spesidikasi remote station

Click here to load reader

  • date post

    16-Apr-2015
  • Category

    Documents

  • view

    496
  • download

    55

Embed Size (px)

description

remote station

Transcript of spesidikasi remote station

STANDARPT PLN (PERSERO)

SPLN S3.001-3: 2012Lampiran Surat Keputusan Direksi PT PLN (PERSERO) No. 000. K/DIR/2012

SPESIFIKASI REMOTE STATION

PT PLN (Persero)Jl. Trunojoyo Blok M-1/135 Kebayoran Baru Jakarta Selatan 12160

i

STANDARPT PLN (PERSERO)

SPLN S3.001-3: 2012Lampiran Surat Keputusan Direksi PT PLN (PERSERO) No. 000. 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 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

Sk pengesahan direksi

Susunan Kelompok Bidang SCADA StandardisasiSurat Keputusan Direksi PT PLN (Persero) : No. 184. K/DIR/2011 1. Ir. Solida 2. Tri Hardimasyar, ST, Msc 3. Ir. Bob Saril, M Eng,Sc 4. Ir. Hernadi Buhron 5. Agus Harya Maulana, ST, MT 6. Ir. Tjatur Endik 7. Novrizal Erdiyansyah, ST, MT 8. Ir. I Putu Riasa 9. Ir. Rully Chaerul 10. Ir. Hesti Sayoga 11. Ir. Ridwan Nainggolan 12. Ir. M. Ikhsan Asaad, MM 13. Ir. Putu Eka Astawa, ST 14. Ir. Anang Imam S 15. Ir. Edwin Nugraha Putra : : : : : : : : : : : : : : : Sebagai Ketua merangkap Anggota Sebagai Sekretaris merangkap Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota

Susunan Kelompok Kerja Standardisasi Spesifikasi Remote StationSurat Keputusan Direksi PT PLN (Persero) : No. 1010. K/DIR/2011

1. Ir. Solida 2. Dimas R Dityagraha, ST 3. Ir. Wahidin 4. Muchsin Akuba Gani, ST. 5. Riko Ramadhano Budiawan, ST 6. Made Yusadana, ST 7. Putu Eka Astawa, ST 8. Sidik Prasetyo, ST 9. Roni Muchamad Ramdani, ST 10. Arief Basuki, ST 11. Agus Harya Maulana, ST, MT 12. Amiruddin, ST 13. Adi Sulistyawan, ST 14. Lugito Nurwahono, ST 15. Nyoman Aryawan, ST

: : : : : : : : : : : : : : :

Sebagai Ketua merangkap Anggota Sebagai Sekretaris merangkap Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota Sebagai Anggota

SPLN S3.001-3: 2012

Daftar Isi

Susunan Kelompok Bidang SCADA Standardisasi ...............................................................i 1 Ruang lingkup ................................................................................................................ 1 2 Tujuan ............................................................................................................................ 1 3 Acuan normatif ............................................................................................................... 1 4 Istilah dan definisi........................................................................................................... 1 4.1 Daftar Istilah .......................................................................................................... 1 4.2 Definisi................................................................................................................... 2

4.2.1 4.2.2 4.2.3 4.2.4 4.2.5 4.2.6 4.2.7 4.2.8 4.2.9 4.2.10 4.2.11 4.2.12 4.2.13 4.2.14 4.2.15 4.2.16 4.2.17 4.2.18 4.2.19 4.2.20 4.2.21 4.2.22 4.2.23 4.2.24 4.2.25 4.2.26

Alarm .................................................................................................... 2 Aplikasi ................................................................................................. 3 Circuit breaker ...................................................................................... 3 Control center ....................................................................................... 3 Dispatcher ............................................................................................ 3 Distribution control center (DCC).......................................................... 3 Gateway ............................................................................................... 3 Human machine interface (HMI)........................................................... 3 Inter distribution control center (IDCC) ................................................. 3 Inter regional control center (IRCC) ...................................................... 3 Interface................................................................................................ 3 Master station ....................................................................................... 3 Media telekomunikasi ........................................................................... 3 National control center (NCC)............................................................... 3 Protokol ................................................................................................ 3 Real time .............................................................................................. 3 Regional control center (RCC).............................................................. 4 Remote control ..................................................................................... 4 Remote station ..................................................................................... 4 Server ................................................................................................... 4 Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI) ................................................... 4 Supervisory control and data acquisition (SCADA) .............................. 4 Switch ................................................................................................... 4 Telesignal ............................................................................................. 4 Telemetering......................................................................................... 4 Verifikasi Database............................................................................... 4

5 Syarat-syarat .................................................................................................................. 5 5.1 Syarat Teknis RTU ................................................................................................ 5 5.2 Syarat Non Teknis RTU ........................................................................................ 5 5.3 Syarat Teknis SOGI .............................................................................................. 6 5.4 Syarat Non Teknis SOGI....................................................................................... 8 5.5 Lingkup Pekerjaan................................................................................................. 9 5.6 Standar lingkungan ............................................................................................. 11 5.7 Supply daya......................................................................................................... 13 6 Remote Terminal Unit (RTU)........................................................................................ 14 6.1 Konfigurasi RTU .................................................................................................. 14

6.1.1 6.1.26.2

RTU untuk LBS pole mounted dan recloser pole mounted................. 14 Konfigurasi Remote Station untuk Gardu Hubung dan Gardu Distribusi15

Protokol Komunikasi............................................................................................ 15i

SPLN S3.001-3: 2012

6.2.1 6.2.26.3 6.4 6.5

Gateway/RTU ke Control Center ........................................................ 15 Gateway ke IED.................................................................................. 15

Persyaratan Umum RTU/Gateway untuk 20KV .................................................. 16 Spesifikasi Umum untuk IED 20kV...................................................................... 16 Spesifikasi RTU untuk Pole Mounted.................................................................. 16

6.5.1 6.5.26.6

RTU untuk LBS pole mounted ............................................................ 16 IED Recloser Pole Mounted ............................................................... 17 Gateway untuk GH dan GD ................................................................ 19 Switch untuk GD dan GH.................................................................... 20 IED untuk GH dan GD ........................................................................ 20

Spesifikasi untuk Gateway dan IED di GD dan GH............................................. 19

6.6.1 6.6.2 6.6.36.7 6.8 6.9 6.10 6.11 6.12 6.13 6.14 6.15 6.16 6.17

Serial line adapter ............................................................................................... 24 Ethernet adapter.................................................................................................. 24 Modul power supply ............................................................................................ 24 Modul input output (I/O)....................................................................................... 24 Telesignaling ....................................................................................................... 25 Telemetering ....................................................................................................... 25 Sinkronisasi waktu............................................................................................... 25 Perintah remote control ....................................................................................... 26 Informasi status dan diagnostik........................................................................... 26 Konfigurator RTU ................................................................................................ 26 Perangkat lunak .................................................................................................. 26

6.17.1 Fungsi aplikasi.................................................................................... 267 Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI)........................................................................... 27 7.1 Implementasi SOGI ............................................................................................. 27

7.1.1 7.1.27.2

Gardu Induk Baru ............................................................................... 27 Penambahan Bay Baru dan migrasi RTU........................................... 27 Gateway ke Control Center ................................................................ 27 Gateway ke IED.................................................................................. 27

Protokol Komunikasi........................................................................................... 27

7.2.1 7.2.27.3 7.4 7.5

Standar Sistem Otomasi Gardu Induk................................................................. 28 Perbandingan Mapping Data RTU dengan SOGI ............................................... 28 Arsitektur SOGI ................................................................................................... 29

7.5.1 7.5.2 7.5.37.6

Arsitektur Hardware ............................................................................ 29 Station Level Opsi 1 ........................................................................... 30 Station Level Opsi 2 ........................................................................... 31 Bay Level untuk 150 kV double busbar .............................................. 31 Bay Level untuk 150 kV one-half breaker ........................................... 32 Bay level untuk 500 kV dan 275 kV one-half breaker ......................... 34 Bay Transformer................................................................................. 36 Bay level untuk 20 kV ......................................................................... 37 Bay trafo baru dan mengganti RTU eksisting ..................................... 39 Diameter Baru, pembangkit baru dan mengganti RTU eksisting ........ 40 Penamaan IED dan substation ........................................................... 40 IP Address .......................................................................................... 43

Bay Level............................................................................................................. 31

7.6.1 7.6.2 7.6.3 7.6.4 7.6.57.7

Migrasi RTU ....................................................................................................... 39

7.7.1 7.7.27.8

Arsitektur Software Sistem Otomasi Gardu Induk............................................... 40

7.8.1 7.8.2

7.9 Penempatan peralatan ........................................................................................ 46 7.10 Level Otomasi GI................................................................................................. 46

7.10.1 Bay Level............................................................................................ 46

ii

SPLN S3.001-3: 2012

7.10.2 Spesifikasi Umum untuk IED (BCU, Proteksi, I/O, Meter)................... 48 7.10.3 Local Area Network ............................................................................ 48 7.10.4 Station Level...................................................................................... 487.11 Identifikasi dan Tools........................................................................................... 49

7.11.1 Identifikasi Assembly dan Komponen ................................................. 49 7.11.2 Enginering Tools................................................................................. 49 7.11.3 Mekanikal ........................................................................................... 497.12 Fungsi Aplikasi .................................................................................................... 49 7.13 Hierarki kontrol .................................................................................................... 50

7.13.1 Penjelasan Sistem Kontrol.................................................................. 507.14 Dependability....................................................................................................... 51 7.15 Kinerja ................................................................................................................. 51 7.16 Interface .............................................................................................................. 51

7.16.1 7.16.2 7.16.3 7.16.4

Proses Interface ................................................................................. 51 Interface Komunikasi .......................................................................... 51 Human Machine Interface................................................................... 51 Engineering Interface ......................................................................... 52

7.17 Fungsi SCADA .................................................................................................... 52

7.17.1 Akuisisi data ....................................................................................... 52 7.17.2 Digital input......................................................................................... 52 7.17.3 Peralatan kendali................................................................................ 53 7.17.4 Analog input........................................................................................ 53 7.17.5 Urutan Kejadian (Sequence Of Event / SOE) ..................................... 53 7.17.6 Resolusi Waktu SOE .......................................................................... 53 7.17.7 Sinkronisasi Waktu ............................................................................. 53 7.17.8 Pengambilan Data Lokal SOE ............................................................ 53 7.17.9 Keluaran Analog ................................................................................. 53 7.17.10 Perintah Load Frequency Control (LFC) ...................................... 54 7.17.11 Fasilitas Uji Simulasi Kendali (Local Test).................................... 547.18 Fungsi Komunikasi .............................................................................................. 54

7.18.1 7.18.2 7.18.3 7.18.4 7.18.5

Interface Komunikasi .......................................................................... 54 Port komunikasi IED ........................................................................... 54 Modem................................................................................................ 54 Protokol Komunikasi Gateway............................................................ 54 Switch Over Link Komunikasi ............................................................. 54

7.19 Fungsi Human Machine Interface ....................................................................... 54

7.19.1 Manajemen Otomasi GI...................................................................... 54 7.19.2 Human Machine Inteface (HMI).......................................................... 55 7.19.3 Tampilan............................................................................................. 55 7.19.4 Fungsi utama...................................................................................... 55 7.19.5 Status IED .......................................................................................... 55 7.19.6 Security Control Select-check-before-execute.................................... 56 7.19.7 Perintah Immediate Execute............................................................... 56 7.19.8 Sekuritas Pesan ................................................................................. 56 7.19.9 Laporan Urutan Kejadian.................................................................... 56 7.19.10 Alarm ............................................................................................ 56 7.19.11 Hirarki user ................................................................................... 57 7.19.12 Rekaman data .............................................................................. 577.20 Otomasi ............................................................................................................... 57

7.20.1 System interlock bay .......................................................................... 57

iii

SPLN S3.001-3: 2012

7.20.2 Automatic Voltage Regulation ............................................................ 59 7.20.3 Diagram Logic .................................................................................... 597.21 Spesifikasi Station Level ..................................................................................... 59

7.21.1 7.21.2 7.21.3 7.21.4 7.22.1 7.22.2 7.22.3 7.22.4 7.23.1 7.23.2 7.23.3 7.23.4 7.23.5 7.23.6 7.24.1 7.24.2 7.24.3 7.24.4 7.24.5 7.25.1 7.25.2 7.25.3 7.25.4 7.25.5 7.25.6 7.25.7 7.25.8

Gateway ............................................................................................. 59 Server ................................................................................................. 59 Workstation......................................................................................... 60 Switch ................................................................................................. 61 IED Bay Control Unit (BCU)................................................................ 62 IED I/O................................................................................................ 63 Remote Terminal Unit untuk LFC ....................................................... 64 Automatic Voltage Regulator (AVR) ................................................... 64 IED Proteksi 500 dan 275 kV (One and Half Breaker)........................ 66 IED Proteksi Line 500 dan 275 kV...................................................... 66 IED Proteksi IBT 500/150/66 kV ......................................................... 66 IED BUSPRO 500 kV dan 275 kV ...................................................... 67 IED Proteksi Diameter 500 kV dan 275 kV ......................................... 67 IED Proteksi Reaktor 500 kV dan 275 kV ........................................... 67 IED Busbar dan Coupler (konfigurasi double busbar) ........................ 68 IED Busbar dan Diameter 150 kV (Konfigurasi One And Half Breaker)68 IED Proteksi Line 150 kV................................................................... 68 IED Proteksi Transformator 150/20 kV, 70/20 kV dan 150/70 kV ....... 69 IED Proteksi Kapasitor 150 kV ........................................................... 69 Distance Relay 500 KV....................................................................... 69 Line Current Differential 500 KV ......................................................... 71 Transformer Differential Relay & Restricted Earth Fault 500 KV ....... 73 Over Current Relay, Ground Fault, Thermal Relay 500 kV................. 74 Circulating Current Protection 500 KV ................................................ 76 Busbar Protection Relay 500 KV ........................................................ 77 Circuit Breaker Failure/Short Zone 500 KV (CB AB) .......................... 78 Three Phase Under/Over Voltage Relay 500 KV................................ 79

7.22 Spesifikasi IED Control........................................................................................ 62

7.23 IED Proteksi 500 kV dan 275 kV ......................................................................... 65

7.24 IED Proteksi 150 kV ............................................................................................ 67

7.25 Spesifikasi relay 500 KV...................................................................................... 69

7.26 Spesifikasi relay 150 kV ...................................................................................... 80

7.26.1 Distance Relay 150 KV....................................................................... 80 7.26.2 Line Current Differential 150 KV ......................................................... 82 7.26.3 Transformer Differential Relay & REF 150 kV .................................... 84 7.26.4 Over Current, Ground Fault, Negative Phase Sequence/Unbalance relay (46) and Thermal Relay 150 KV dan 70 KV .......................................... 85 7.26.5 Frequency Relay 150 KV.................................................................... 87 7.26.6 Circulating Current Protection 150 KV ................................................ 88 7.26.7 Busbar Protection Relay 150 KV ........................................................ 89 7.26.8 Circuit Breaker Failure/Short Zone 150 KV......................................... 90 7.26.9 Auto Reclose eksternal 2 CB single or three phase ........................... 91 7.26.10 Unbalance Relay 150 KV ............................................................. 92 7.26.11 Three Phase Under/Over Voltage Relay 150 KV ......................... 937.27 Spesifikasi kontrol dan relay 20 kV ..................................................................... 94

7.27.1 Kontrol dan Relay (Over Current, Ground Fault, Stand By Earth Fault, Thermal Overload 20 kV) ............................................................................... 94iv

SPLN S3.001-3: 2012

8 Penunjang .................................................................................................................... 96 8.1 Overvoltage Arrester ........................................................................................... 96 8.2 Terminal Block..................................................................................................... 96 8.3 Kabel Low Voltage .............................................................................................. 97 8.4 Panel ................................................................................................................... 97

8.4.1 8.4.28.5

Panel Indoor ....................................................................................... 98 Panel Outdoor .................................................................................... 99 Kontainer .......................................................................................... 100 Gardu Tembok.................................................................................. 100

Bay Kios ............................................................................................................ 100

8.5.1 8.5.28.6 8.7 8.8 8.9 8.10

Inverter 110 VDC ke 220 VAC .......................................................................... 101 KWh Meter Transaksi........................................................................................ 102 IED Meter .......................................................................................................... 104 Media Telekomunikasi....................................................................................... 104 Layout................................................................................................................ 105

8.10.1 8.10.2 8.10.3 8.10.4 8.10.5

Layout HMI Lokal............................................................................. 105 Layout pasokan listrik ke panel SOGI............................................... 106 Layout Panel Kontrol dan Proteksi ................................................... 107 Layout Panel Kontrol dan Proteksi 150 kV one-half breaker ............ 108 Layout Panel Kontrol dan Proteksi 500 kV one-half breaker ............ 109

9 Suku cadang .............................................................................................................. 110 10 Garansi....................................................................................................................... 111

v

SPLN S3.001-3: 2012

Daftar GambarGambar 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 1 ........................................................................30 Gambar 7. Arsitektur Station Level Opsi 2 ........................................................................31 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. .........................................................48 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.....................................................................101 Gambar 24. HMI Lokal.....................................................................................................105 Gambar 20. Layout Panel Kontrol dan Proteksi 150kV double breaker ..........................107 Gambar 21. Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk one-half breaker .........................108 Gambar 22. Layout Panel Proteksi Line & IBT 500 kV one-half breaker.........................109 Gambar 23. Layout Panel Kontrol dan Proteksi Busbar 500 kV one-half breaker...........109

vi

SPLN S3.001-3: 2012

Daftar TabelTabel 1. Supply daya untuk remote station .......................................................................13

vii

SPLN S3.001-3: 2012

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

SPLN S3.001-3: 2012

Spesifikasi Remote Station1 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: 2008.

2

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 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: 2010Pola 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 4.1

Istilah dan definisi Daftar IstilahAMR AVR BCU BDC BPU CB CBF CBM CCP DEF DFR Automatic Meter Reader Automatic Voltage Regulator Bay Control Unit Binary Decoding Code Back Up Protection Unit Circuit Breaker Circuit Breaker Failure Condition Based Maintenance Circulating Current Protection Directional Earth Fault Digital Fault Recorder1

SPLN S3.001-3: 2012

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 4.2.1

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

SPLN S3.001-3: 2012

4.2.2

Aplikasi

Fungsi-fungsi yang mencakup kebutuhan khusus dari proses dimana sistem telekontrol atau SCADA diterapkan.

4.2.3

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.

4.2.4 4.2.5 4.2.6 4.2.7

Control center Dispatcher Distribution control center (DCC) Gateway

Pusat kendali pengoperasian sistem tenaga listrik dimana master station ditempatkan. Petugas yang melakukan supervisi dari control center. Pusat kendali jaringan distribusi. Simpul rele (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.

4.2.10 Inter regional control center (IRCC)Pusat kendali yang terhubung dengan beberapa regional control center.

4.2.11 InterfaceBatasan atau titik umum untuk dua atau lebih sistem atau entitas berseberangan dalam informasi atau tempat dimana energi mengalir.

4.2.12 Master stationStasiun yang melaksanakan telekontrol (telemetering, telesignal, dan remote control) terhadap remote station.

4.2.13 Media telekomunikasiMedia 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 ProtokolSekumpulan semantik dan aturan cara penulisan (sintaksis) yang menentukan cara unit fungsional dalam berkomunikasi. [ISO/IEC 2382-9]

4.2.16 Real timeWaktu aktual selama proses berlangsung.3

SPLN S3.001-3: 2012

4.2.17 Regional control center (RCC)Pusat kendali jaringan transmisi tegangan tinggi.

4.2.18 Remote controlPenggunaan teknik telekomunikasi untuk mengubah status peralatan operasional. [IEV 371-01-06]

4.2.19 Remote stationStasiun yang dipantau, atau diperintah dan dipantau oleh master station, yang terdiri dari gateway, IED, HMI lokal, RTU, dan meter energi.

4.2.20 ServerKomputer yang berfungsi menyediakan layanan khusus kepada komputer lainnya.

4.2.21 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.

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 SwitchTerminal yang berfungsi untuk menghubungkan antar komputer dan komputer ke peripheral dalam satu LAN.

4.2.24 TelesignalPengawasan status dari peralatan operasional dalam jarak tertentu dengan menggunakan teknik telekomunikasi seperti kondisi alarm, posisi switch atau posisi katup. [IEV 371-0104]

4.2.25 TelemeteringTransmisi nilai variabel yang diukur dengan menggunakan teknik telekomunikasi. [IEV 371-01-03]

4.2.26 Verifikasi DatabasePemeriksaan database yang telah selesai dibuat terhadap duplikasi nama dan duplikasi point address.

4

SPLN S3.001-3: 2012

5 5.1

Syarat-syarat Syarat Teknis RTUa. b. Melampirkan surat keterangan dari PT PLN (Persero) PUSLITBANG bahwa RTU telah lulus uji fungsi protokol IEC 60870-5-101. 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). Kualitas komponen RTU masuk dalam kelas industrial, yang tahan terhadap : Asam (korosi / karat) Petir (dapat berupa peralatan eksternal) Elektromagnetik Tegangan lebih Panas Kelembaban 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. 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. Penerapan standard SCADA (Teleinformasi Plan) dalam RTU mengikuti Standardisasi Teleinformasi Data untuk fungsi Operasi dan fungsi Pemeliharaan sesuai SPLN terbaru. Dokumen manual, tool untuk konfigurator dalam bahasa Indonesia dan atau bahasa Inggris. Urutan terminasi pada panel interface mengikuti urutan TeleInformasi Plan (TIP) yang diperlukan untuk bay. 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.

c.

d.

e.

f.

g. h.

5.2

Syarat Non Teknis RTUa.

5

SPLN S3.001-3: 2012

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. c. Kalau terjadi perbedaan antara spesifikasi teknik, BOQ dan TPG maka PLN akan memutuskan yang terbaik. 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. Penawaran harga dari peserta lelang sudah termasuk biaya material (hardware, interfacing), lisensi software, instalasi, transportasi, FAT, SAT, training, migrasi, dismantling. Rencana kerja dan syarat-syarat (RKS), spesifikasi teknik dan Bill of Quantity (BOQ) merupakan kesatuan yang tidak dapat dipisahkan. Penawaran harga peserta lelang sudah mencakup RKS, spesifikasi teknik yang tidak tercantum di dalam BOQ. Komponen inti remote station harus Original Equipment Manufacturer (OEM). Indonesia yang mampu mengintegrasikan RTU (dibuktikan dengan demo konfigurasi).

d.

e. f. g.

h. Vendor harus mempunyai minimal 3 (tiga) orang enjiner warga negara

5.3

Syarat Teknis SOGIa. b. c. Pabrikan SOGI harus mempunyai produk origional IED BCU, aplikasi SOGI (SCADA, historikal dll) di station unit, aplikasi HMI lokal, aplikasi gateway. Melampirkan surat keterangan dari PT PLN (Persero) PUSLITBANG bahwa gateway telah lulus uji fungsi protokol IEC 60870-5-101 Melampirkan surat keterangan bahwa BCU, IED Proteksi, AVR dan kWh meter yang akan disupply telah lulus uji fungsi protokol IEC 61850 dari PT PLN (Persero) PUSLITBANG. Melampirkan surat keterangan bahwa BCU, IED Proteksi, AVR dan kWh meter lulus uji conformance test IEC61850 dari lembaga independent (KEMA). 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. 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 61850. Untuk fungsi trip dari electro mechanical protection (transformator, shunt reactor, power generator) ditarik langsung ke tripping coil Circuit Breaker melalui Lock Out Relay . Fungsi AR (auto reclose) dan synchronizing cek menjadi bagian dari IED MPU, tetapi untuk manual closing check sync dilakukan di IED BCU

d. e.

f.

g.

h.

6

SPLN S3.001-3: 2012

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. 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). Interlocking antar IED BCU dengan menggunakan GOOSE IED Proteksi Tegangan Tinggi tidak diijinkan digunakan untuk fungsi BCU atau sebaliknya. AVR tidak boleh menggunakan fungsi IED BCU. Sistem 500 kV dan 150 kV setiap panel dilengkapi dengan 1 (satu) ethernet switch Sistem 20 kV setiap 6 (enam) panel dilengkapi dengan 1 (satu) ethernet switch. Ethernet switch diletakkan pada panel terpisah dari panel kubikel 20 kV. Mapping data informasi dilakukan di Control Center untuk kebutuhan operasi dan pemeliharaan. Power supply IED menggunakan tegangan 110 VDC, , sedangkan Server, workstation, gateway menggunakan tegangan 220 VAC yang di-supply dari inverter. 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 T5.0022:2010). Bay 150 kV : 1 IED BCU untuk setiap CB, untuk IED MPU, IED BPU terpisah secara hardware. Bay 20 kV : 1 IED untuk fungsi kontrol dan proteksi. Bay 150 kV terdiri dari : IED MPU, IED BPU dan IED BCU (1 set IED BCU untuk setiap CB).

j.

k. l.

m. IED Proteksi dan Kontrol untuk Tegangan Menengah merupakan 1 (satu) IED. n. o. p. q. r.

s.

t. u. v.

w. Spesifikasi peralatan switchyard (tekanan SF6, temperatur, tap changer, dll), fire detector, rectifier, kelembaban dan temperatur ruangan harus bisa diakuisisi oleh SOGI. x. y. Menyerahkan file Substation Configuration Description (SCD) kepada PT PLN (Persero) saat FAT dan SAT. Kualitas komponen SOGI masuk dalam kelas industrial, yang tahan terhadap : Asam (korosi / karat) Petir (dapat berupa peralatan eksternal) Elektromagnetik Tegangan lebih Panas Kelembaban Barang yang telah dipasok harus dijamin 100 % (seratus persen) baru dan asli (genuine) sesuai dengan spesifikasi teknik yang dipesan dan bebas dari cacat

z.

7

SPLN S3.001-3: 2012

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 Opsi 1 Opsi 2 Opsi 3 : : : RTU IEDI/O Proteksi Existing Existing Panel Kontrol Existing BCU Otomasi Bay Baru Otomasi 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 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 SOGIa. 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

SPLN S3.001-3: 2012

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. c. Kalau terjadi perbedaan antara spesifikasi teknik, BOQ dan TPG maka PLN akan memutuskan yang terbaik. Melampirkan surat keterangan kepuasan pengguna bahwa SOGI yang menggunakan protokol IEC 61850 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. Penawaran harga dari peserta lelang sudah termasuk biaya material (hardware, interfacing), lisensi software, instalasi, transportasi, FAT, SAT, training, migrasi, dismantling. Rencana kerja dan syarat-syarat (RKS), spesifikasi teknik dan Bill of Quantity (BOQ) merupakan kesatuan yang tidak dapat dipisahkan. Penawaran harga peserta lelang sudah mencakup RKS, spesifikasi teknik yang tidak tercantum di dalam BOQ. Komponen inti remote station harus Original Equipment Manufacturer (OEM). 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).

d.

e. f. g. h.

5.5

Lingkup Pekerjaana. b. Sifat dari lingkup pekerjaan adalah proyek supply-erect, dan diserah terimakan dalam keadaan berfungsi dengan baik dan sempurna. 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). Batasan tanggung jawab pembangunan SOGI untuk GI baru adalah dari marshalling kios (aset PLN) sampai dengan MDF telekomunikasi (aset PLN).

c.

9

SPLN S3.001-3: 2012

d.

Batasan tanggung jawab migrasi RTU menjadi fungsi SOGI seperti pada gambar di bawah ini.

e. f. g.

Menyediakan panel terminal interface (disconnection dan shorting) yang akan digunakan untuk pemeliharaan. Batasan tanggung jawab power supply AC dan DC adalah dari panel ACDB dan DCDB yang disediakan oleh PT PLN (Persero). Data operasi dan pemeliharaan disediakan secara lengkap disisi remote station, adapun mapping fungsi pemeliharaan atau fungsi operasi dilakukan di Control Center. Mengimplementasikan teleinformasi plan fungsi pemeliharaan. Perubahan database di Control Center menjadi tanggung jawab PT PLN (Persero). IED ditempatkan di bangunan gardu induk.

h. i. j.

10

SPLN S3.001-3: 2012

k. l.

HMI lokal (Engineer Configurator dan Operator), Server, Gateway diletakkan di ruang kontrol GI. 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. o. p. q. r. s. t. u. v. x. y. z. Semua tool perangkat keras dan tool perangkat lunak untuk uji fungsi harus diberikan kepada PT PLN (Persero). Selama pelaksanaan proyek mulai tahap training, FAT, SAT dilakukan oleh staf yang akan memelihara dan mengoperasikan peralatan tersebut. Proposal, komunikasi surat menyurat, laporan, dan notulen dalam bahasa Indonesia. Training. Survei. Approval. Instalasi dan pemasangan label. Migrasi/cut over masing-masing bay secara bertahap, sistem kelistrikan dalam keadaan tidak bertegangan. Factory Acceptance Test. Uji kinerja. Dismantling. Menyerahkan as built drawing dan Operation Maintenance Manual.

w. Site Acceptance Test.

5.6

Standar lingkunganType Test Name Insulation Resistance Dielectric Withstand High Voltage Impulse Test Vibration Test Shock and Bump test Damp Heat Test Cold Test Dry Heat Enclosure Protection Supply variation Overvoltage (peak withstand) Supply interruption Ripple (frequency fluctuations) Supply variations Type Test Standard IEC 60255-5 / IEC 60255-27 / IEC 60870-2-1 IEC 60255-5 / IEEE C37.90 / IEC 6025527 IEC 60255-5 / IEC 60255-27 IEC 60255-21-1 IEC 60255-21-2 IEC 60068-2-3 / IEC 60068-2-30 IEC 60068-2-1 / IEC 60255-6 IEC 60068-2-2 / IEC 60068-2-1 IEC 60529 / IP 30 IEC 60255-6 IEC 60255-6 IEC 60255-11 / Max. 50ms IEC 60255-11 / Max. 12% IEC 60255-6 / 20%11

Semua remote station mengacu standar berikut ini: : : : : : : : : : : : : : :

SPLN S3.001-3: 2012

High Frequency Disturbance Electrostatic discharge Radiated Immunity Fast Transient Burst Surge immunity High frequency conducted immunity Harmonics Immunity Power Frequency Magnetic Field Immunity Power Frequency Conducted emission Radiated emission Radio Interference Withstand

: IEC 60255-22-1 / IEC 61000-4-12 / IEEE C37.90.1 : IEC 60255-22-2 / IEC 61000-4-2 : IEC 60255-22-3 / ANSI C37.90.2 / IEC 61000-4-3 : IEC 60255-22-4 / IEC 61000-4-4 / IEEE C37.90.1 /(ANSI C37.90.1) : IEC 61000-4-5 : IEC 61000-4-6 : IEC 61000-4-7 : IEC 61000-4-8 : : : : IEC 61000-4-16 EN 55022 EN 55022 IEC60255-22-3:1992 / ANSI C37.90.2

12

SPLN S3.001-3: 2012

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 DC 24 V

GH, GD

Bay level

Station level AC 220 V

DC 48 V

DC 110 V

1. 2. 3. 4.5. 6. 7.

Gateway Server HMI lokal RTU IED Meter Transaksi Digital Meter Switch

8.

GH = Gardu Hubung GD = Gardu Distribusi

13

SPLN S3.001-3: 2012

6 6.1

Remote Terminal Unit (RTU) 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 1.

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:

Gambar 2. Konfigurasi RTU untuk LBS pole mounted dan recloser pole mounted

14

SPLN S3.001-3: 2012

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 6.2.1

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 60870-5-101 (Redundant); b. IEC 60870-5-104 (optional); c. DNP 3.0 serial dan/atau DNP 3.0 TCP/IP(optional).

6.2.2

Gateway ke IED

Urutan prioritas protokol yang digunakan antara gateway dengan IED adalah: a. IEC 61850; b. IEC 60870-5-104 (optional); c. IEC 60870-5-103 (optional); d. IEC 60870-5-101 (optional); e. DNP3.0 (optional); f. Modbus (optional untuk peralatan pendukung bukan untuk remote kontrol/telesinyal).

15

SPLN S3.001-3: 2012

6.3NO 1 2

Persyaratan Umum RTU/Gateway untuk 20KVDescription Rentang suhu EMC : : Requirement 0 s/d 70 C (untuk outdoor) 0 s/d 55 C (untuk indoor) sesuai standar IEC 60870-2, IEC 60255, IEC 60950, IEC 61000, EN5008222, dan CISPR 5 95 % Ya Ya 24 4 1 1 16 bit 48 VDC (-15% s.d +10%) 48 VDC (-15% s.d +10%) 24 VDC (-15% s.d +10%) 24 VDC (-15% s.d +10%) sesuai dengan SPLN terbaru

3 4 5 6

Kelembaban Anti korosif Anti debu Jumlah IED o Gardu Hubung o Gardu Distribusi o LBS Pole Mounted o Recloser Pole Mounted Prosesor Power Supply o Gardu Hubung o Gardu Distribusi o LBSPole Mounted o RecloserPole Mounted Jumlah I/O per IED

: : : : : : : : : : : : :

7 5 6

7

6.4No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Spesifikasi Umum untuk IED 20kVDescription Rack Standard Tampilan Key-Pad Indikasi/Annunciator Technology Supply Frequency Licensed Software for setting & analysis Connection between relay to computer Default Setting & Programmable Logic Controller Communication Port to PC Test Plug Test Block : : : : : : : : : : : : : Requirement Flash Mount (khusus untuk Proteksi) Wall Mount with Din Rail Embedded LCD / LED Enable to change setting by key-pad LED (kecuali IED I/O) Numerical IED 48 VDC (-15% s.d +10%) 50 Hz 5% Included Included Enable built in Included Included

6.5 6.5.1NO 1 2 3

Spesifikasi RTU untuk Pole Mounted RTU untuk LBS pole mountedDescription Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage : : : Requirement ............................................. ../.. 24 VDC (-15% s.d +10%)

16

SPLN S3.001-3: 2012

4 5

DC Burden (trip condition) Digital Input Capasity Rated voltage range Minimum voltage threshold Maximum permitted voltage Power consumpsion Digital Output Live Contact Capasity Binary input / output Rated voltage Contacts

: : : : : :

30 VA 8 24 to 220 VDC - 20% + 20% < 0,2 Watt/input

6

: : : : : : : : : : : : : : : : :

Normally Open 4 min 24V DC min 5 A continuous min 30 A make and carry min 0.2 A, 24 VDC break RS232 / RS485 9600 19200 1 port 100 Base 100 Mbps 1 port ST / SC / MTRJ / LC / RJ45 RJ45 / RS485 / RS232 Upload and download IEC 60870-5-101 (wajib), IEC 608705-104 (optional), DNP3.0 (optional)

7

8

9

ComunicationPort Serial Communication data rate (bps) port Ethernet data rate port type port Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

6.5.2NO 1 2 3 4 5

IED Recloser Pole MountedDescription Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Models Voltage / Current AC Voltage (secondary) Connection Primary Nominal Voltage : : : Min. (48 - 60) V rms. phase-ground 1 phase, 2 wires Min (20 22) kV, selectable VT matching 1 A and 5A 3 phase, 4 wires Min. (10 400) A, selectable CT matching Taps 50 Hz 0.2 VA : : : : Requirement Over Current Relay & Ground Fault Relay 20 KV Pole Mounted ./ 24 VDC (-15% s.d +10%) Three phase Overcurrent, Single phase Ground Fault

AC Current (Secondary) Connection Primary Nominal Current Frequency 6 AC Burden In = 1 A

: : : : :

17

SPLN S3.001-3: 2012

In = 5 A 7 8 DC Burden (trip condition) Binary input / output and push button Rated voltage Trip contacts

: : : :

1.0 VA 30 VA 24 VDC 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 9A make and carry, 1 sec 0.2 A, 24 VDC break

Binary Input Binary Output Contact Push button 9 Analog Input (AC) Capasity Rated current Rated voltage Power consumption Measurement range current Accuracy Sampling periode 9 10 Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate Format file 11 Setting Range Over Curret & Ground Fault Low set Over Current Earth Fault High set Over Current Earth Fault 12 Characteristic Over Current & Ground Fault

: : : : : : : : : : : : : : : :

8 4 2 (untuk Close dan Open), programmable 4 (3 arus, 1 tegangan) 1A and 5A at 1A < 0.1 VA at 5A < 0.5 VA 20% 0.5% 100 ms 192 event records in ring buffer FIFO 4 analog signal 8 digital signal trip signal or analogue value change internal and external trigger 4 oscillograph for each 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 Two setting group

: 57 V

: : : : :

Min 0.4 2.0 * In (in 0.05 steps) Min 0.05 1.0 * In (in 0.05 steps) Min 1 8 * Is (in 0.5 steps) Min 1 4 * In (in 0.5 steps) Standard Inverse Very Inverse Extremely Inverse Long Time Inverse Definite Time

13

TimeSettingRange Over Curret & Ground Fault Inverse (TMS) Definite Independent Time High set delay

: : :

min 0.05 1 with 0.05 steps for IEC standard min 0.5 15 with step 0.5 for ANSI/IEEE standard min 0.04 30 s in 0.1 steps min 0.04 500 millisecond in 0.01 steps

18

SPLN S3.001-3: 2012

14 15

Drop off to pick up ratio Over Curret & Ground Fault AutoRecloser Dead time TPAR Reclaim time Measurement Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting Auto Reclose MMI (Man Machine Interface)

: : : : : : : : : : : : : : : : : : : :

95 % three phase min 0.1 30 sec in 0.1 sec steps min 5 100 sec in 1 sec steps Enable Enable Enable Enable Enable Enable RS232 / RS485 300 19200 1 port 100 Base 100 Mbps 1 port ST / SC / MTRJ / LC / RJ45 RJ45 / RS485 / RS232 Upload and download IEC 60870-5-101 (wajib), IEC 60870-5-104 (optional), DNP3.0 (optional)

16 17

18

Comunication Port Serial Communication data rate (bps) port Ethernet data rate port type port

19

Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

20

6.6 6.6.1NO1 2 3 4 5

Spesifikasi untuk Gateway dan IED di GD dan GH Gateway untuk GH dan GDDescriptionName Manufacture/Type Prosesor Event buffer Communication to SCADA Center Serial Communication data rate (bps) port Ethernet data rate port type port Protocol Supported Communication to IED Serial Communication data rate (bps) port Ethernet / Control : : : : : : : : : : : : : : : : : :

Requirement............................................. ../.. 16bit 256 event records in ring buffer FIFO Dapat berkomunikasi dengan 1 Control Center RS232 / RS485 300 19200 1 port 100 Base 100 Mbps 1 port ST / SC / MTRJ / LC / RJ45 IEC 60870-5-101 (wajib), IEC 608705-104 (optional), DNP3.0 (optional) RS485 9600 19200 2 port 100 Base

6

19

SPLN S3.001-3: 2012

data rate port type port Protocol Supported

: : : :

100 Mbps 1 port ST / SC / MTRJ / LC / RJ45 IEC 61850, IEC 60870-5-101 (optional), IEC 60870-5-104 (optional), IEC 60870-5-104 (optional), DNP3.0 (optional) 24 IED 4 IED Sesuai dengan SPLN terbaru 48 VDC (-15% s.d +10%)

7

8 9

Jumlah IED Gardu Hubung Gardu Distribusi Jumlah I/O per IED Power Supply

: : : : :

6.6.2NO 1 2 3 4 5 6

Switch untuk GD dan GHDescription Name Manufacture/Type Technology Approval / Certificate Management Interface EthernetPort Type port Kapasitas port per-Switch Tipe port - Switch IED - Switch Server - Switch Switch Power supply Rack mountable : : : : : : : : Requirement ............................................. ../.. Fully manageable IEC 61850 dari KEMA Web base HTML, Command Line Interface, Telnet 100 Base Minimal 8 port (disesuaikan) ST / SC / MTRJ / LC RJ45 ST / SC / MTRJ / LC 48 VDC (-15% s.d +10%) Yes

7

8 9

: :

6.6.3

IED untuk GH dan GD

6.7.3.1 IED Kontrol dan Proteksi untuk GD dan GHIED 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 1 2 3 4 5 Description Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Models Current AC Current (Secondary) Connection Primary Nominal Current : : : 1 A and 5A 3 phase, 4 wires Min. (10 400) A, selectable CT matching Taps : : : : Requirement Over Current Relay & Ground Fault Relay dan Thermal Relay 20 KV di GH dan GD ./ 48 VDC (-15% s.d +10%) Three phase Overcurrent, Single phase Ground Fault and Thermal Overload

20

SPLN S3.001-3: 2012

Frequency 6 AC Burden In = 1 A In = 5 A 7 8 DC Burden (trip condition) Binary input / output and push button Rated voltage Trip contacts

: : : : : :

50 Hz 0.2 VA 1.0 VA 30 VA 48 VDC 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 9A make and carry, 1 sec 0.2 A, 48 VDC break

Binary Input Binary output Contact Push button Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate Format file 11 Setting Range Over Curret & Ground Fault Low set Over Current Earth Fault High set Over Current Earth Fault 12 Characteristic Over Current & Ground Fault

: : : : : : : : : :

8 4 2 (untuk Close dan Open), programmable 48 event records in ring buffer FIFO 4 analog signal 8 digital signal trip signal or analogue value change internal and external trigger 4 oscillograph for each 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 Two setting group

9 10

: : : : : : : : :

Min 0.4 2.0 * In (in 0.05 steps) Min 0.05 1.0 * In (in 0.05 steps) Min 1 8 * Is (in 0.5 steps) Min 1 4 * In (in 0.5 steps) Standard Inverse Very Inverse Extremely Inverse Long Time Inverse Definite Time

13

TimeSettingRange Over Curret & Ground Fault Inverse (TMS) Definite Independent Time High set delay

: : : :

min 0.05 1 with 0.05 steps for IEC standard min 0.5 15 with step 0.5 for ANSI/IEEE standard min 0.04 30 s in 0.1 steps min 0.04 500 millisecond in 0.01 steps 95 %

14 15

Drop off to pick up ratio Over Curret & Ground Fault SettingRange Thermal Overload Full load current trip Alarm thermal overload Time constant

: : :

Min. 0.3 1.5 In, with step 0.01 Min. 50 100%, with step 1 Min. 1 100 minute, with step 1

21

SPLN S3.001-3: 2012

16 17

Measurement Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface)

: : : : :

Enable Enable Enable Enable Enable RS232 / RS485 9600 19200 1 port 100 Base 100 Mbps 1 port ST / SC / MTRJ / LC / RJ45 RJ45 / RS485 / RS232 Upload and download IEC61850, IEC 60870-5-103 (optional), IEC 60870-5104 (optional), DNP3.0 (optional)

18

Comunication Port Serial Communication data rate (bps) port Ethernet data rate port type port

: : : : : : :: : :

19

Local Configuration Terminal Interface Database configuration

20

Protocol

6.7.3.2 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 1 2 3 4 Description Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage Current / Voltage AC Voltage (secondary) Connection Primary Nominal Voltage : : : : : : Requirement ............................................. ../.. 48 VDC (-15% s.d +10%) Min. (48 60) V rms. phase-ground 1 phase, 2 wires Min. (20 22) kV, selectable VT matching 1 A and 5A 3 phase, 4 wire Min. (10 400) A, selectable CT matching Taps 50 Hz 0.2 VA 1.0 VA 30 Watt 8 24 to 220 VDC

AC Current (secondary) Connection Primary Nominal Current Frequency AC Burden In = 1 A In = 5 A DC Burden (trip condition) Digital Input Capasity Rated voltage range

: : : : : : : : :

5

6 7

22

SPLN S3.001-3: 2012

Minimum voltage threshold Maximum permitted voltage Power consumpsion 8 Digital Output Live Contact Capasity Binary input / output Rated voltage Contacts

: : :

- 20% + 20% < 0,2 Watt/input

: : : : : : : :

Normally Open 4 min 48 V DC min 5 A continuous min 30 A make and carry min 0.2 A, 48 VDC break 4 (3 arus, 1 tegangan) 1 and 5A 57 V at 1A < 0.1 VA at 5A < 0.5 VA 20% 0.5% 100 ms RS232 / RS485 9600 19200 1 port 100 Base 100 Mbps 1 port ST / SC / MTRJ / LC / RJ45 RJ45 / RS485 / RS232 Upload and download IEC61850, IEC 60870-5-101 (optional), IEC 60870-5-104 (optional), DNP3.0 (optional)

9

Analog Input (AC) Capasity Rated current Rated voltage Power consumption Measurement range current Accuracy Sampling periode ComunicationPort Serial Communication data rate (bps) port Ethernet data rate port type port Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

:: : : : : : : : : : : : : : :

10

11

12

6.7.3.3 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 1 2 3 4 5 Description Name Manufacture/Type Auxiliary supply Voltage DC Burden (trip condition) Digital Input Capasity Rated voltage range Minimum voltage threshold Maximum permitted voltage Power consumpsion : : : : : : : : : Requirement ............................................. ../.. 48 VDC (-15% s.d +10%) 30 Watt Sesuai kebutuhan SPLN terbaru 24 to 220 VDC - 20% + 20% < 0,2 Watt/input

23

SPLN S3.001-3: 2012

6

Digital Output Live Contact Capasity Binary input / output Rated voltage Contacts

: : : : : : : : : : : : : : : : :

Normally Open Sesuai kebutuhan SPLN terbaru min 48 V DC min 5 A continuous min 30 A make and carry min 0.2 A, 48 VDC break RS232 / RS485 9600 19200 1 port 100 Base 100 Mbps 1 port ST / SC / MTRJ / LC / RJ45 RJ45 / RS485 / RS232 Upload and download IEC61850, IEC 60870-5-101 (optional), IEC 60870-5-104 (optional), DNP3.0 (optional)

7

8

9

ComunicationPort Serial Communication data rate (bps) port Ethernet data rate port type port Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protocol

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 19.200 bps. b. Konektor DB9/DB25.

6.8

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.

6.10

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 24 60 VDC Tegangan 24 VDC antara 12 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 0,25.24

SPLN S3.001-3: 2012

6.11

Telesignaling

Telesignaling terbagi menjadi dua, telesignal single (TSS) dan telesignal double (TSD). Berikut adalah ilustrasi pembagian kedua jenis telesignal tersebut.

Gambar 4. Telesignaling

6.12

Telemetering

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.

Gambar 5. 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 (optional).

25

SPLN S3.001-3: 2012

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.

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.

6.16a. b. c. d.

Konfigurator RTU

Aplikasi konfigurator yang diperlukan adalah sebagai berikut: User interface; Konfigurasi dan verifikasi database; Download dan upload; Diagnostik.

6.17

Perangkat lunak

6.17.1 Fungsi aplikasiFungsi aplikasi yang tersedia di RTU adalah : a. b. c. d. e. f. g. h. i. Fungsi remote kontrol; Fungsi telesinyal; Fungsi telemetering; Fungsi analag output; Fungsi tap changer; Process archive; Load archive; Diagnostik secara real time; Monitoring data real time.

26

SPLN S3.001-3: 2012

7 7.1

Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI) Implementasi SOGI

7.1.1 Gardu Induk BaruImplementasi SOGI pada GI baru adalah full otomasi, batasan pekerjaannya yaitu dari marshalling kios sampai dengan panel MDF telekomunikasi.

7.1.2 Penambahan Bay Baru dan migrasi RTUImplementasi 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 60870-5-101

RTUIEC 61850

Gateway

Panel MDF, Panel Auxilliary Relay, Panel Transducer

Server IEC 61850 IED I/O

Local HMI

Panel kontrol dan proteksi konvensional

7.2

Protokol Komunikasi a. IEC 60870-5-101 (Redundant) b. IEC 60870-5-104 (optional) c. DNP3 (optional)

7.2.1 Gateway ke Control Center

7.2.2 Gateway ke IEDa. IEC 61850 IED BCU IED MPU 1 IED MPU 2 BPU IED I/O IED AVR b. DNP3 (optional)

27

SPLN S3.001-3: 2012

c. IEC 60870-5-104 (optional) d. IEC 60870-5-101 (optional) e. IEC 60870-5-103 (optional) f. Modbus (optional untuk peralatan pendukung)

7.3

Standar Sistem Otomasi Gardu Induka. IEC 61850 b. IEC 61131-3

7.4

Perbandingan Mapping Data RTU dengan SOGI

Gambar 6 Perbandingan Mapping Data RTU dan SOGI

28

SPLN S3.001-3: 2012

7.5 Arsitektur SOGI 7.5.1 Arsitektur HardwareBerikut 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

SPLN S3.001-3: 2012

7.5.2 Station Level Opsi 1Bay level terhubung ke switch dengan konfigurasi single ring. Gateway terintegrasi di server atau terhubung langsung ke server.

Gateway

Server 1

Server 2

SwitchLAN IEC 61850 Ethernet 100 Mbps Fiber Optic Single Ring

Switch

SwitchGambar 6. Arsitektur Station Level Opsi 1

30

SPLN S3.001-3: 2012

7.5.3 Station Level Opsi 2Bay level terhubung ke gateway melalui switch dengan konfigurasi single ring. Gateway terhubung langsung ke switch.

Gateway

Server 1

Server 2

SwitchLAN IEC 61850 Ethernet 100 Mbps Fiber Optic Single Ring

Switch

SwitchGambar 7. Arsitektur Station Level Opsi 2

7.6

Bay Level

7.6.1 Bay Level untuk 150 kV double busbarJumlah 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

SPLN S3.001-3: 2012

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

7.6.2 Bay Level untuk 150 kV one-half breakerJumlah 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

SPLN S3.001-3: 2012

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

SPLN S3.001-3: 2012

7.6.3 Bay level untuk 500 kV dan 275 kV one-half breakerJumlah 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

SPLN S3.001-3: 2012

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

35

SPLN S3.001-3: 2012

7.6.4 Bay TransformerSetiap CB pada bay trafo mempunyai 1 IED BCU.

Gambar 11. Arsitektur Bay Transformer

36

SPLN S3.001-3: 2012

7.6.5 Bay level untuk 20 kVJumlah IED berdasarkan tipikal bay lengkap yang ada pada Gardu Induk : a. b. c. d. e. f. Per tipikal bay Incoming : sudah termasuk dalam IED BPU-2 Trafo 150/20 Per tipikal bay Outgoing: 1 IED untuk fungsi proteksi dan kontrol Per tipikal bay Bus Coupler: 1 IED untuk fungsi proteksi dan kontrol Per tipikal bay Bus Section: 1 IED untuk fungsi proteksi dan kontrol Per tipikal bay bus Trafo PS: 1 IED I/O 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

SPLN S3.001-3: 2012

Control Center

Substation Level

IEC 870-5-101

Printer laser Lokal HMI & Workstation Gateway Lokal HMI & Workstation

Server 1

Server 2

Switch

Switch

LAN IEC 61850 Ethernet 100 Mbps Fiber Optic Single Ring Switch

In Coming IED Kontrol & Proteksi

Out Going IED Kontrol & Proteksi RINGKASAN SISTEM

Out Going IED Kontrol & Proteksi

No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Server Local HMI Monitor Display

PERALATAN

JUMLAH 2 2 2 1 2 1

KETERANGAN Main & Backup Enjiner & Operator

Colour Laser Printer Active Speaker Gateway Master Clock Modem Ethernet Switch IED Local Area Network Koneksi Ethernet Switch dengan IED Koneksi Ethernet Switch dengan switch

Alarm

2 1

1 set 1 set 1 set Single ring FO multi mode FO

Gambar 12. Arsitektur bay level untuk 20 kV

38

SPLN S3.001-3: 2012

7.7

Migrasi RTU

7.7.1 Bay trafo baru dan mengganti RTU eksisting

Gateway Server 1 Server 2

Switch

Switch

Switch

Switch

Switch

Bay Trafo IED I/O MPU BPU-1 BPU-2

Bay Trafo BCU AVR

Bay Trafo BaruGambar 13. Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting

39

SPLN S3.001-3: 2012

7.7.2 Diameter Baru, pembangkit baru dan mengganti RTU eksisting

Gateway

Server 1

Server 2

Switch

Switch

Switch

Switch

Diameter RTUAnalog Output untuk LFC

IED I/OMengganti RTU eksisting

BCU A BCU AB BCU B

Gambar 14. Diameter Baru, Pembangkit Baru dan Mengganti RTU Eksisting

7.8

Arsitektur Software Sistem Otomasi Gardu Induk

7.8.1 Penamaan IED dan substationPenamaan IED untuk setiap SOGI harus unik dengan struktur tertentu yang akan dijelaskan di bawah ini. Struktur penamaan IED terdiri dari 12 karakter yang dapat dikelompokkan menjadi: A 1 Karakter A B 4 C 2 D 4 E 1

: Kode level tegangan terdiri dari 1 karakter.40

SPLN S3.001-3: 2012

Tegangan (KV) Tegangan Rendah (TR) Tegangan Menengah (TM) Tegangan Menengah (TM) Tegangan Menengah (TM) Tegangan Menengah (TM) Tegangan Menengah (TM) Tegangan Tinggi (TT) Tegangan Tinggi (TT) Tegangan Tinggi (TT) Tegangan Ekstra Tinggi (TET) Tegangan Ekstra Tinggi (TET) Tegangan Ekstra Tinggi (TET)

Range < 1 kV 1 sampai < 6 kV 6 sampai < 10 kV 10 sampai < 20 kV 20 sampai < 30 kV 30 sampai < 45 kV 45 sampai < 60 kV 60 sampai < 110 kV 110 sampai < 220 kV 220 sampai < 380 kV 380 sampai 420 kV > 420 kV

IEC

N M L K J H G F E D C B

Karakter B

: Nama bay terdiri dari maksimal 4 karakter. Format Penulisan COMN IBT TRFO BBAR BCPL BSEC CABF OHLF DIAM CAPS REAC GENE GENT BLOK INCO OUTG SST

Peralatan di Gardu Induk Common IBT Trafo Busbar Bus Coupler Bus Section Cable Feeder OHL Feeder Diameter Capasitor Reactor Generator Gen Transf Blok Incoming 20kV Outgoing 20kV Trafo PS Karakter C Karakter D

: Urutan bay terdiri 2 angka, dimulai dari angka 01 s/d 99. : Device terdiri atas maksimal 4 karakter. Mnemonic BCU IO AVR41

Jenis Peralatan Bay Control Unit IED I/O AVR

SPLN S3.001-3: 2012

KWH Meter RTU untuk LFC IED Meter Distance Relay Line Current Differential Transformer Differential Relay & Restricted Earth Fault Over Current Relay, Ground Fault, Thermal Relay Circulating Current Protection Busbar Protection Relay Circuit Breaker Failure/Short Zone (CB AB) Three Phase Under/Over Voltage Relay Frequency Relay Standby Earth Fault Unbalance Relay Server HMI Printer GPS Router Gateway Switch Configurator Karakter E

KWH LFC MTR PDIS PLDF PTDF

PTOC PCCP PBDF PCBF PUOV PUOF PSEF PPBR SERV HMI PRNT GPS ROUT GWAY SWTC CFG

: Urutan device terdiri 1 angka, dimulai dari angka 1 s/d 9 atau urutan device dapat menggunakan 1 huruf, dimulai dari huruf A s/d Z.

Contoh 1: B DIAM 01 BCU 2

B DIAM 01 BCU 2 Contoh 2: E

Tegangan 500 kV Nama bay Diameter Urutan bay Diameter Bay Control Unit Urutan IED untuk BCU AB

OHLF 02

PDIS

1

42

SPLN S3.001-3: 2012

E OHLF 02 PDIS 1 Contoh 3: J

Tegangan 150 kV Nama bay OHL Feeder Urutan bay OHL nomor 2 Distance Relay (MPU) Urutan IED

OUTG 05

PTOC

1

J OUTG 05 PTOC 1

Tegangan 20 kV Nama bay Outgoing 20kV Urutan bay Outgoing 20kV nomor 5 Over Current Relay, Ground Fault Relay Urutan IED

7.8.2 IP AddressPengalamatan IP Address untuk setiap peralatan di SOGI harus unik dengan struktur tertentu yang akan dijelaskan di bawah ini. Penggunaan IP Address untuk setiap peralatan dalam satu SOGI memakai Class B dengan subnet mask 255.255.0.0 dan untuk pengelompokan IP Address sebagai berikut : IP Address A B C D A1 A2 A3 B1 B2 B3 C1 C2 C3 D1 D2 D3

A. Lokasi Control CenterControl Center A1 x x x x x x x x x A2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 A3 x x x x x x x x x Jawa Bali Sumatera Kalimantan Sulawesi NTB NTT Maluku Papua Keterangan

0 - 25500 09 10 19 20 29 30 39 40 49 50 59 60 69 70 79 80 89

B. Nomor urut Gardu Induk

43

SPLN S3.001-3: 2012

B1 x

Gardu Induk B2 B3 x x

Keterangan

0 - 255Nomor GI 0255

C. Level dan nomor urut bayLevel C1 0 1 2 Nomor urut bay C2 C3 x x x x x x Keterangan

0 - 255Bay Level Transmisi Bay Level Distribusi Station Level 000 099 100 199 200 255

44

SPLN S3.001-3: 2012

D. Jenis dan nomor urut IEDJenis Peralatan D1 D2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0 1 2 3 4 5 Number D3 x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x Bay Control Unit IED I/O AVR KWH Meter RTU untuk LFC IED Meter Distance Relay Line Current Differential Transformer Differential Relay & Restricted Earth Fault Over Current Relay, Ground Fault, Thermal Relay Circulating Current Protection Busbar Protection Relay Circuit Breaker Failure/Short Zone (CB AB) Three Phase Under/Over Voltage Relay Frequency Relay Standby Earth Fault Unbalance Relay Switch Server HMI + Printer Gateway Router GPS Configurator Keterangan

0 - 255000 009 010 019 020 029 030 039 040 049 050 059 060 069 070 079 080 089 090 099 100 109 110 119 120 129 130 139 140 149 150 159 160 169 170 199 200 209 210 219 220 229 230 255 240 249 250 255

45

SPLN S3.001-3: 2012

7.9

Penempatan peralatan

Peralatan SOGI ditempatkan dengan ketentuan sebagai berikut: a. Apabila penambahan bay baru untuk penempatan IED di ruang gardu induk tidak mencukupi, maka IED untuk bay baru diijinkan untuk diletakkan di kontainer yang lokasinya di swich yard. Setiap kontainer merupakan perkalian 2 (dua) bay untuk sistem double busbar atau 1 (satu) diameter dan 2 (dua) bay untuk sistem one-half breaker hal ini untuk memudahkan operasional. b. Setiap bay memiliki panel yang terpisah dari bay lainnya. c. 1 (satu) panel CBF untuk 3 diameter. d. Server, gateway, GPS, KVM extender (Keyboard, VDU, Mouse), switch dan inverter 110 VDC ke 220 VAC dimasukkan ke dalam panel. e. VDU, keyboard, mouse dan printer ditempatkan di meja operator.

7.10

Level Otomasi GI

7.10.1 Bay Levela. Bay 500 kV : 1 IED BCU untuk setiap CB, sedangkan untuk merk dan hardware 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 T5.002-2:2010). b. Bay 150 kV : 1 IED BCU untuk setiap CB, untuk IED MPU, IED BPU terpisah secara hardware c. Setiap bay dilengkapi dengan switch lokal/remote untuk enable atau disable secara software atau hardware untuk fungsi remote control atau untuk kebutuhan pemeliharaan. d. Setiap IED mempunyai port komunikasi yang terpisah untuk konfigurasi database. e. Rangkaian trip dari IED proteksi sampai ke trip coil di CB, dimonitor oleh fungsi Trip Circuit Supervision (TCS), apabila terjadi gangguan akan mengirim alarm. f. TCS adalah relay independent (relay elektromekanik) yang terpisah dari IED dan akan memberikan alarm berupa dry contact yang akan dihubungkan ke IED BCU.

g. Setiap bay harus dapat dioperasikan secara manual dari masing-masing IED BCU apabila station level terganggu. h. Jika terjadi gangguan pada IED manapun yang disebabkan adanya kegagalan catu daya 110 VDC atau ketidaknormalan / kerusakan IED, maka IED tidak mengeluarkan perintah pada rangkaian proses tetapi harus memberikan alarm. i. j. Sistem interlock oleh software diterapkan pada BCU dan sesuai Standard Operation Procedure (SOP) gardu induk secara umum. IED proteksi, IED BCU, gateway, ethernet switch, server, GPS, inverter, memiliki self diagnostic unit dan memberikan indikasi alarm.

k. IED memiliki kemampuan remote reset indikasi proteksi yang muncul. Untuk release lock out dapat dilakukan sesuai dengan SOP. l. IED proteksi (distance relay, line current differential dengan input VT, directional over current relay, directional earth fault relay) dan IED BCU harus tersedia fasilitas indikasi VT-failure.46

SPLN S3.001-3: 2012

m. IED dapat diintegrasikan secara langsung ke panel Gas Insulated Substation (GIS) atau medium voltage yang berada dalam ruangan. n. IED BCU mempunyai switch lokal/remote untuk interlock mengontrol bay. o. IED BCU mempunyai embedded LCD/LED untuk menampilkan minimal topologi bay, arus dan tegangan, daya aktif dan reaktif. Dapat melakukan remote control bay (CB) termasuk manual synchrocheck dan by-pass interlock. p. Komunikasi IED dengan switch menggunakan konfigurasi point to multi point. q. Integrasi dari primary equipment ke IED melalui marshaling kiosk dan terminal interface. r. Primary equipment terhubung dengan marshalling kios yang terletak di switchyard. s. Terminal Interface dan IED terletak gedung/kontainer dengan kubikal ukuran yang sama. t. Untuk pengendalian peralatan gardu induk pada tiap bay terdapat tiga pilihan dimana setiap pemilihannya memiliki kelebihan dan kekurangan (keandalan, keamanan, biaya investasi dan waktu pekerjaan) yang bisa dipertimbangkan oleh masing-masing pengguna. Pemilihan fungsi kendali menggunakan kombinasi BCU dan Bay Control Mimic (BCM) menggunakan tiga pilihan seperti di bawah ini. 1. Pilihan pertama, fungsi pengendalian dilakukan oleh BCU saja. 2. Pilihan kedua, fungsi pengendalian redundan dilakukan oleh BCU dan BCM dimana fungsi interlock dan synchronizing dilakukan oleh BCU. 3. Pilihan ketiga, fungsi pengendalian redundan dilakukan oleh BCU dan BCM dimana fungsi interlock dan synchronizing terpisah antara BCU dengan BCM. Contoh penempatan BCM bisa dilihat pada gambar di bawah ini:

47

SPLN S3.001-3: 2012

Gambar 15. Contoh penempatan BCM pada panel.

7.10.2 Spesifikasi Umum untuk IED (BCU, P