STANDAR PT PLN (PERSERO) SPLN S3.001-3: 2012 Lampiran Keputusan Direksi PT PLN (PERSERO) No. 518.K/DIR/2012 SPESIFIKASI REMOTE STATION PT PLN (Persero) Jl. Trunojoyo Blok M-1/135 Kebayoran Baru Jakarta Selatan 12160 i
STANDAR PT PLN (PERSERO) SPLN S3.001-3: 2012 Lampiran Keputusan Direksi PT PLN (PERSERO) No. 518.K/DIR/2012 SPESIFIKASI REMOTE STATION PT PLN (Persero) Jl. Trunojoyo Blok M-1/135 Kebayoran Baru Jakarta Selatan 12160
SPESIFIKASI REMOTE STATION Disusun oleh : Kelompok Bidang SCADA Standardisasi dengan Keputusan Direksi PT PLN (Persero) No. 277.K/DIR/2012 Kelompok Kerja Standardisasi Spesifikasi Remote Station dengan 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
Susunan Kelompok Bidang SCADA Standardisasi Keputusan Direksi PT PLN (Persero): No. 277.K/DIR/2012 1. Ir. Putu Riasa : Sebagai Ketua merangkap Anggota 2. Tri Hardimasyar, ST, Msc : Sebagai Sekretaris merangkap Anggota 3. Ir. Solida : 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. Bob Saril, MEng, Sc : 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 Keputusan Direksi PT PLN (Persero): No. 1010.K/DIR/2011 1. 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
Daftar Isi Daftar Isi..i Daftar Gambar...ii Daftar Tabel..iii Prakata...v 1 Ruang Lingkup... 1 2 Tujuan... 1 3 Acuan Normatif... 1 4 Istilah dan Definisi... 1 4.1 Daftar Istilah... 1 4.2 Definisi... 3 5 Syarat-Syarat... 5 5.1 Syarat Teknis RTU... 5 5.2 Syarat Non Teknis RTU... 6 5.3 Syarat Teknis SOGI... 7 5.4 Syarat Non Teknis SOGI... 9 5.5 Lingkup Pekerjaan... 10 5.6 Standar lingkungan... 12 5.7 Catu Daya... 13 6 Remote Terminal Unit (RTU)... 13 6.1 Konfigurasi RTU... 13 6.2 Protokol Komunikasi... 15 6.3 Persyaratan Umum RTU/Gateway untuk 20KV... 15 6.4 Spesifikasi Umum untuk IED 20kV... 16 6.5 Spesifikasi RTU untuk Pole Mounted... 16 6.6 Spesifikasi untuk Gateway dan IED di GD dan GH... 19 6.7 Serial Line Adapter... 24 6.8 Ethernet Adapter... 24 6.9 Modul Catu daya... 24 6.10 Modul Input Output (I/O)... 24 6.11 Telesignaling... 25 6.12 Telemetering... 25 6.13 Sinkronisasi Waktu... 26 6.14 Perintah Remote Control... 26 6.15 Informasi Status Dan Diagnostik... 26 6.16 Konfigurator RTU... 26 6.17 Perangkat Lunak... 27 7 Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI)... 27 7.1 Implementasi SOGI... 27 7.2 Protokol Komunikasi... 28 7.3 Standar Sistem Otomasi Gardu Induk... 28 7.4 Perbandingan Mapping Data RTU dengan SOGI... 29 7.5 Arsitektur SOGI... 29 7.6 Bay Level... 31 7.7 Migrasi RTU... 39 7.8 Arsitektur Software Sistem Otomasi Gardu Induk... 41 7.9 Penempatan peralatan... 45 7.10 Level Otomasi GI... 45 7.11 Identifikasi dan Tools... 48 7.12 Fungsi Aplikasi... 49 7.13 Hierarki kontrol... 50 7.14 Dependability... 51 i
7.15 Kinerja... 51 7.16 Interface... 51 7.17 Fungsi SCADA... 52 7.18 Fungsi Komunikasi... 55 7.19 Fungsi Human Machine Interface... 55 7.20 Otomasi... 59 7.21 Spesifikasi Station Level... 61 7.22 Spesifikasi IED Control dan Meter... 63 7.23 IED Proteksi 500 kv dan 275 kv... 67 7.24 IED Proteksi 150 kv... 69 7.25 Spesifikasi relay 500 KV... 71 7.26 Spesifikasi relay 150 kv... 83 7.27 Spesifikasi relay 20 kv... 98 8 Penunjang Umum... 100 8.1 Overvoltage Arrester... 100 8.2 Blok terminal... 100 8.3 Kabel Low Voltage... 100 8.4 Panel... 101 8.5 Bay Kiosk... 103 8.6 Inverter 110 VDC ke 220 VAC... 104 8.7 KWh Meter Transaksi... 105 8.8 IED Meter... 107 8.9 Media Telekomunikasi... 108 8.10 Layout... 108 9 Suku Cadang... 112 10 Garansi... 112 Daftar Gambar Gambar 1. Batasan Tanggung Jawab Pembangunan SOGI Untuk GI Baru... 10 Gambar 2. Batasan Tanggung Jawab Pembangunan SOGI Migrasi... 11 Gambar 3. Konfigurasi Umum RTU... 13 Gambar 4. Konfigurasi RTU Untuk LBS Pole Mounted dan Recloser Pole Mounted... 14 Gambar 5. Konfigurasi Remote Station Menggunakan Komunikasi Serial... 14 Gambar 6. Konfigurasi Remote Station Menggunakan Komunikasi Ethernet... 14 Gambar 7. Telesignaling... 25 Gambar 8. Telemetering... 26 Gambar 9. Migrasi RTU ke SOGI... 28 Gambar 10. Perbandingan Mapping Data RTU dan SOGI... 29 Gambar 11. Konfigurasi SOGI... 30 Gambar 12. Arsitektur Station Level Opsi 1... 30 Gambar 13. Arsitektur Station Level Opsi 2... 31 Gambar 14. Contoh Arsitektur Bay Level Untuk 150 KV Double Busbar... 32 Gambar 15. Arsitektur Bay Level Untuk 150 KV One-Half Breaker... 33 Gambar 16. Arsitektur Bay Level Untuk 500 KV atau 275 One-Half Breaker... 35 Gambar 17. Arsitektur Bay Trafo... 36 Gambar 18. Arsitektur Bay Level Untuk 20 kv... 38 Gambar 19. Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting... 39 Gambar 20. Diameter Baru, Pembangkit Baru dan Mengganti RTU Eksisting... 40 Gambar 21. Contoh Penempatan BCM Pada Panel.... 47 Gambar 22. Hierarki Kontrol... 50 Gambar 23. Hierarki Interlocking Full SOGI... 59 ii
Gambar 24. Hirarki Interlocking Migrasi RTU Ke IED I/O... 60 Gambar 25. Panel Indoor... 101 Gambar 26. Inverter 110 VDC ke 220 VAC... 105 Gambar 27. Konfigurasi Pasokan Listrik ke Panel SOGI... 108 Gambar 28. Layout Panel Kontrol dan Proteksi 150kV Double Breaker... 109 Gambar 29. Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk One-Half Breaker... 110 Gambar 30. Layout Panel Proteksi Line & IBT 500 kv One-Half Breaker... 111 Gambar 31. Layout Panel Kontrol dan Proteksi Busbar 500 kv One-Half Breaker... 111 Gambar 32. Lay Out HMI Lokal... 112 Daftar Tabel Tabel 1. Pilihan Penerapan Bay Level... 9 Tabel 2. Daftar Jenis Pengujian Remote Station... 12 Tabel 3. Tabel Catu Daya Untuk Remote Station... 13 Tabel 4. Persyaratan uji RTU/Gateway... 15 Tabel 5. Spesifikasi IED 20 kv... 16 Tabel 6. Spesifikasi RTU Untuk LBS Pole Mounted... 16 Tabel 7. Spesifikasi IED Recloser Pole Mounted... 17 Tabel 8. Spesifikasi Gateway Untuk GH dan GD... 19 Tabel 9. Spesifikasi Switch Untuk GD dan GH... 20 Tabel 10. Spesifikasi IED Kontrol dan Proteksi untuk GH dan GD... 20 Tabel 11. Spesifikasi IED Kontrol Untuk GH dan GD... 22 Tabel 12. Spesifikasi IED I/O untuk GH dan GD... 23 Tabel 13. Spesifikasi Umum Untuk IED (BCU, Proteksi, I/O, Meter)... 47 Tabel 14. Gateway... 61 Tabel 15. Server... 61 Tabel 16. Workstation... 62 Tabel 17. Switch... 63 Tabel 18. IED Bay Control Unit (BCU)... 63 Tabel 19. IED I/O... 65 Tabel 20. Remote Terminal Unit Untuk LFC... 65 Tabel 21. Automatic Voltage Regulator (AVR)... 66 Tabel 22. Distance Relay 500 kv... 71 Tabel 23. Line Current Differential 500 kv... 73 Tabel 24. Trafo Differential Relay & Restricted Fault 500 kv... 75 Tabel 25. Over Current Relay, Ground Fault, Thermal Relay 500 kv... 77 Tabel 26. Circulating Current Protection 500 kv... 78 Tabel 27. Busbar Protection Relay 500 kv... 79 Tabel 28. Circuit Breaker Failure/Short Zone 500 kv (CB AB)... 81 Tabel 29. Three Phase Under / Over Voltage Relay 500 kv... 82 Tabel 30. Distance Relay 150 kv... 83 Tabel 31. Line Current Differential 150 kv... 85 Tabel 32. Trafo Differential Relay & REF 150 kv... 87 Tabel 33. Over Current, Ground Fault, Negative Phase Sequence/Unbalance Relay dan Thermal relay 150 kv dan 70 kv... 88 Tabel 34. Frequency Relay 150 kv... 90 Tabel 35. Circulating Current Protection 150 kv... 91 Tabel 36. Busbar Protection Relay 150 kv... 92 Tabel 37. Circuit Breaker Failure/Short Zone 150 kv... 94 Tabel 38. Auto Reclose External 2 CB Single or Three Phase... 95 Tabel 39. Unbalance Relay 150 kv... 95 iii
Tabel 40. Three Phase Under/Over Voltage Relay 150 kv... 97 Tabel 41. Over Current, Ground Fault, Stand By Earth Fault, Thermal Overload... 98 Tabel 42. Spesifikasi Blok Terminal... 100 Tabel 43. Spesifikasi Panel Indoor... 102 Tabel 44. Spesifikasi Teknis Panel Outdoor... 103 Tabel 45. Spesifikasi Inverter 110 VDC ke 220 VAC... 105 Tabel 46. Spesifikasi kwh Meter Transaksi Dalam SOGI... 105 Tabel 47. Spesifikasi IED Meter... 107 Tabel 48. Spesifikasi Media Telekomunikasi... 108 iv
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. v
Spesifikasi Remote Station 1 Ruang Lingkup Standar ini dimaksudkan untuk menetapkan standar spesifikasi remote station di setiap unit PLN, yang terdiri dari spesifikasi RTU dan SOGI. Standar ini berlaku untuk sistem SCADA sesuai dengan yang tertuang pada SPLN S3.001: 2008. 2 Tujuan Standar ini ditujukan untuk memberikan pedoman yang terarah dan seragam dalam penerapan standar spesifikasi remote station yang mengutamakan mutu, keandalan dan ekonomis. Standar ini merupakan acuan dalam perencanaan remote station, pembangunan remote station yang baru, pengembangan remote station yang 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 60529 (2001-02) Degrees of Protection Provided by Enclosures (IP Code); c. SPLN T5.002-1: 2010 Pola Proteksi Saluran Transmisi. Bagian 1: Tegangan Tinggi 66 kv dan 150 kv; d. SPLN T5.002-2: 2010 Pola Proteksi Saluran Transmisi. Bagian 2: Tegangan Ekstra Tinggi 275 kv dan 500 kv; e. SPLN D3.006-1: 2010 Meter statik energi Listrik Fase Tiga; f. IEC 60870-5Telecontrol Equipment and Systems; g. IEC 61850 Communication networks systems in substations; h. IEC 61131 Fast Logic Programming; i. IEC 61346-2 Voltage Related Object Classes. 4 Istilah dan Definisi 4.1 Daftar Istilah AMR AVR BCU BDC BPU CB CBF CBM Automatic Meter Reader Automatic Voltage Regulator Bay Control Unit Binary Decoding Code Back Up Protection Unit Circuit Breaker Circuit Breaker Failure Condition Based Maintenance 1
CCP DEF DFR DS DTT FAT GFR GIS GITO GOOSE GPS HMI IBT IDDC IED IRCC KVM LASO LCD LFC MCD MPU NCC OEM OCR OFR OLS OLTC OVR PQM PU RCC REF RTDS RTN RTU SCADA SAS SBEF SCD SDH SFTP SOE SOGI SOP SWC SZP TCS UFR UVR VDU VT-failure XML Circulating Current Protection Directional Earth Fault Digital Fault Recorder 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 Trafo Inter Distribution Control Unit Intelligent Electronic Device Inter Regional Control center Keyboard Video Mouse Less Attended Substation Operation Liquid Crystal Display Load Frequency Control Momentary Change Detection Main Protection Unit National Control Center Orginal Equipment Manufacturer Over Current Relay Over Frequency Relay Over Load Shedding On Load Tap Changer Over Voltage Relay Power Quality Meter Protection Unit Regional Control Center Restricted Earth Fault Real Time Digital Simulator Relay Tegangan Nol Remote Terminal Unit Supervisory Control and Data Acquistion 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 Trafo failure Extra Markup Language 2
4.2 Definisi 4.2.1 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. 4.2.2 Aplikasi Fungsi-fungsi yang mencakup kebutuhan khusus dari proses dimana sistem telekontrol atau SCADA diterapkan. 4.2.3 Pemutus Tenaga (Circuit Breaker) Sakelar yang menghubungkan dan memutuskan sirkit tenaga listrik yang bertegangan dalam kondisi operasi normal dan mampu memutuskan arus beban dan arus hubung singkat. 4.2.4 Pusat Kendali (Control Center) Pusat kendali pengoperasian sistem tenaga listrik dimana master station ditempatkan. 4.2.5 Dispatcher Petugas yang melakukan supervisi dari control center. 4.2.6 Distribution Control Center (DCC) Pusat kendali jaringan distribusi. 4.2.7 Gateway Simpul relai (relay node) jaringan data dimana jalur transmisi dengan definisi protokol yang berbeda dari semua tujuh layer protokol terinterkoneksi oleh konversi protokol. 4.2.8 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. 4.2.9 Inter Distribution Control Center (IDCC) Pusat kendali yang terhubung dengan beberapa distribution control center. 3
4.2.10 Inter Regional Control Center (IRCC) Pusat kendali yang terhubung dengan beberapa regional control center. 4.2.11 Interface Batasan atau titik umum untuk dua atau lebih sistem atau entitas berseberangan dalam informasi atau tempat dimana energi mengalir. 4.2.12 Master Station Stasiun yang melaksanakan telekontrol (telemetering, telesignal, dan remote control) terhadap remote station. 4.2.13 Media Telekomunikasi Media yang menghubungkan antar peralatan untuk melakukan pertukaran informasi. 4.2.14 National Control Center (NCC) Pusat kendali yang terhubung dengan beberapa Inter Regional Control Center. 4.2.15 Protokol Sekumpulan semantik dan aturan cara penulisan (sintaksis) yang menentukan cara unit fungsional dalam berkomunikasi. [ISO/IEC 2382-9] 4.2.16 Real Time Waktu aktual selama proses berlangsung. 4.2.17 Regional Control Center (RCC) Pusat kendali jaringan transmisi tegangan tinggi. 4.2.18 Remote Control Penggunaan teknik telekomunikasi untuk mengubah status peralatan operasional. [IEV 371-01-06] 4.2.19 Remote Station Stasiun yang dipantau, atau diperintah dan dipantau oleh master station, yang terdiri dari gateway, IED, HMI lokal, RTU, dan meter energi. 4
4.2.20 Server Komputer yang berfungsi menyediakan layanan khusus kepada komputer lainnya. 4.2.21 Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI) Sistem untuk mengelola, mengendalikan, dan proteksi 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. 4.2.22 Supervisory Control And Data Acquisition (SCADA) Sistem yang mengawasi dan mengendalikan peralatan proses yang tersebar secara geografis. [ IEC 870-1-3 ] 4.2.23 Switch Terminal yang berfungsi untuk menghubungkan antar komputer dan komputer ke peripheral dalam satu LAN. 4.2.24 Telesignal Pengawasan status dari peralatan operasional dalam jarak tertentu dengan menggunakan teknik telekomunikasi seperti kondisi alarm, posisi switch atau posisi katup. [IEV 371-01- 04] 4.2.25 Telemetering Transmisi nilai variabel yang diukur dengan menggunakan teknik telekomunikasi. [IEV 371-01-03] 4.2.26 Verifikasi Database Pemeriksaan database yang telah selesai dibuat terhadap duplikasi nama dan duplikasi point Address. 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 60870-5-101. 5
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 dipasok harus dijamin kualitasnya mulai dari material, desain teknik dan prosedur fabrikasi, pengujian dan pengepakan, dan harus ditunjukkan dengan sertifikat Quality Control/Assurance system pabrik. f. Penerapan standar 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 (tiga) Gardu Induk atau 1 (satu) Unit Pembangkit, harus melampirkan surat keterangan kepuasan pengguna RTU 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, telesignal, remote control dan telemetering. Contoh kasus untuk T-4 yaitu apabila ada kontraktor/vendor akan mengikuti tender di tahun 2012, proyek yang dikerjakan di tahun 2012-4=2008 harus sudah berfungsi 100%. b. Kalau terjadi perbedaan antara spesifikasi teknik, BOQ dan TPG maka PLN akan memutuskan yang terbaik. 6
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, pelatihan, 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 original 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 60870-5-101. c. Melampirkan surat keterangan bahwa BCU, IED Proteksi, AVR dan kwh meter yang akan dipasok telah lulus uji fungsi protokol IEC 61850 dari PT PLN (Persero) PUSLITBANG. d. Melampirkan surat keterangan bahwa BCU, IED Proteksi, AVR dan kwh meter lulus uji conformance test IEC 61850 dari lembaga independen setara KEMA. e. Melampirkan surat keterangan bahwa IED Main Proteksi (Distance, Line Current Differential, Trafo 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 merek IED (satu merek dari produk aplikasi SOGI dan dua merek dari produk aplikasi SOGI yang lain) dengan protokol IEC 61850, g. Untuk fungsi trip dari electro mechanical protection (trafo, shunt reactor, power generator) ditarik langsung ke tripping coil Circuit Breaker melalui Lock Out Relay. h. Fungsi AR (auto reclose) dan synchronizing check menjadi bagian dari IED MPU, tetapi untuk manual closing check sync dilakukan di IED BCU. 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 tiga Control Center (IRCC, RCC dan DCC). 7
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) kubikel dilengkapi dengan 1 (satu) ethernet switch dan diletakkan dalam salah satu MV panel pada kubikel 20kV. q. Mapping data informasi dilakukan di Control Center untuk kebutuhan operasi dan pemeliharaan. r. Power supply IED menggunakan tegangan 110 VDC, sedangkan Server, HMI lokal, gateway menggunakan tegangan 220 VAC yang dipasok 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 pabrikan yang berbeda (sesuai dengan SPLN T5.002-2: 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, suhu, tap changer, dll), fire detector, rectifier, kelembaban dan suhu ruang 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 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 dipasok harus dijamin kualitasnya mulai dari material, desain teknik dan prosedur fabrikasi, testing dan packingnya, dan harus ditunjukkan dengan sertifikat Quality Control/Assurance system pabrik. 8
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 SPLN teleinformasi data terbaru untuk fungsi pemeliharaan), penambahan bay baru & rehabilitasi GI. Penerapan bay level untuk penambahan bay baru atau migrasi RTU dapat menggunakan pilihan sebagai berikut : Tabel 1. Pilihan Penerapan Bay Level 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 layak 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 trafo, double busbar, 1 (satu) tipikal couple dengan 3 (tiga) merek relay proteksi dan 3 (tiga) merek BCU yang menggunakan protokol IEC 61850, 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 (tiga) 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. Yang dimaksud SOGI berfungsi baik adalah tidak ada permasalahan yang sifatnya major seperti protokol komunikasi, time tag di HMI lokal, telesignal, remote control, telemetering dan relay proteksi. b. Kalau terjadi perbedaan antara spesifikasi teknik, BOQ dan TPG maka PLN akan memutuskan yang terbaik. 9
c. Melampirkan surat keterangan kepuasan pengguna bahwa SOGI yang menggunakan protokol IEC 61850 telah diimplementasikan minimal 2 (dua) perusahaan listrik di luar negara pembuat 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 diserahterimakan 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 kiosk (aset PLN) sampai dengan MDF telekomunikasi (aset PLN). Control Center MDF Telekomunikasi Di Gardu Induk S O G I Marshalling Kiosk *) Sesuai konfigurasi SOGI Batasan tanggung jawab kontraktor Gambar 1. Batasan Tanggung Jawab Pembangunan SOGI Untuk GI Baru 10
d. Batasan tanggung jawab migrasi RTU menjadi fungsi SOGI seperti pada gambar 2. Control Center MDF Telekomunikasi Di Gardu Induk Modem Gateway IED I/O beserta terminal disconnecting dan shorting Panel kontrol dan relay proteksi *) Sesuai konfigurasi SOGI Batasan tanggung jawab kontraktor Gambar 2. Batasan Tanggung Jawab Pembangunan SOGI Migrasi 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 di sisi 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 atau kontainer/gardu tembok. k. HMI lokal (Engineer Configurator dan Operator), Server, Gateway diletakkan di ruang kontrol GI. l. Server dan workstation diletakkan di dalam panel, 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. Catu tegangan AC, DC ke remote station dan koneksi ke komunikasi harus dilengkapi dengan fasilitas/instalasi pembumian 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. 11
q. Pelatihan. 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: Tabel 2. Daftar Jenis Pengujian Remote Station Jenis Pengujian Metode Uji/Acuan/Persyaratan Resistans Insulasi : IEC 60255-5 / IEC 60255-27 / IEC 60870-2-1 Kekuatan Dielektrik : IEC 60255-5 / IEEE C37.90 / IEC 60255-27 Impuls Tegangan Tinggi : IEC 60255-5 / IEC 60255-27 Getar : IEC 60255-21-1 Shock and Bump test : IEC 60255-21-2 Panas Lembab : IEC 60068-2-3 / IEC 60068-2-30 Dingin (Cold Test) : IEC 60068-2-1 / IEC 60255-6 Panas kering (Dry heat) : IEC 60068-2-2 / IEC 60068-2-1 Tingkat Pengaman IP : IEC 60529 / IP 30 Tegangan Puncak (peak withstand) : IEC 60255-6 Supply interruption : IEC 60255-11 / Max. 50 msec Riak (frequency fluctuations) : IEC 60255-11 / Max. 12% Supply variations : IEC 60255-6 / ± 20% High Frequency Disturbance : IEC 60255-22-1 / IEC 61000-4-12 / IEEE C37.90,1 Electrostatic discharge : IEC 60255-22-2 / IEC 61000-4-2 Kekebalan radiasi (Radiated : IEC 60255-22-3 / ANSI C37.90,2 / IEC 61000-4-3 Immunity) Fast Transient Burst : IEC 60255-22-4 / IEC 61000-4-4 / IEEE C37.90,1 /(ANSI C37.90,1) Surge immunity : IEC 61000-4-5 High frequency conducted immunity : IEC 61000-4-6 Harmonics Immunity : IEC 61000-4-7 Power Frequency Magnetic Field : IEC 61000-4-8 Immunity Frekuensi Daya (Power Frequency) : IEC 61000-4-16 Conducted emission : EN 55022 Radiated emission : EN 55022 Radio Interference Withstand : IEC60255-22-3:1992 / ANSI C37.90,2 12
5.7 Catu Daya Catu daya yang dipilih adalah sesuai dengan tabel berikut dengan julat (-15% s.d +10%) Tabel 3. Tabel Catu 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 6 Remote Terminal Unit (RTU) 6.1 Konfigurasi RTU Gambar 3. Konfigurasi Umum RTU 13
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 3. 6.1.1 RTU Untuk LBS Pole Mounted dan Recloser Pole Mounted Konfigurasi RTU Pole Mounted yang digunakan untuk LBS dan recloser adalah sebagai berikut: Media Komunikasi RTU Gambar 4. Konfigurasi RTU Untuk LBS Pole Mounted dan Recloser Pole Mounted 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: RS 485 IEC 870-5-101/103/DNP 3.0 IED IED IED Gateway Gambar 5. Konfigurasi Remote Station Menggunakan Komunikasi Serial Gateway IEC61850/IEC 870-5-104/DNP3 Switch IED IED IED Gambar 6. Konfigurasi Remote Station Menggunakan Komunikasi Ethernet 14
6.2 Protokol Komunikasi 6.2.1 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 60870-5-101 (Redundant); b. IEC 60870-5-104 (opsional); c. DNP 3.0 serial dan/atau DNP 3.0 TCP/IP (opsional). 6.2.2 Gateway ke IED Urutan prioritas protokol yang digunakan antara gateway dengan IED adalah: a. IEC 61850; b. IEC 60870-5-104 (opsional); c. IEC 60870-5-103 (opsional); d. IEC 60870-5-101 (opsional); e. DNP3.0 (opsional); f. Modbus (opsional untuk peralatan pendukung bukan untuk remote control/telesignal). 6.3 Persyaratan Umum RTU/Gateway untuk 20KV Tabel 4. Persyaratan uji RTU/Gateway No Deskripsi Persyaratan 1 Julat suhu operasi : 0 C s.d 70 C (untuk outdoor) 0 C s.d 55 C (untuk indoor) 2 EMC : sesuai standar IEC 60870-2, IEC 60255, IEC 60950, IEC 61000, EN5008222, dan CISPR 3 Kelembaban : 5% s.d 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 8 Catu daya 9 o Gardu Hubung : 48 VDC (-15% s.d +10%) o Gardu Distribusi : 48 VDC (-15% s.d +10%) o LBS Pole Mounted : 24 VDC (-15% s.d +10%) o Recloser Pole Mounted : 24 VDC (-15% s.d +10%) 10 Jumlah I/O per IED : sesuai dengan SPLN Teleinformasi data*) *CATATAN: Persyaratan ini berlaku untuk SPLN yang terbaru 15
6.4 Spesifikasi Umum untuk IED 20kV Tabel 5. Spesifikasi IED 20 kv No Deskripsi Persyaratan 1 Rack Standard : Flash Mount (khusus untuk Proteksi) Wall Mount with Din Rail 2 Tampilan : Embedded LCD / LED 3 Key-Pad : Bisa melakukan perubahan setting melalui Key-Pad 4 Indikasi/Annunciator : LED (kecuali IED I/O) 5 Technology : Numerical IED 6 Catu daya : 48 VDC (-15% s.d +10%) 7 Frekuensi : 50 Hz ± 5% 8 Licensed Software for setting & analysis : Termasuk 9 Connection between relay to computer : Termasuk 10 Default Setting & Programmable Logic : Enable Controller 11 Communication Port to PC : built in 12 Test Plug : Termasuk 13 Test Block : Termasuk 6.5 Spesifikasi RTU untuk Pole Mounted 6.5.1 RTU Untuk LBS Pole Mounted Tabel 6. Spesifikasi RTU Untuk LBS Pole Mounted No Deskripsi Persyaratan 1 Nama :... 2 Manufacture/Type :../.. 3 Auxiliary supply Tegangan : 24 VDC (-15% s.d +10%) 4 DC Burden (trip condition) : 30 VA 5 Digital Input Jumlah port/kapasitas : 8 Julat tegangan pengenal : 24 VDC s.d 220 VDC Minimum voltage threshold : - 20% Maximum permitted voltage : + 20% Power consumpsion : < 0,2 Watt/input 6 Digital Output Live Contact : Normally Open Kapasitas : 4 Binary input / output Tegangan pengenal : min 24 VDC Contacts : min 5 A continuous : min 30 A make and carry : min 0,2 A, 24 VDC break 7 ComunicationPort Serial Communication : RS-232 / RS-485 data rate (bps) : 9600 19200 16
port : 1 port Ethernet : 100 Base data rate : 100 Mbps port : 1 port type port : ST / SC / MTRJ / LC / RJ-45 8 Local Configuration Terminal Interface : RJ-45 / RS-485 / RS-232 Database configuration : Upload and download 9 Protokol : IEC 60870-5-101 (wajib), IEC 60870-5-104 (opsional), DNP3.0 (opsional) 6.5.2 IED Recloser Pole Mounted Tabel 7. Spesifikasi IED Recloser Pole Mounted No Deskripsi Persyaratan 1 Nama : Over Current Relay & Ground Fault Relay 20 KV Pole Mounted 2 Manufacture/Type :./ 3 Auxiliary supply Tegangan : 24 VDC (-15% s.d +10%) 4 Models : Three phase Overcurrent, Single phase Ground Fault 5 Tegangan / Current Tegangan AC (secondary) : Min. (48-60) Vrms. phase-ground Tipe Pengkawatan : 1 Fase, 2 kawat Primary Nominal Voltage : Min (20 22) kv, selectable VT matching Arus AC (Secondary) : 1 A dan 5 A Tipe Pengkawatan : 3 Fase - 4 kawats Primary Nominal Current : Min. (10 400) A, selectable CT matching Taps Frekuensi : 50 Hz 6 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 Tegangan pengenal : 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 9 A make and carry, 1 sec 0,2 A, 24 VDC break Push button : 2 (untuk Close dan Open), programmable 17
9 Analog Input (AC) Kapasitas : 4 (3 arus, 1 tegangan) Arus pengenal : 1 A dan 5 A Tegangan pengenal : 57 V Konsumsi daya : at 1 A < 0,1 VA at 5 A < 0,5 VA Measurement range current : ± 20% Akurasi : ± 0,5% Sampling periode : 100 msec 10 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 60255-24 11 Setting Range Over Curret & Ground Two setting group Fault Low set: Over Current : Min 0,4 2.0 * In (in 0,05 steps) Earth Fault : Min 0,05 1,0 * 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) 12 Characteristic Over Current & Ground Fault : Standard Inverse Very Inverse Extremely Inverse Long Time Inverse Definite Time 13 Time Setting Range Over Curret & Ground Fault Inverse (TMS) : min 0,05 1 with 0,05 steps for IEC standard min 0,5 15 with steps 0,5 for ANSI/IEEE standard Definite Independent Time : min 0,04 30 s in 0,1 steps High set delay : min 0,04 500 msec in 0,01 steps 14 Drop off to pick up ratio Over Curret & : 95% Ground Fault 15 Auto Recloser : three phase Dead time TPAR : min 0,1 30 sec in 0,1 sec steps Reclaim time : min 5 100 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 MMI (Man Machine Interface) : Enable 18
18 Comunication Port Serial Communication : RS-232 / RS-485 data rate (bps) : 300 19200 port : 1 port Ethernet : 100 Base data rate : 100 Mbps port : 1 port type port : ST / SC / MTRJ / LC / RJ-45 19 Local Configuration Terminal Interface : RJ-45 / RS-485 / RS-232 Database configuration : Upload and download 20 Protokol : IEC 60870-5-101 (wajib), IEC 60870-5-104 (opsional), DNP3.0 (opsional) 6.6 Spesifikasi untuk Gateway dan IED di GD dan GH 6.6.1 Gateway untuk GH dan GD Tabel 8. Spesifikasi Gateway Untuk GH dan GD No Deskripsi Persyaratan 1 Nama :... 2 Manufacture/Type :../.. 3 Prosesor : 16bit 4 Event buffer : 256 event records in ring buffer FIFO 5 Communication to SCADA / Control center : Dapat berkomunikasi dengan 1 Control center Serial Communication : RS-232 / RS-485 data rate (bps) : 300 s.d 19200 port : 1 port Ethernet : 100 Base data rate : 100 Mbps port : 1 port type port : ST / SC / MTRJ / LC / RJ-45 Protokol : IEC 60870-5-101 (wajib), IEC 60870-5-104 (opsional), DNP3.0 (opsional) 6 Communication to IED : Serial Communication : RS-485 data rate (bps) : 9600 s.d 19200 port : 2 port Ethernet : 100 Base data rate : 100 Mbps port : 1 port type port : ST / SC / MTRJ / LC / RJ-45 Protokol : IEC 61850, IEC 60870-5-101 (opsional), IEC 60870-5-103 (opsional), IEC 60870-5-104 (opsional), DNP3.0 (opsional) 7 Jumlah IED : Gardu Hubung : 24 IED Gardu Distribusi : 4 IED 19
8 Jumlah I/O per IED : Sesuai dengan SPLN terbaru 9 Power supply : 48 VDC (-15% s.d +10%) 6.6.2 Switch untuk GD dan GH Tabel 9. Spesifikasi Switch Untuk GD dan GH No Deskripsi Persyaratan 1 Nama :... 2 Manufacture/Type :../.. 3 Technology : Fully manageable 4 Approval / Certificate : IEC 61850 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 RJ-45 - Switch Switch ST / SC / MTRJ / LC 8 Power supply : 48 VDC (-15% s.d +10%) 9 Rack mountable : Ya 6.6.3 IED untuk GH dan GD 6.6.3.1 IED Kontrol dan Proteksi untuk GH dan GD IED Kontrol dan Proteksi yang terpasang di setiap panel, mempunyai fungsi : a. Remote control, telesignal dan telemetering. b. Fungsi Proteksi (Over Current, Ground Fault, Thermal Overload) c. Dapat terhubung dengan gateway. Tabel 10. Spesifikasi IED Kontrol dan Proteksi untuk GH dan GD No Deskripsi Persyaratan 1 Nama : Over Current Relay & Ground Fault Relay dan Thermal Relay 20 KV di GH dan GD 2 Manufacture/Type :./ 3 Auxiliary supply Tegangan : 48 VDC (-15% s.d +10%) 4 Models : Three phase Overcurrent, Single phase Ground Fault and Thermal Overload 5 Current Arus AC (Secondary) : 1 A dan 5 A Tipe Pengkawatan : 3 Fase - 4 kawat Primary Nominal Current : Min. (10 400) A, selectable CT matching Taps Frekuensi : 50 Hz 6 AC Burden In = 1 A : 0,2 VA In = 5 A : 1,0 VA 20
7 DC Burden (trip condition) : 30 VA 8 Binary input / output and push button Tegangan pengenal : 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 9 A make and carry, 1 sec 0,2 A, 48 VDC break Binary Input : 8 Binary output Contact Push button : : 4 2 (untuk Close dan Open), programmable 9 Event records : 48 event records in ring buffer FIFO 10 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 60255-24 11 Setting Range Over Curret & Ground Two setting group Fault Low set: Over Current : Min 0,4 2,0 * In (in 0,05 steps) Earth Fault : Min 0,05 1,0 * 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) 12 Characteristic Over Current & Ground Fault : Standard Inverse : Very Inverse : Extremely Inverse : Long Time Inverse : Definite Time 13 Time Setting Range Over Current & Ground Fault Inverse (TMS) : min 0,05 1 with 0,05 steps for IEC standard min 0,5 15 with step 0,5 for ANSI/IEEE standard Definite Independent Time : min 0,04 30 s in 0,1 steps High set delay : min 0,04 500 msec in 0,01 steps 14 Drop off to pick up ratio Over Current & Ground Fault 15 Setting Range Thermal Overload : 95% Full load current trip : Min. 0,3 1,5 In, with step 0,01 Alarm thermal overload : Min. 50 100%, with step 1 Time constant : Min. 1 100 minute, with step 1 16 Measurement : Enable 17 Minimum Feature Watch dog : Enable Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable MMI (Man Machine Interface) : Enable 21
18 Comunication Port Serial Communication : RS-232 / RS-485 data rate (bps) : 9600 19200 port : 1 port Ethernet : 100 Base data rate : 100 Mbps port : 1 port type port : ST / SC / MTRJ / LC / RJ-45 19 Local Configuration Terminal Interface : RJ-45 / RS-485 / RS-232 Database configuration : Upload and download 20 Protokol : IEC 61850, IEC 60870-5-103 (opsional), IEC 60870-5-104 (opsional), DNP3.0 (opsional) 6.6.3.2 IED Kontrol untuk GH dan GD. IED Kontrol yang terpasang di setiap panel, mempunyai fungsi: a. Remote control, telesignal dan telemetering. b. Dapat dihubungkan dengan analog input (input arus, input tegangan dan rasionya dapat diset sesuai kebutuhan). c. Dapat terhubung dengan gateway. Tabel 11. Spesifikasi IED Kontrol Untuk GH dan GD No Deskripsi Persyaratan 1 Nama :... 2 Manufacture/Type :../.. 3 Auxiliary supply Tegangan : 48 VDC (-15% s.d +10%) 4 Current / Tegangan Tegangan AC (secondary) : Min. (48 60) Vrms. phase-ground Tipe Pengkawatan : 1 Fase, 2 kawat Primary Nominal Voltage : Min. (20 22) kv, selectable VT matching Arus AC (secondary) : 1 A dan 5 A Tipe Pengkawatan : 3 Fase - 4 kawat Primary Nominal Current : Min. (10 400) A, selectable CT matching Taps Frekuensi : 50 Hz 5 AC Burden In = 1 A : 0,2 VA In = 5 A : 1,0 VA 6 DC Burden (trip condition) : 30 VA 7 Digital Input Kapasitas : 8 Rentang tegangan pengenal : 24 to 220 VDC 22
Minimum voltage threshold : - 20% Maximum permitted voltage : + 20% Power consumpsion : < 0,2 Watt/input 8 Digital Output Live Contact : Normally Open Kapasitas : 4 Binary input / output Tegangan pengenal : min 48 V DC Contacts : min 5 A continuous : min 30 A make and carry : min 0,2 A, 48 VDC break 9 Analog Input (AC) Kapasitas : 4 (3 arus, 1 tegangan) Arus pengenal : 1 dan 5 A Tegangan pengenal : 57 V Konsumsi daya : at 1 A < 0,1 VA at 5 A < 0,5 VA Measurement range current : ± 20% Akurasi : ± 0,5% Sampling periode : 100 msec 10 ComunicationPort : Serial Communication : RS-232 / RS-485 data rate (bps) : 9600 s.d 19200 port : 1 port Ethernet : 100 Base data rate : 100 Mbps port : 1 port type port : ST / SC / MTRJ / LC / RJ-45 11 Local Configuration Terminal Interface : RJ-45 / RS-485 / RS-232 Database configuration : Upload and download 12 Protokol : IEC 61850, IEC 60870-5-101 (opsional), IEC 60870-5-104 (opsional), DNP3.0 (opsional) 6.6.3.3 IED I/O untuk GH dan GD. IED I/O yang terpasang di setiap panel mempunyai fungsi: a. Remote control dan telesignal. b. Dapat terhubung dengan gateway. Tabel 12. Spesifikasi IED I/O untuk GH dan GD No Deskripsi Persyaratan 1 Nama :... 2 Manufacture/Type :../.. 3 Auxiliary supply Tegangan : 48 VDC (-15% s.d +10%) 4 DC Burden (trip condition) : 30 Watt 5 Digital Input 23
Kapasitas : Sesuai kebutuhan SPLN Teleinformasi data terbaru Julat tegangan pengenal : 24 s.d 220 VDC Minimum voltage threshold : - 20% Maximum permitted voltage : + 20% Power consumpsion : < 0,2 Watt/input 6 Digital Output Live Contact : Normally Open Kapasitas : Sesuai kebutuhan SPLN terbaru Binary input / output Tegangan pengenal : 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 : RS-232 / RS-485 data rate (bps) : 9600 s.d 19200 port : 1 port Ethernet : 100 Base data rate : 100 Mbps port : 1 port type port : ST / SC / MTRJ / LC / RJ-45 8 Local Configuration Terminal Interface : RJ-45 / RS-485 / RS-232 Database configuration : Upload and download 9 Protokol : IEC 61850, IEC 60870-5-101 (opsional), IEC 60870-5-104 (opsional), DNP3.0 (opsional) 6.7 Serial Line Adapter RTU harus dilengkapi dengan serial line adapter yang terdiri dari: a. Port RS232C, RS422, atau RS485 dengan baud rate 300 s.d 19.200 bps. b. Konektor DB9/DB25. 6.8 Ethernet Adapter RTU harus dilengkapi dengan ethernet adapter yang terdiri dari Ethernet interface 100 Mbps pada 100 Base. 6.9 Modul Catu daya Modul catu daya pada RTU kapasitasnya 2 (dua) kali beban RTU. 6.10 Modul Input Output (I/O) RTU harus dilengkapi dengan modul I/O yaitu sebagai berikut: 24
a. Digital input Dry contact Wet contact Tegangan input yang digunakan adalah : Tegangan 48 VDC antara 24 VDC s.d 60 VDC Tegangan 24 VDC antara 12 VDC s.d 30 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. 6.11 Telesignaling Telesignaling terbagi menjadi dua, telesignal single (TSS) dan telesignal double (TSD). Berikut adalah ilustrasi pembagian kedua jenis telesignal tersebut. Signal State Double Point Indication (DPI) Signal State Single Point Indication (SPI) OFF ON 1 0 1 0 10 00 01 11 OFF ON Faulty Position ON OFF 1 0 0 1 0 OFF ON OFF Normal Position Intermediate Position Gambar 7. Telesignaling 6.12 Telemetering Analog value dikonversi oleh analog digital converter (ADC) menjadi nilai integer. Berikut adalah ilustrasi konversi nilai input 0% s.d 100% dengan menggunakan 15 bit plus 1 bit sign. 25
digits +32767 4 +20 ma -20-15 -10-5 5 10 15 20 ma -100 25 50 75 100 % Input Signal -32768 Analog value presentation according to IEC 870-5-101 Gambar 8. Telemetering 6.13 Sinkronisasi Waktu 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 (opsional). 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 maksimal 1,5 detik. Jika dideteksi terdapat error, maka perintah remote control akan dibatalkan. 6.15 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. 6.16 Konfigurator RTU Aplikasi konfigurator yang diperlukan adalah sebagai berikut: a. User interface; b. Konfigurasi dan verifikasi database; c. Download dan upload; 26