu Hubung dan Gardu Distribusi Konfigurasi RTU yang digunakan untuk gardu hubung (GH) dan gardu distribusi adalah sebagai berikut: Gambar 3. Konfigurasi Remote Station menggunakan komunikasi Serial Gambar 4. Konfigurasi Remote Station menggunakan komunikasi ethernet 6.2 Protokol Komunikasi Gateway/RTU ke Control Center Urutan prioritas protokol yang digunakan antara gateway/rtu dengan Control Center mengacu pada SPLN S3.001: 2008 yaitu: a. IEC (Redundant); b. IEC (optional); c. DNP 3.0 serial dan/atau DNP 3.0 TCP/IP(optional) Gateway ke IED Urutan prioritas protokol yang digunakan antara gateway dengan IED adalah: a. IEC 61850; b. IEC (optional); c. IEC (optional); d. IEC (optional); e. DNP3.0 (optional); f. Modbus (optional untuk peralatan pendukung bukan untuk remote kontrol/telesinyal). 15

34 6.3 Persyaratan Umum RTU/Gateway untuk 20KV NO Description Requirement 1 Rentang suhu : 0 s/d 70 C (untuk outdoor) 0 s/d 55 C (untuk indoor) 2 EMC : sesuai standar IEC , IEC 60255, IEC 60950, IEC 61000, EN , dan CISPR 3 Kelembaban : 5 95 % 4 Anti korosif : Ya 5 Anti debu : Ya 6 Jumlah IED o Gardu Hubung : 24 o Gardu Distribusi : 4 o LBS Pole Mounted : 1 o Recloser Pole Mounted : 1 7 Prosesor : 16 bit 5 Power Supply 6 o Gardu Hubung : 48 VDC (-15% s.d +10%) o Gardu Distribusi : 48 VDC (-15% s.d +10%) o LBSPole Mounted : 24 VDC (-15% s.d +10%) o RecloserPole Mounted : 24 VDC (-15% s.d +10%) 7 Jumlah I/O per IED : sesuai dengan SPLN terbaru 6.4 Spesifikasi Umum untuk IED 20kV No Description Requirement 1 Rack Standard : Flash Mount (khusus untuk Proteksi) Wall Mount with Din Rail 2 Tampilan : Embedded LCD / LED 3 Key-Pad : Enable to change setting by key-pad 4 Indikasi/Annunciator : LED (kecuali IED I/O) 5 Technology : Numerical IED 6 Supply : 48 VDC (-15% s.d +10%) 7 Frequency : 50 Hz ± 5% 8 Licensed Software for setting & analysis : Included 9 Connection between relay to computer : Included 10 Default Setting & Programmable Logic : Enable Controller 11 Communication Port to PC : built in 12 Test Plug : Included 13 Test Block : Included 6.5 Spesifikasi RTU untuk Pole Mounted RTU untuk LBS pole mounted NO Description Requirement 1 Name :... 2 Manufacture/Type :../.. 3 Auxiliary supply Voltage : 24 VDC (-15% s.d +10%) 16

35 4 DC Burden (trip condition) : 30 VA 5 Digital Input Capasity : 8 Rated voltage range : 24 to 220 VDC Minimum voltage threshold : - 20% Maximum permitted voltage : + 20% Power consumpsion : < 0,2 Watt/input 6 Digital Output Live Contact : Normally Open Capasity : 4 Binary input / output Rated voltage : min 24V DC Contacts : min 5 A continuous : min 30 A make and carry : min 0.2 A, 24 VDC break 7 ComunicationPort : Serial Communication : RS232 / RS485 data rate (bps) : port : 1 port Ethernet : 100 Base data rate : 100 Mbps port : 1 port type port : ST / SC / MTRJ / LC / RJ45 8 Local Configuration Terminal Interface : RJ45 / RS485 / RS232 Database configuration : Upload and download 9 Protocol : IEC (wajib), IEC (optional), DNP3.0 (optional) IED Recloser Pole Mounted NO Description Requirement 1 Name : Over Current Relay & Ground Fault Relay 20 KV Pole Mounted 2 Manufacture/Type :./ 3 Auxiliary supply Voltage : 24 VDC (-15% s.d +10%) 4 Models : Three phase Overcurrent, Single phase Ground Fault 5 Voltage / Current AC Voltage (secondary) : Min. (48-60) V rms. phase-ground Connection : 1 phase, 2 wires Primary Nominal Voltage : Min (20 22) kv, selectable VT matching 6 AC Current (Secondary) : 1 A and 5A Connection : 3 phase, 4 wires Primary Nominal Current : Min. (10 400) A, selectable CT matching Taps Frequency : 50 Hz AC Burden In = 1 A : 0.2 VA 17

36 In = 5 A : 1.0 VA 7 DC Burden (trip condition) : 30 VA 8 9 Binary input / output and push button Rated voltage : 24 VDC Trip contacts : 5 A 24 VDC continuously 9 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 24 VDC break Auxiliary contacts : 5 A 24 VDC continuously Binary Input : 8 Binary Output Contact : 4 9A make and carry, 1 sec 0.2 A, 24 VDC break Push button : 2 (untuk Close dan Open), programmable Analog Input (AC) Capasity : 4 (3 arus, 1 tegangan) Rated current : 1A and 5A Rated voltage : 57 V Power consumption : at 1A < 0.1 VA at 5A < 0.5 VA Measurement range current : ± 20% Accuracy : ± 0.5% Sampling periode : 100 ms 9 Event records : 192 event records in ring buffer FIFO Internal disturbance recorder : 4 analog signal 8 digital signal Trigger analogue signal : trip signal or analogue value change Trigger event signal : internal and external trigger Recording duration each fault : 4 oscillograph for each 2.0 second Sampling rate : 16 sample / cycle Format file : COMTRADE IEC Setting Range Over Curret & Ground Fault Low set Two setting group Over Current : Min * In (in 0.05 steps) Earth Fault : Min * In (in 0.05 steps) High set Over Current : Min 1 8 * Is (in 0.5 steps) Earth Fault : Min 1 4 * In (in 0.5 steps) Characteristic Over Current & Ground Fault : Standard Inverse Very Inverse Extremely Inverse Long Time Inverse Definite Time TimeSettingRange Over Curret & Ground Fault Inverse (TMS) : min with 0.05 steps for IEC standard min with step 0.5 for ANSI/IEEE standard Definite Independent Time : min s in 0.1 steps High set delay : min millisecond in 0.01 steps 18

37 14 Drop off to pick up ratio Over Curret & : 95 % Ground Fault 15 AutoRecloser : three phase Dead time TPAR : min sec in 0.1 sec steps Reclaim time : min sec in 1 sec steps 16 Measurement : Enable 17 Minimum Feature Watch dog : Enable Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable Auto Reclose : Enable 18 MMI (Man Machine Interface) : Enable Comunication Port Serial Communication : RS232 / RS485 data rate (bps) : port : 1 port Ethernet : 100 Base data rate : 100 Mbps port : 1 port type port : ST / SC / MTRJ / LC / RJ45 19 Local Configuration Terminal Interface : RJ45 / RS485 / RS232 Database configuration : Upload and download 20 Protocol : IEC (wajib), IEC (optional), DNP3.0 (optional) 6.6 Spesifikasi untuk Gateway dan IED di GD dan GH Gateway untuk GH dan GD NO Description Requirement 1 Name :... 2 Manufacture/Type :../.. 3 Prosesor : 16bit 4 Event buffer : 256 event records in ring buffer FIFO 5 6 Communication to SCADA / Control Center : Dapat berkomunikasi dengan 1 Control Center Serial Communication : RS232 / RS485 data rate (bps) : port : 1 port Ethernet : 100 Base data rate : 100 Mbps port : 1 port type port : ST / SC / MTRJ / LC / RJ45 Protocol Supported : IEC (wajib), IEC (optional), DNP3.0 (optional) Communication to IED : Serial Communication : RS485 data rate (bps) : port : 2 port Ethernet : 100 Base 19

38 data rate : 100 Mbps port : 1 port type port : ST / SC / MTRJ / LC / RJ45 Protocol Supported : IEC 61850, IEC (optional), IEC (optional), IEC (optional), DNP3.0 (optional) 7 Jumlah IED : Gardu Hubung : 24 IED Gardu Distribusi : 4 IED 8 Jumlah I/O per IED : Sesuai dengan SPLN terbaru 9 Power Supply : 48 VDC (-15% s.d +10%) Switch untuk GD dan GH NO Description Requirement 1 Name :... 2 Manufacture/Type :../.. 3 Technology : Fully manageable 4 Approval / Certificate : IEC dari KEMA 5 Management Interface : Web base HTML, Command Line Interface, Telnet 6 EthernetPort : Type port : 100 Base Kapasitas port per-switch : Minimal 8 port (disesuaikan) 7 Tipe port - Switch IED ST / SC / MTRJ / LC - Switch Server RJ45 - Switch Switch ST / SC / MTRJ / LC 8 Power supply : 48 VDC (-15% s.d +10%) 9 Rack mountable : Yes IED untuk GH dan GD IED Kontrol dan Proteksi untuk GD dan GH IED Kontrol dan Proteksi yang terpasang di setiap kubikel, mempunyai fungsi : a. Remote kontrol, telesinyal dan telemetering. b. Fungsi Proteksi (Over Current, Ground Fault, Thermal Overload) c. Dapat terhubung dengan gateway. NO Description Requirement 1 Name : Over Current Relay & Ground Fault Relay dan Thermal Relay 20 KV di GH dan GD 2 Manufacture/Type :./ 3 Auxiliary supply Voltage : 48 VDC (-15% s.d +10%) 4 Models : Three phase Overcurrent, Single phase Ground Fault and Thermal Overload 5 Current AC Current (Secondary) : 1 A and 5A Connection : 3 phase, 4 wires Primary Nominal Current : Min. (10 400) A, selectable CT matching Taps 20

39 6 Frequency : 50 Hz AC Burden In = 1 A : 0.2 VA In = 5 A : 1.0 VA 7 DC Burden (trip condition) : 30 VA 8 Binary input / output and push button Rated voltage : 48 VDC Trip contacts : 5 A 48 VDC continuously 9 A make and carry, 1 sec 0.2 A, 48 VDC break Auxiliary contacts : 5 A 48 VDC continuously Binary Input : 8 Binary output Contact Push button : : 9A make and carry, 1 sec 0.2 A, 48 VDC break 4 2 (untuk Close dan Open), programmable 9 Event records : 48 event records in ring buffer FIFO Internal disturbance recorder : 4 analog signal 8 digital signal Trigger analogue signal : trip signal or analogue value change Trigger event signal : internal and external trigger Recording duration each fault : 4 oscillograph for each 2.0 second Sampling rate : 16 sample / cycle Format file : COMTRADE IEC Setting Range Over Curret & Ground Fault Low set Two setting group Over Current : Min * In (in 0.05 steps) Earth Fault : Min * In (in 0.05 steps) High set Over Current : Min 1 8 * Is (in 0.5 steps) Earth Fault : Min 1 4 * In (in 0.5 steps) Characteristic Over Current & Ground Fault : Standard Inverse : Very Inverse : Extremely Inverse : Long Time Inverse : Definite Time TimeSettingRange Over Curret & Ground Fault Inverse (TMS) : min with 0.05 steps for IEC standard min with step 0.5 for ANSI/IEEE standard Definite Independent Time : min s in 0.1 steps High set delay : min millisecond in 0.01 steps 14 Drop off to pick up ratio Over Curret & Ground Fault 15 SettingRange Thermal Overload : 95 % Full load current trip : Min In, with step 0.01 Alarm thermal overload : Min %, with step 1 Time constant : Min minute, with step 1 21

40 16 Measurement : Enable Minimum Feature Watch dog : Enable Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable MMI (Man Machine Interface) : Enable Comunication Port Serial Communication : RS232 / RS485 data rate (bps) : port : 1 port Ethernet : 100 Base data rate : 100 Mbps port : 1 port type port : ST / SC / MTRJ / LC / RJ45 Local Configuration Terminal Interface : RJ45 / RS485 / RS232 Database configuration : Upload and download 20 Protocol : IEC61850, IEC (optional), IEC (optional), DNP3.0 (optional) IED Kontrol untuk GH dan GD. IED Kontrol yang terpasang di setiap kubikel, mempunyai fungsi : a. Remote kontrol, telesinyal dan telemetering. b. Dapat dihubungkan dengan analog input (input arus, input tegangan dan rationya dapat diset sesuai kebutuhan). c. Dapat terhubung dengan gateway. NO Description Requirement 1 Name :... 2 Manufacture/Type :../.. 3 Auxiliary supply Voltage : 48 VDC (-15% s.d +10%) 4 Current / Voltage AC Voltage (secondary) : Min. (48 60) V rms. phase-ground Connection : 1 phase, 2 wires Primary Nominal Voltage : Min. (20 22) kv, selectable VT matching AC Current (secondary) : 1 A and 5A Connection : 3 phase, 4 wire Primary Nominal Current : Min. (10 400) A, selectable CT matching Taps Frequency : 50 Hz 5 AC Burden In = 1 A : 0.2 VA In = 5 A : 1.0 VA 6 DC Burden (trip condition) : 30 Watt 7 Digital Input Capasity : 8 Rated voltage range : 24 to 220 VDC 22

41 8 9 Minimum voltage threshold : - 20% Maximum permitted voltage : + 20% Power consumpsion : < 0,2 Watt/input Digital Output Live Contact : Normally Open Capasity : 4 Binary input / output Rated voltage : min 48 V DC Contacts : min 5 A continuous : min 30 A make and carry : min 0.2 A, 48 VDC break Analog Input (AC) Capasity : 4 (3 arus, 1 tegangan) Rated current : 1 and 5A Rated voltage : 57 V Power consumption : at 1A < 0.1 VA at 5A < 0.5 VA Measurement range current : ± 20% Accuracy : ± 0.5% Sampling periode : 100 ms 10 ComunicationPort : Serial Communication : RS232 / RS485 data rate (bps) : port : 1 port Ethernet : 100 Base data rate : 100 Mbps port : 1 port type port : ST / SC / MTRJ / LC / RJ45 11 Local Configuration Terminal Interface : RJ45 / RS485 / RS232 Database configuration : Upload and download 12 Protocol : IEC61850, IEC (optional), IEC (optional), DNP3.0 (optional) IED I/O untuk GH dan GD. IED I/O yang terpasang di setiap kubikel mempunyai fungsi : a. Remote kontrol dan telesinyal. b. Dapat terhubung dengan gateway. NO Description Requirement 1 Name :... 2 Manufacture/Type :../.. 3 Auxiliary supply Voltage : 48 VDC (-15% s.d +10%) 4 DC Burden (trip condition) : 30 Watt 5 Digital Input Capasity : Sesuai kebutuhan SPLN terbaru Rated voltage range : 24 to 220 VDC Minimum voltage threshold : - 20% Maximum permitted voltage : + 20% Power consumpsion : < 0,2 Watt/input 23

42 6 Digital Output Live Contact : Normally Open Capasity : Sesuai kebutuhan SPLN terbaru Binary input / output Rated voltage : min 48 V DC Contacts : min 5 A continuous : min 30 A make and carry : min 0.2 A, 48 VDC break 7 ComunicationPort : Serial Communication : RS232 / RS485 data rate (bps) : port : 1 port Ethernet : 100 Base data rate : 100 Mbps port : 1 port type port : ST / SC / MTRJ / LC / RJ45 8 Local Configuration Terminal Interface : RJ45 / RS485 / RS232 Database configuration : Upload and download 9 Protocol : IEC61850, IEC (optional), IEC (optional), DNP3.0 (optional) 6.7 Serial line adapter RTU harus dilengkapi dengan serial line adapter yang terdiri dari: a. Port RS232C, RS422, atau RS485 dengan baud rate bps. b. Konektor DB9/DB Ethernet adapter RTU harus dilengkapi dengan ethernet adapter yang terdiri dari: a. Ethernet interface 100 Mbps pada 100 Base. 6.9 Modul power supply Modul power supply pada RTU kapasitasnya 2 (dua) kali beban RTU Modul input output (I/O) RTU harus dilengkapi dengan modul I/O yaitu sebagai berikut: a. Digital input - Dry contact - Wet contact - Tegangan input yang digunakan adalah : Tegangan 48 VDC antara VDC Tegangan 24 VDC antara VDC b. Digital output - Dry contact c. Analog input Analog input memiliki resolusi sebesar 15 bit + 1 bit sign. Akurasi analog input adalah berupa kelas 0,25. d. Analog output Analog output memiliki resolusi sebesar 11 bit + sign. Akurasi analog output adalah berupa kelas 0,25. 24

43 6.11 Telesignaling Telesignaling terbagi menjadi dua, telesignal single (TSS) dan telesignal double (TSD). Berikut adalah ilustrasi pembagian kedua jenis telesignal tersebut Telemetering Gambar 4. Telesignaling Analog value dikonversi oleh analog digital converter (ADC) menjadi nilai integer. Berikut adalah ilustrasi konversi nilai input 0 100% dengan menggunakan 15 bit plus 1 bit sign Sinkronisasi waktu Gambar 5. Telemetering RTU dapat melakukan sinkronisasi waktu dengan cara sebagai berikut: a. Sinkronisasi waktu melalui protokol komunikasi, dengan menggunakan waktu pada Control Center. b. Sinkronisasi waktu melalui GPS yang terpasang pada remote station (optional). 25

44 6.14 Perintah remote control Jenis perintah remote control sebagai berikut: a. Single command output b. Double command output Perintah acknowledge dari RTU ke control center dapat dilakukan dalam waktu maksimal1,5 detik. Jika dideteksi terdapat error, maka perintah remote control akan dibatalkan Informasi status dan diagnostik RTU harus dapat melaporkan status dan kondisi error yang terjadi kepada control center melalui system event. Informasi ini dapat melalui system message pada RTU dan secara fisik ditampilkan secara visual Konfigurator RTU Aplikasi konfigurator yang diperlukan adalah sebagai berikut: a. User interface; b. Konfigurasi dan verifikasi database; c. Download dan upload; d. Diagnostik Perangkat lunak Fungsi aplikasi Fungsi aplikasi yang tersedia di RTU adalah : a. Fungsi remote kontrol; b. Fungsi telesinyal; c. Fungsi telemetering; d. Fungsi analag output; e. Fungsi tap changer; f. Process archive; g. Load archive; h. Diagnostik secara real time; i. Monitoring data real time. 26

45 7 Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI) 7.1 Implementasi SOGI Gardu Induk Baru Implementasi SOGI pada GI baru adalah full otomasi, batasan pekerjaannya yaitu dari marshalling kios sampai dengan panel MDF telekomunikasi Penambahan Bay Baru dan migrasi RTU Implementasi SOGI pada Bay baru melalui tahapan sebagai berikut : a. Membongkar RTU eksisting yang terdiri dari panel RTU, panel relay auxiliary, panel transduser, panel interface kabel dibongkar. b. Memasang baru panel terminal interface kabel dan IED I/O. c. Bay baru full otomasi, batasan pekerjaannya yaitu dari marshalling kios sampai dengan MDF telekomunikasi. Master Station IEC RTU Panel MDF, Panel Auxilliary Relay, Panel Transducer Gateway IEC Server IEC IED I/O Local HMI Panel kontrol dan proteksi konvensional 7.2 Protokol Komunikasi Gateway ke Control Center a. IEC (Redundant) b. IEC (optional) c. DNP3 (optional) Gateway ke IED a. IEC IED BCU IED MPU 1 IED MPU 2 BPU IED I/O IED AVR b. DNP3 (optional) 27

46 c. IEC (optional) d. IEC (optional) e. IEC (optional) f. Modbus (optional untuk peralatan pendukung) 7.3 Standar Sistem Otomasi Gardu Induk a. IEC b. IEC Perbandingan Mapping Data RTU dengan SOGI Gambar 6 Perbandingan Mapping Data RTU dan SOGI 28

47 7.5 Arsitektur SOGI Arsitektur Hardware Berikut adalah konfigurasi umum dari Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI). Fungsi gateway dan fungsi server bisa digabung ke dalam satu perangkat keras server dan bisa juga terpisah ke dalam dua perangkat keras yang berbeda (ada server dan ada gateway). Gambar 7. Konfigurasi SOGI 29

48 7.5.2 Station Level Opsi 1 Bay level terhubung ke switch dengan konfigurasi single ring. Gateway terintegrasi di server atau terhubung langsung ke server. Gateway Server 1 Server 2 Switch Switch LAN IEC Ethernet 100 Mbps Fiber Optic Single Ring Switch Gambar 6. Arsitektur Station Level Opsi 1 30

49 7.5.3 Station Level Opsi 2 Bay level terhubung ke gateway melalui switch dengan konfigurasi single ring. Gateway terhubung langsung ke switch. Gateway Server 1 Server 2 Switch Switch LAN IEC Ethernet 100 Mbps Fiber Optic Single Ring Switch Gambar 7. Arsitektur Station Level Opsi Bay Level Bay Level untuk 150 kv double busbar Jumlah IED berdasarkan tipikal bay lengkap yang ada pada Gardu Induk : a. Per tipikal bay line : 3 IED ( BCU, MPU, BPU) b. Per tipikal bay trafo: 5 IED ( BCU, MPU, BPU-1,BPU-2 termasuk fungsi proteksi dan kontrol sisi Incoming 20kV, AVR) c. Per tipikal bay capacitor: 3 IED ( BCU, BPU-1, BPU-2) d. Per tipikal bay generator: 1 IED ( IED I/O), RTU LFC/AGC e. Per tipikal bay bus coupler: 2 IED ( BCU, BPU) f. Per tipikal busbar: 1 set IED (IED Buspro) g. Common System : 1 IED I/O. 31

50 Contoh kebutuhan jumlah IED dengan konfigurasi single line diagram terdiri dari bay line, trafo dan bus coupler bisa dilihat pada gambar 8. Apabila konfigurasi single line diagram terdapat bay kapasitor atau bay generator bisa melihat jumlah IED yang telah dijelaskan di atas. Gambar 8. Contoh Arsitektur Bay Level untuk 150 KV double busbar Bay Level untuk 150 kv one-half breaker Jumlah IED berdasarkan tipikal bay lengkap yang ada pada Gardu Induk : a. 1 CB = 1 IED BCU b. Per tipikal Bay Line : 2 IED (MPU, BPU) termasuk AR untuk 2 CB c. Per tipikal Bay Trafo: 3 IED (MPU, BPU-1,BPU-2 termasuk fungsi proteksi dan kontrol sisi Incoming 20kV) dan 1 IED AVR d. Per tipikal Bay Capacitor: 2 IED (BPU-1, BPU-2) e. Per tipikal Generator: 1 IED I/O, RTU LFC/AGC f. Per tipikal busbar: 2 set IED (IED Buspro Bus A dan IED Buspro Bus B) g. Per tipikal diameter : 1 CB menggunakan 1 IED (IED CBF/SZP) h. Common System : 1 IED I/O. 32

51 Contoh kebutuhan jumlah IED dengan konfigurasi single line diagram terdiri dari bay line, diameter, trafo dan bus bar bisa dilihat pada gambar 9. Apabila konfigurasi single line diagram terdapat bay kapasitor atau bay generator bisa melihat jumlah IED yang telah dijelaskan di atas. Gambar 9. Arsitektur Bay Level untuk 150 KV one-half breaker 33

52 7.6.3 Bay level untuk 500 kv dan 275 kv one-half breaker Jumlah IED berdasarkan tipikal bay lengkap yang ada pada Gardu Induk :: a. 1 CB = 1 IED BCU b. Per tipikal Bay Line : 2 IED ( MPU-1, MPU-2) termasuk AR untuk 2 CB c. Per tipikal Bay Trafo: 5 IED ( MPU-1, MPU-2, BPU-1, BPU-2, BPU-3), 1 IED BCU sisi 150 kv dan 1 IED AVR (untuk 3 bank) d. Per tipikal Bay Reactor: 2 IED ( MPU-1, BPU-1), 1 IED BCU e. Per tipikal Generator: 1 IED I/O, RTU LFC/AGC f. Per tipikal Busbar: 4 set IED (IED Buspro Bus A Main 1, IED Buspro Bus A Main 2, IED Buspro Bus B Main 1, IED Buspro Bus B Main 2 ) g. Per tipikal Diameter : 1 T-Zone menggunakan 2 IED (IED CCP-1 dan IED CCP-2) dan 1 CB menggunakan 1 IED (IED CBF/SZP) h. Common System : 1 IED I/O. Contoh kebutuhan jumlah IED dengan konfigurasi single line diagram terdiri dari bay line, diameter, trafo dan bus bar bisa dilihat pada gambar 10. Apabila konfigurasi single line diagram terdapat bay kapasitor atau bay generator bisa melihat jumlah IED yang telah dijelaskan di atas. 34

53 Gambar 10. Arsitektur Bay Level untuk 500 KV atau 275 one-half breaker 35

54 7.6.4 Bay Transformer Setiap CB pada bay trafo mempunyai 1 IED BCU. Gambar 11. Arsitektur Bay Transformer 36

55 7.6.5 Bay level untuk 20 kv Jumlah IED berdasarkan tipikal bay lengkap yang ada pada Gardu Induk : a. Per tipikal bay Incoming : sudah termasuk dalam IED BPU-2 Trafo 150/20 b. Per tipikal bay Outgoing: 1 IED untuk fungsi proteksi dan kontrol c. Per tipikal bay Bus Coupler: 1 IED untuk fungsi proteksi dan kontrol d. Per tipikal bay Bus Section: 1 IED untuk fungsi proteksi dan kontrol e. Per tipikal bay bus Trafo PS: 1 IED I/O f. Common System : 1 IED I/O. Contoh kebutuhan jumlah IED dengan konfigurasi single line diagram terdiri dari feeder incoming, feeder outgoing bisa dilihat pada gambar 12. Apabila konfigurasi single line diagram terdapat bus section, bus coupler, atau trafo PS bisa melihat jumlah IED yang telah dijelaskan di atas. 37

56 Control Center Substation Level IEC Printer laser Lokal HMI & Workstation Gateway Lokal HMI & Workstation Server 1 Server 2 Switch Switch LAN IEC Ethernet 100 Mbps Fiber Optic Single Ring Switch In Coming IED Kontrol & Proteksi Out Going IED Kontrol & Proteksi Out Going IED Kontrol & Proteksi RINGKASAN SISTEM No PERALATAN JUMLAH KETERANGAN 1 Server 2 Main & Backup 2 Local HMI 2 Enjiner & Operator 3 Monitor Display 2 4 Colour Laser Printer 1 5 Active Speaker 2 Alarm 6 Gateway 1 7 Master Clock 8 Modem 2 9 Ethernet Switch 1 10 IED 11 Local Area Network 1 set 12 Koneksi Ethernet Switch dengan IED 1 set Single ring FO multi mode 13 Koneksi Ethernet Switch dengan switch 1 set FO Gambar 12. Arsitektur bay level untuk 20 kv 38

57 7.7 Migrasi RTU Bay trafo baru dan mengganti RTU eksisting Gateway Server 1 Server 2 Switch Switch Switch Switch Switch IED I/O Bay Trafo MPU BPU-1 BPU-2 Bay Trafo BCU AVR Bay Trafo Baru Gambar 13. Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting 39