02. spek sogi final 2011

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

Spek SOGI – Final 2011 (26 September 2011)


2011

SPESIFIKASI

SISTEM OTOMASI GARDU INDUK


Spek SOGI – Final 2011 (26 September 2011) 1 dari 132

DAFTAR ISI

1. Pendahuluan ........................................................................................................ 8 1.1. Latar Belakang ..................................................................................................... 8 1.2. Perbedaan GI Konvesional dengan SOGI........................................................... 9 1.3. Demo Fungsi ...................................................................................................... 10 1.4. Syarat Teknis ...................................................................................................... 12 1.5. Syarat Non Teknis .............................................................................................. 15 1.6. Implementasi SOGI ............................................................................................ 16 1.6.1. Gardu Induk Baru ............................................................................................... 16 1.6.2. Penambahan Bay Baru ...................................................................................... 16 1.7. Lingkup Pekerjaan ............................................................................................. 16 1.8. Suku cadang ....................................................................................................... 17

2. Standar yang digunakan .................................................................................... 19 2.1. Daftar Istilah ....................................................................................................... 19 2.2. Standar Lingkungan .......................................................................................... 20 2.3. Standar Komunikasi .......................................................................................... 21 2.4. Standar Sistem Otomasi Gardu Induk .............................................................. 21

3. Penjelasan Umum .............................................................................................. 22 3.1. Perbandingan Mapping Data RTU dengan SOGI ............................................. 22 3.2. Arsitektur Hardware ........................................................................................... 22 3.2.1. Station Level Opsi 1 ........................................................................................... 23 3.2.2. Station Level Opsi 2 ........................................................................................... 23 3.2.3. Bay Level untuk 150 kV double busbar ............................................................ 24 3.3.1. Bay Level untuk 150 kV one-half breaker ......................................................... 25 3.3.2. Bay Level untuk 500 kV one-half breaker ......................................................... 27 3.3.3. Bay Transformer ................................................................................................ 28 3.3.4. Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting................................................. 29 3.3.5. Diameter Baru, Pembangkit Baru dan Mengganti RTU Eksisting ................... 30 3.4. Arsitektur Software Sistem Otomasi Gardu Induk ........................................... 31 3.4.1. Penamaan IED dan substation .......................................................................... 31 3.4.2. IP Address .......................................................................................................... 33 3.5. Penempatan peralatan ....................................................................................... 34 3.6. Level Otomasi GI ................................................................................................ 34 3.6.1. Bay Level ............................................................................................................ 34 3.6.2. Station Level ....................................................................................................... 36 3.6.3. Link Komunikasi ................................................................................................ 37 3.7. Kondisi Umum .................................................................................................... 37 3.7.1. Identifikasi Assembly dan Komponen .............................................................. 37 3.7.2. Enginering Tools ................................................................................................ 37 3.7.3. Mekanikal ............................................................................................................ 37 3.8. Fungsi Aplikasi .................................................................................................. 38 3.9. Hierarki kontrol .................................................................................................. 38 3.9.1. Penjelasan Sistem Kontrol ................................................................................ 39 3.10. Dependability ..................................................................................................... 39 3.11. Kinerja ................................................................................................................. 39 3.12. Interface .............................................................................................................. 40 3.12.1. Proses Interface ................................................................................................. 40 3.12.2. Interface Komunikasi ......................................................................................... 40 3.12.3. Human Machine Interface .................................................................................. 40 3.12.4. Engineering Interface ........................................................................................ 40

4. Fungsi SCADA ................................................................................................... 41 4.1. Akuisisi data ....................................................................................................... 41



4.2. Masukan Digital .................................................................................................. 41 4.3. Peralatan kendali................................................................................................ 42 4.4. Masukan Analog................................................................................................. 42 4.5. Urutan Kejadian (Sequence Of Event / SOE) .................................................... 42 4.6. Keluaran Analog................................................................................................. 42 4.6.1. Perintah Load Frequency Control (LFC)........................................................... 42 4.7. Resolusi Waktu SOE .......................................................................................... 43 4.8. Sinkronisasi Waktu SOE .................................................................................... 43 4.9. Pengambilan Data Lokal SOE ........................................................................... 43 4.10. Fasilitas Uji Simulasi Kendali (Local Test) ....................................................... 43

5. Fungsi Komunikasi ............................................................................................ 44 5.1. Interface Komunikasi ......................................................................................... 44 5.2. Port komunikasi IED .......................................................................................... 44 5.3. Modem ................................................................................................................ 44 5.4. Protokol Komunikasi Gateway .......................................................................... 44 5.5. Switch Over Link Komunikasi ........................................................................... 44

6. Fungsi Human Machine Interface ..................................................................... 45 6.1. Work Station Local HMI ..................................................................................... 45 6.2. Manajemen Otomasi GI...................................................................................... 45 6.2.1. Human Machine Interface (HMI) ........................................................................ 45 6.2.2. Tampilan ............................................................................................................. 45 6.2.3. Fungsi utama ...................................................................................................... 46 6.3. Status IED ........................................................................................................... 47 6.4. Security Control Select-check-before-execute. ............................................... 47 6.5. Perintah Immediate Execute.............................................................................. 47 6.6. Sekuritas Pesan ................................................................................................. 47 6.7. Laporan Urutan Kejadian ................................................................................... 47 6.7.1. Alarm................................................................................................................... 48 6.7.2. Hirarki user ......................................................................................................... 48 6.8. Rekaman data ..................................................................................................... 48 6.9. Otomasi .............................................................................................................. 49 6.9.1. System interlocking ........................................................................................... 49 6.9.2. Automatic Voltage Regulation .......................................................................... 49 6.9.3. Diagram Logic .................................................................................................... 49

7. Gateway .............................................................................................................. 50

8. Server .................................................................................................................. 51

9. Workstation ........................................................................................................ 52

10. Switch ................................................................................................................. 53

11. IED Control dan Meter ....................................................................................... 54 11.1. IED Bay Control Unit (BCU) ............................................................................... 54 11.2. IED I/O ................................................................................................................. 55 11.3. Remote Terminal Unit untuk LFC ...................................................................... 56 11.4. Automatic Voltage Regulator (AVR) ................................................................. 56 11.5. IED Meter ............................................................................................................ 59

12. IED Relai Proteksi .............................................................................................. 60 12.1. IED Proteksi 500 kV (One and Half Breaker) .................................................... 60 12.1.1. IED Proteksi Line 500 kV ................................................................................... 60 12.1.2. IED Proteksi IBT 500/150/66 kV ......................................................................... 60 12.1.3. IED BUSPRO 500 kV .......................................................................................... 61 12.1.4. IED Proteksi Diameter 500 kV............................................................................ 61 12.1.5. IED Proteksi Reaktor 500 kV ............................................................................. 61



12.2. IED Proteksi 150 kV ............................................................................................ 62 12.2.1. IED BUSPRO dan Coupler (konfigurasi double busbar) ................................. 62 12.2.2. IED BUSPRO dan Diameter 150 kV (Konfigurasi One And Half Breaker) ....... 62 12.2.3. IED Proteksi Line 150 kV .................................................................................. 62 12.2.4. IED Proteksi Transformator 150/20 kV atau 150/70 kV .................................... 63 12.2.5. IED Proteksi Kapasitor 150 kV .......................................................................... 63

13. Spesifikasi relay 500 KV .................................................................................... 64 13.1. Distance Relay 500 KV ....................................................................................... 64 13.2. Line Current Differential 500 KV ....................................................................... 65 13.3. Transformer Differential Relay & Restricted Earth Fault 500 KV ................... 67 13.4. Over Current Relay, Ground Fault, Thermal Relay 500 kV .............................. 68 13.5. Circulating Current Protection 500 KV ............................................................. 70 13.6. Busbar Protection Relay 500 KV ....................................................................... 71 13.7. Circuit Breaker Failure/Short Zone 500 KV ...................................................... 72 13.8. Three Phase Under/Over Voltage Relay 500 KV ............................................... 73

14. Spesifikasi relay 150 kV ..................................................................................... 75 14.1. Distance Relay 150 KV ....................................................................................... 75 14.2. Line Current Differential 150 KV ....................................................................... 76 14.3. Transformer Differential Relay & REF 150 kV .................................................. 78 14.4. Over Current, Ground Fault, Thermal Relay 150 dan 20 KV ........................... 79 14.5. Frequency Relay 150 KV .................................................................................... 80 14.6. Stand Bay Earth Fault 20 KV ............................................................................ 82 14.7. Circulating Current Protection 150 KV ............................................................. 83 14.8. Busbar Protection Relay 150 KV ....................................................................... 84 14.9. Circuit Breaker Failure/Short Zone 150 KV ...................................................... 85 14.10. Unbalance Relay 150 KV .................................................................................... 86 14.11. Three Phase Under/Over Voltage Relay 150 KV ............................................... 88

15. Disturbance Fault Recorder .............................................................................. 90

16. KWh Meter Transaksi ......................................................................................... 98

17. Penunjang ........................................................................................................ 100 17.1. Kontainer .......................................................................................................... 100 17.2. Digital Meter ..................................................................................................... 100 17.3. Terminal Block ................................................................................................. 100 17.4. Kubikel .............................................................................................................. 101 17.5. Kabel Low Voltage ........................................................................................... 103 17.6. Kabel Telekomunikasi ..................................................................................... 104 17.7. Inverter 110 VDC ke 220 VAC .......................................................................... 104 17.8. Overvoltage Arrester ....................................................................................... 105 17.9. Layout Panel Kontrol dan Proteksi ................................................................. 105 17.9.1. Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk 150 kV double busbar ................. 105 17.9.2. Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk 150 kV one-half breaker .............. 106 17.9.3. Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk 500 kV one-half breaker .............. 107 17.9.4. Posisi Lokal HMI............................................................................................... 109

18. Testing And Commissioning ........................................................................... 110 18.1. Acceptance Testing ......................................................................................... 110 18.2. Perencanaan Acceptance Test ....................................................................... 110 18.3. Prosedur Acceptance Test .............................................................................. 110 18.4. Pengujian Peralatan (Equipment Test) ........................................................... 111 18.4.1. Pengujian visual ............................................................................................... 111 18.4.2. Verifikasi kemampuan maksimum dan ekspansi ........................................... 111 18.4.3. Pengujian diagnostic perangkat keras ........................................................... 111 18.5. Pengujian fungsional sistem ........................................................................... 111



18.6. Pengujian kinerja sistem ................................................................................. 112 18.7. Preliminary Factory Acceptance Tests ........................................................... 112 18.8. Pengujian sistem 150 jam ................................................................................ 112 18.9. Factory Acceptance Tests ............................................................................... 113 18.9.1. Klasifikasi Kegagalan ...................................................................................... 114 18.9.2. Pengujian secara berurutan ............................................................................ 114 18.9.3. Lingkup pengujian ........................................................................................... 114 18.9.4. Pengujian Protokol .......................................................................................... 115 18.10. Instalasi Sistem dan Pengujian ....................................................................... 116 18.10.1. Persiapan Instalasi ........................................................................................... 116 18.10.2. Pengujian .......................................................................................................... 116 18.11. Site Acceptance Test ....................................................................................... 116 18.11.1. Kondisi pengujian ............................................................................................ 116 18.11.2. Pengujian secara berurutan ............................................................................ 117 18.11.3. Lingkup pengujian ........................................................................................... 117 18.12. Pengujian Kemampuan (Availability Test) ..................................................... 117 18.13. Garansi ............................................................................................................. 118

19. Training ............................................................................................................. 119 19.1. Kebutuhan Umum ............................................................................................ 119 19.2. Training Schedule ............................................................................................ 119 19.3. Training Program ............................................................................................. 119 19.3.1. Overview Terhadap Perangkat Keras dan Lunak ........................................... 119 19.3.2. Pembekalan ...................................................................................................... 120 19.4. Training SOGI ................................................................................................... 120 19.5. Pembuatan Database ....................................................................................... 120 19.6. Pembuatan Display HMI ................................................................................... 121 19.7. Manajemen Sistem Perangkat Lunak ............................................................. 121

20. Dokumentasi .................................................................................................... 122 20.1. Perencanaan Dokumentasi ............................................................................. 122 20.2. Dokumentasi Desain ........................................................................................ 122 20.2.1. Dokumen Desain Perangkat Keras ................................................................. 122 20.2.2. Dokumen Desain Perangkat Lunak................................................................. 123 20.2.3. Dokumen Desain yang Terkonsep .................................................................. 123 20.3. Dokumentasi Implementasi ............................................................................. 123 20.3.1. Site Preparation dan Sistem Installation Manual ........................................... 123 20.3.2. Dokumentasi Acceptance Test Plan ............................................................... 123 20.3.3. Dokumentasi Acceptance Test Procedure ..................................................... 124 20.3.4. As-Built Documentation .................................................................................. 124 20.4. Dokumentasi Pengguna (User) ....................................................................... 124 20.4.1. Operator User Manual ...................................................................................... 124 20.4.2. Engineer User Manual ..................................................................................... 125 20.4.3. Hardware Maintenance Manual ....................................................................... 125 20.4.4. Software Maintenance Manual ........................................................................ 126 20.4.5. Perangkat Lunak pada Media Penyimpanan .................................................. 126 20.5. Project Documentation .................................................................................... 126 20.5.1. Project Schedule .............................................................................................. 127 20.5.2. Review Desain Sistem ..................................................................................... 128 20.5.3. Project Progress Report .................................................................................. 128 20.5.4. Minute of Project Meeting ................................................................................ 128 20.5.5. Dokumentasi Perubahan Kontrak ................................................................... 128 20.6. Kebutuhan Umum ............................................................................................ 128 20.6.1. Documentation Submittal Requirement ......................................................... 128 20.6.2. Documentation Preparation Requirement ...................................................... 129 20.6.3. Review Dokumentasi ....................................................................................... 131



20.7. Publikasi ........................................................................................................... 131 20.8. Gambar dan Dokumen Approval ..................................................................... 131 20.9. Dokumen manual untuk Instalasi, Operasi dan Pemeliharaan ..................... 132

21. Lisensi .............................................................................................................. 132



DAFTAR GAMBAR

Gambar 1 Perbandingan Mapping Data RTU dan SOGI ....................................................... 22 Gambar 2 Konfigurasi SOGI ........................................................................................................ 22 Gambar 3 Arsitektur Station Level Opsi 1 ............................................................................... 23 Gambar 4 Arsitektur Station Level Opsi 2 ............................................................................... 23 Gambar 5 Arsitektur Bay Level untuk 150 KV double busbar ............................................ 24 Gambar 6 Arsitektur Bay Level untuk 150 KV one-half breaker ........................................ 25 Gambar 7 Arsitektur Bay Level untuk 500 KV one-half breaker ........................................ 27 Gambar 8 Arsitektur Bay Transformer ...................................................................................... 28 Gambar 9 Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting .................................................... 29 Gambar 10 Diameter Baru, Pembangkit Baru dan Mengganti RTU Eksisting ................ 30 Gambar 11 Hirarki Kontrol ........................................................................................................... 38 Gambar 12 Kubikel bay IED ....................................................................................................... 101 Gambar 13 Inverter 110 VDC ke 220 VAC ............................................................................... 104 Gambar 14 Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk 150kV double breaker .............. 105 Gambar 15 Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk one-half breaker ........................ 106 Gambar 16 Layout Panel Proteksi Line & IBT untuk 500 kV one-half breaker ............. 107 Gambar 17 Layout Panel Kontrol dan Proteksi Busbar 500 kV one-half breaker........ 108 Gambar 18 Lokal HMI .................................................................................................................. 109



DAFTAR TABEL

Tabel 1 Perbedaan GI Konvensional dengan SOGI .................................................................. 9 Tabel 2 Standarisasi Addressing Komunikasi ......................................................................... 33 Tabel 3 Spesifikasi Umum untuk IED ......................................................................................... 36 Tabel 4 Dokumentasi Desain ...................................................................................................... 129 Tabel 5 Dokumentasi Implementasi .......................................................................................... 129 Tabel 6 Dokumentasi User .......................................................................................................... 129 Tabel 7 Project Documentation .................................................................................................. 129



Spesifikasi Sistem Otomasi Gardu Induk

1. Pendahuluan

Setiap pembangunan gardu induk baru untuk teleinformasi pada peralatan tegangan tinggi (primer) harus memenuhi Standardisasi Teleinformasi Data untuk Pemeliharaan Instalasi Sistem Tenaga Listrik SPLN S5.002:2008 dengan SK Dir No.169.K/DIR/2009 agar informasinya dapat diakusisi oleh Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI) secara maksimal yang diperlukan untuk informasi pemeliharaan. Spesifikasi ini hanya membahas hal-hal yang berhubungan dengan SOGI.

1.1. Latar Belakang

Otomasi peralatan sisi sekunder gardu induk telah berkembang mulai dari terciptanya peralatan multi fungsi Intelligent Electronic Device (IED) sampai dengan SOGI yang sesuai dengan Standardisasi Teleinformasi Data untuk Pemeliharaan Instalasi Sistem Tenaga Listrik SPLN S5.002:2008 dengan SK Dir No.169.K/DIR/2009. Pada otomasi gardu induk terdiri dari peralatan proteksi, kontrol dan pengukuran yang dapat berkomunikasi satu sama lain baik secara lokal maupun secara remote. Otomasi gardu induk akan diimplementasikan di GI 150 KV dan GITET 500 KV Gardu induk tegangan tinggi konvensional mulai bergeser ke gardu induk otomasi, saat ini peralatan yang ditawarkan pabrikan sudah berbasis ke otomasi gardu induk maka PT PLN (Persero) P3B JB akan mengimplementasikan SOGI pada GI baru, penambahan beberapa bay baru atau rehabilitasi GI. Pertimbangan untuk mengimplementasikan SOGI adalah :

a. Jumlah operator yang terbatas untuk mengoperasikan gardu induk, apalagi dengan beberapa tambahan gardu induk baru sehingga PT PLN (Persero) P3B JB menerapkan pola Gardu Induk Tanpa Operator (GITO). Teknologi Sistem Otomasi Gardu Induk sejalan dengan pola GITO.

b. Kemampuan IED dalam mencatat historical data peralatan sejalan dengan pola Condition Base Maintenance (CBM).



1.2. Perbedaan GI Konvesional dengan SOGI

Tabel 1 Perbedaan GI Konvensional dengan SOGI

No. KONVENSIONAL OTOMASI

KONTRUKSI

1 Menitikberatkan pada hardware (switch, lampu indikator, semafor, meter, annunciator, dll)

Menitikberatkan pada sistem computer/IT (PC, monitor, server, ethernet switch, dll.)

2 Banyak kabel Sedikit membutuhkan kabel

3 Lebih banyak ruang yang diperlukan Lebih kecil ruang yang diperlukan

4 Lebih sulit dalam Instalasinya Lebih mudah dalam Instalasinya

5 Engineering software lebih sederhana Engineering software lebih banyak dan rumit

6 Interlocking dilakukan dengan rangkaian perkabelan/hardware

Interlocking dilakukan dengan fungsi logika software

7 Harga kurang kompetitif (banyak perkabelan yang diperlukan)

Harga lebih kompetitif (lebih sedikit perkabelan yang diperlukan)

COMMISSIONING

1 Instalasi lebih sulit Instalasi lebih mudah

2 Pengujian software lebih mudah Pengujian software lebih banyak dan rumit

OPERASI

1 Melalui panel kontrol (discrepancy switch, tombol, lampu indikator, semafor)

Melalui monitor (Human Machine Interface) dengan basis komputer

2 Pencatatan kejadian secara manual Pencatatan kejadian secara otomatis

3 Pencatatan trip secara manual Pencatatan trip secara otomatis

4 Pengukuran dicatat secara manual Pengukuran tercatat secara otomatis

5 Rekaman kejadian lebih sulit untuk didapatkan Rekaman kejadian lebih mudah untuk didapatkan

6 Komunikasi ke pusat kendali (master station) dilakukan melalui perantaraan sistem lainnya (RTU)

Komunikasi ke pusat kendali (master station) dilakukan secara langsung (melalui protokol)

PEMELIHARAAN

1 Memerlukan banyak operator Memerlukan sedikit operator

2 Lebih sulit dalam pemeliharaan karena kurangnya fasilitas monitoring secara otomatis

Mudah dalam pemeliharaan karena sebagian besar peralatan memiliki fasilitas monitoring secara otomatis

TROUBLE SHOOTING

1 Lebih sulit dalam Instalasinya Lebih mudah dalam Instalasinya

2 Lebih mudah & sederhana dalam pemakaian software

Lebih sulit dan rumit dalam pemakaian software

3 Lebih banyak berkenaan dengan hardware Lebih banyak berkenaan dengan software

4 Instalasinya lebih mudah (dapat diamati) Lebih sulit karena berbasis sofware (tidak dapat diamati dengan mudah)

5 Tidak dibutuhkan pengetahuan khusus mengenai software

Dibutuhkan pengetahuan khusus mengenai software

KEHANDALAN

1 Lebih rendah karena banyaknya instalasi perkabelan/hardware

Lebih tinggi karena lebih sedikitnya instalasi perkabelan/harware

2 Rendah karena sedikitnya fungsi monitoring otomatis pada peralatan

Lebih tinggi karena adanya fungsi monitoring otomatis pada semua peralatan



1.3. Demo Fungsi

a. Untuk mendapatkan SOGI yang bekualitas maka peserta lelang harus membawa perangkat minimal untuk melakukan demo fungsi SOGI.

b. Komunikasi ke master station dengan protocol IEC 60870-5-101 (wajib) dan IEC 60870-5-104 (option). Fungsi SCADA dari Human Machine Inteface di Master Station (IRCC atau RCC) sampai IED dan Human Machine Inteface Lokal GI sampai IED.

c. SOGI dapat komunikasi dengan tiga (3) merk IED menggunakan protokol IEC 61850 dan mengikuti tes konvensi IEC 61850 yang dilakukan di PT.PLN (Persero) P3B Jawa Bali.

d. Demo fungsi dilakukan bersamaan klarifikasi teknik sampul pertama, sebelum pembukaan penawaran harga sampul ke-dua (Mengusulkan agar proses lelang dilaksanakan dua sampul satu tahap).

e. Item demo fungsi sebagai berikut :

No Pengujian Acuan Kesimpulan

OK NOK

1 Protokol

a Komunikasi ke Master Station

- IEC 60870-5-101 Lulus

- IEC 60870-5-104 (option) Lulus

- HNZ (embedded) Lulus

- Indactic 33 (embedded) Lulus

b Konfigurasi komunikasi

- Partyline Lulus

- Serial port RS232 Lulus

- Full handshaking (RTS, CTS, CD) Lulus

c Komunikasi ke RTU untuk AGC/LFC

- IEC 60870-5-101 Lulus

- IEC 60870-5-104 (option) Lulus

d SOGI dapat komunikasi dengan 3 (tiga) merk IED

- IEC 61850 Lulus

2 Input /Output IED

- Digital Input Single Lulus

- Digital Input Double Lulus

- Digital Output Lulus

- Analog Input Lulus

- Analog Output (khusus RTU) Lulus

3 Time Tag

- IED Lulus

- Lokal HMI Lulus

- HMI di Dispatcher Lulus

4 Database

- Down Load Ke laptop

- Up Load Ke SOGI

- Komperisasi database IED Lulus



5 Alarm

a Link untuk IED

- dilepas Alarm

- dihubungkan Normal

b Link Ke antar Switch

- dilepas Alarm


c Link ke Server dan Gateway

- dilepas Alarm


d Link ke Master Station

- dilepas Alarm


e Automatic switch over link serial

- Main Main

- Back Up Back Up

f 110 VDC untuk IED

- dilepas Alarm


g 110 VDC untuk Switch

- dilepas Alarm


h 110 VDC/220VAC untuk Gateway

- dilepas Alarm


i Card Digital Input *)

- dilepas Alarm DI

- dimasukkan Normal

j Card Digital Output *)

- dilepas Alarm DO

- dimasukkan Normal

k Card Analog Input *)

- dilepas Alarm AI

- dimasukkan Normal

l Card Analog Output *)

- dilepas Alarm AO

- dimasukkan Normal

6 Tegangan

Pengaman Inverse tegangan Tidak rusak

48 Vdc (-15% / +25%)

110 Vdc (-15% / +10%)

7 Performance

Digital input 1.000 Alarm/menit CPU peak ≤ 50%

RAM ≤ 50%

Catatan :

*) Khusus untuk yang modular, kalau ada gangguan tidak mengganggu fungsi I/O IED yang

normal



1.4. Syarat Teknis

a. Teleinformasi gardu induk baru untuk peralatan tegangan tinggi (primer) harus memenuhi Standardisasi Teleinformasi Data untuk Pemeliharaan Instalasi Sistem Tenaga Listrik SPLN S5.002:2008 dengan SK Dir No.169.K/DIR/2009

b. Fabrikan SOGI harus mempunyai produk fungsi RTU, IED I/O, IED BCU dan IED relay proteksi, station unit, lokal HMI dan aplikasi SOGI. Semua jenis IED harus menggunakan protokol IEC 61850.

c. Peserta lelang melampirkan surat keterangan lulus uji protokol IEC 60870-5-101 dan IEC 61850 di PT PLN P3B JB

d. Komunikasi partyline dan serial port RS232 harus bisa dikonfigurasi untuk full handshaking (RTS, CTS, CD).

e. Protokol IEC 60870-5-101, IEC 60870-5-104 (option), HNZ, Indactic 33 dan IEC 61850 harus masuk (embeded) pada SOGI, tidak menggunakan konverter protokol. Semua protokol diuji ulang saat FAT.

f. Dokumen manual, tool untuk konfigurator dalam bahasa Indonesia dan atau bahasa Inggris.

g. Setiap jenis card mempunyai nomor part.

h. Saat FAT harus diuji fungsi SOGI dengan konfigurasi 2 (dua) bay feeder, 2 (dua) bay transformer, double busbar, 1 (satu) Couple dengan 3 (tiga) merk relay proteksi yang menggunakan protokol IEC 61850.

i. SOGI harus Original Engineering Manufacture (OEM)

j. IED relay tidak diijinkan digunakan untuk fungsi BCU atau sebaliknya.

k. AVR tidak boleh menggunakan fungsi IED BCU.

l. SOGI harus terdiri dari station level dan bay level. Setiap implementasi pembangunan SOGI berupa :

1. Station level diterapkan pada pembangunan GI baru (peralatan primer Gardu Induk dapat mengakomodasi teleinformasi data fungsi pemeliharaan), penambahan bay baru & rehabilitasi GI.

2. Penerapan bay level untuk penambahan bay baru atau rehabilitasi GI dapat menggunakan pilihan sebagai berikut :

Bay Level RTU Proteksi Panel Kontrol Bay Baru

Opsi 1 : IED/IO Existing Existing Otomasi

Opsi 2 : BCU Existing BCU Otomasi

Opsi 3 : Otomasi

m. Surat keterangan dari institusi independen bahwa kualitas komponen SOGI masuk dalam kelas industrial, yang tahan terhadap :

Asam (korosi / karat)



Petir (dapat berupa peralatan eksternal)

Elektromagnetik

Tegangan lebih

Panas

Kelembaban

n. Menyerahkan file Substation Configuration Description (SCD) kepada PLN P3B JB saat FAT dan SAT.

o. 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.

p. 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.

q. Komunikasi antara IED BCU, IED Protection Unit (PU), server dan gateway menggunakan protokol standard IEC 61850.

r. Untuk gardu induk konvensional migrasi menjadi SOGI dilakukan bertahap dengan menggunakan gateway, IED I/O, dan bertahap penggantian IED proteksi.

s. Standar fungsi mininum yang harus dimiliki SOGI

Telesignal

Telecontrol

Telemetering

Event list

Alarm list

Trending

Disturbance Fault Recording

Remote reading

t. Konfigurasi SOGI adalah single ring dengan redundant server (hot standby) dan single gateway (failure server tidak boleh mengganggu fungsi gateway).

u. Setiap panel dilengkapi dengan ethernet switch.

v. Gateway lulus uji protokol IEC 60870-5-104 (option), IEC 60870-5-101 (wajib) dan dapat berkomunikasi secara parelel dengan minimal tiga control center (Inter Regional Control Center / IRCC, RCC dan DCC).

w. SOGI dapat berkomunikasi minimal dengan tiga merk IED sesuai hasil konvensi IEC 61850 di PT PLN (Persero) P3B JB.

x. Gateway terhubung langsung ke switch LAN atau terintegrasi di server atau terhubung langsung ke server



y. Penerapan standard SCADA (Teleinformasi Plan) dalam SOGI harus mengikuti Standardisasi Teleinformasi Data untuk Operasi Jaringan Tenaga Listrik SPLN S5.001:2008 dengan SK Dir No.168.K/DIR/2009 dan Standardisasi Teleinformasi Data untuk Pemeliharaan Instalasi Sistem Tenaga Listrik SPLN S5.002:2008 dengan SK Dir No.169.K/DIR/2009

z. Pemetaan (mapping) database di gateway harus mengikuti Standardisasi Teleinformasi Data untuk Operasi Jaringan Tenaga Listrik SPLN S5.001:2008 dengan SK Dir No.168.K/DIR/2009 dan Standardisasi Teleinformasi Data untuk Pemeliharaan Instalasi Sistem Tenaga Listrik SPLN S5.002:2008 dengan SK Dir No.169.K/DIR/2009

aa. Mapping data operasi dan pemeliharaan dilakukan di Control Center untuk kebutuhan dispatcher dan MCC.

bb. Elektro mechanical protection (alarm dan trip) pada transformator dan shunt reactor ditarik langsung ke dua IED proteksi (main dan backup) dengan keharusan memberikan keamanan terhadap kemungkinan pengaruh induksi

cc. IED proteksi dan IED BCU menggunakan protokol IEC 61850

dd. IED proteksi dan IED BCU langsung terhubung pada single ring system otomasi gardu induk

bb. Interlocking antar IED BCU dengan menggunakan GOOSE

cc. SOGI menggunakan fungsi lockout relay (dengan gerbang Logic) yang terdapat di dalam IED proteksi

dd. Fungsi AR (auto reclose) dan synchronizing cek menjadi bagian dari BCU

ee. Load Frequency Control (LFC) dan kontrol pembangkit 500 kV terhubung ke IRCC.

ff. LFC pembangkit 150 kV terhubung ke Inter Regional Control Center (IRCC) sedangkan kontrolnya ke Regional Control Center (RCC)

gg. IED menggunakan tegangan 110 VDC sedangkan Server, HMI, gateway menggunakan tegangan 220 VAC yang disupply dari inverter (lihat poin 3.6.2).

hh. Link komunikasi SOGI ke Control Center dengan kecepatan minimal 64 kbps untuk serial port dan minimal 100 Mbps untuk ethernet port.

ii. Semua IED main proteksi harus lulus uji dinamik dengan Real Time Digital Simulator (RTDS) dari PLN PUSLITBANG dengan model sistem P3B Jawa Bali.

jj. Bay 500 kV terdiri dari : IED MPU 1, IED MPU 2 dan IED BCU ( 1 set IED BCU untuk setiap CB), dimana IED MPU 1 dan IED MPU 2 harus berbeda merk.

kk. Bay 150 kV terdiri dari : IED proteksi utama, IED proteksi cadangan dan IED BCU (1 set IED BCU untuk setiap CB).



ll. Spesifikasi peralatan switchyard (tekanan SF6, temperatur, tap changer, dll), fire detector, rectifier, kelembaban dan temperatur ruangan harus bisa diakuisisi oleh SOGI.

mm. Unit pembangkit, GITET, SOGI dinyatakan laik operasi apabila sistem sudah dikomisioning dari Control Center.

nn. SOGI harus lulus Uji performance oleh PT PLN (Persero)

rr. Input/Output yang diimplementasikan berdasarkan Standardisasi Teleinformasi Data untuk Pemeliharaan Instalasi Sistem Tenaga Listrik SPLN S5.002:2008 dengan SK Dir No.169.K/DIR/2009

ss. Urutan terminasi pada panel interface yang terletak disamping kubikel IED harus mengikuti urutan TeleInformasi Plan (TIP) yang diperlukan untuk bay yang terkait

tt. Drawing setiap panel harus mengikuti standard typical drawing dari PLN.

1.5. Syarat Non Teknis

a. Peserta lelang melampirkan surat keterangan kepuasan pengguna dari P3B JB yang menyatakan bahwa semua type SOGI yang telah terpasang di GI PLN P3B Jawa Bali sejak tahun 2000 sampai dengan 2010 tidak ada permasalahan performance yang sifatnya major seperti protokol komunikasi, time tag di lokal HMI, BCU, RCC, telesinyal double (Invalid), telesinyal single, remote control dan telemetering.

b. Surat kepuasan pengguna perusahaan listrik minimal 2 (dua) negara, 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.

c. SOGI telah diimplementasikan dengan menggunakan protokol IEC 61850 di perusahaan listrik minimal sejak tahun 2007 di luar negara pembuat software SOGI di negara maju (seperti negara Amerika Serikat dan atau Kanada dan atau Jepang dan atau Eropa Barat dan atau Singapura dan atau Australia dan atau Cina) dan telah diimplementasikan di PT PLN (persero) P3B JB minimal sejak tahun 2009.

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 BOQ merupakan kesatuan yang tidak dapat dipisahkan.

f. Penawaran harga peserta lelang sudah mencakup RKS, spesifikasi teknik yang tidak tercantum di dalam BOQ.

g. SOGI harus Origional Engineering Manifacture (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 JCC/RCC).

i. Memberi training kepada SDM PT PLN (Persero) sampai mahir mengembangkan dan memelihara.

j. Garansi SOGI oleh vendor (perangkat keras dan perangkat lunak) selama 60 bulan dari Berita Acara Serah Terima ke -1.

k. Memberikan surat garansi perangkat lunak yang disuplai apabila ditemukan bug.

1.6. Implementasi SOGI 1.6.1. Gardu Induk Baru

Semua bay baru full otomasi, batasan pekerjaan dari marshalling kiosk sampai dengan panel MDF telekomunikasi.

1.6.2. Penambahan Bay Baru

a. RTU diganti IED I/O, meter di panel diganti IED meter, batasan pekerjaan MDF atau terminal panel SIC sampai dengan MDF telekomunikasi.

b. Bay baru full otomasi.

1.7. Lingkup Pekerjaan

a. Sifat dari lingkup pekerjaan adalah proyek turn-key, diserah terimakan dalam keadaan berfungsi dengan baik dan sempurna.

b. Semua lisensi perangkat lunak yang merupakan original sofware diberikan dalam bentuk CD yang dapat digunakan untuk re-install SOGI 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 instalasi di gardu induk dari marshalling kiosk (eksisting) sampai dengan MDF telekomunikasi (eksisting).

d. Menyediakan terminal interface pada panel IED yang akan digunakan untuk pemeliharaan.

e. Batasan tanggung jawab power supply AC dan DC adalah dari panel ACDB dan DCDB yang disediakan oleh PLN.

f. Data operasi dan pemeliharaan disediakan secara lengkap oleh SOGI di sisi gateway, adapun mapping fungsi pemeliharaan atau fungsi operasi dilakukan di Control Center.

g. Mengimplementasikan teleinformasi plan fungsi pemeliharaan.



h. Perubahan database di Control Center menjadi tanggung jawab PT PLN (Persero).

i. IED ditempatkan di bangunan gardu induk.

j. Ruangan untuk IED dan ruang kontrol GI (untuk lokal HMI) dilengkapi dengan pendingin ruangan.

k. HMI (Engineer Configurator dan Operator), Server, Gateway di letakan di ruang kontrol GI.

l. Server dan workstation diletakkan di dalam kubikel, di meja operator hanya tersedia LCD, keyboard, mouse, announciator dan printer. Komunikasi dari workstation ke perangkat yang ada di meja operator dihubungkan dengan menggunakan KVM extender.

m. Supply tegangan AC, DC ke SOGI dan koneksi ke komunikasi harus dilengkapi dengan fasilitas/instalasi pentanahan dan over voltage protection.

n. Semua tool perangkat keras dan tool perangkat lunak untuk uji fungsi harus diberikan kepada PT PLN (Persero).

o. Selama pelaksanaan proyek mulai tahap training, FAT, SAT dilakukan oleh staf yang akan memelihara dan mengoperasikan peralatan tersebut.

p. Menyampaikan dokumen spesifik untuk pelaksanaan pekerjaan sebelum pekerjaan dimulai.

q. Proposal, komunikasi surat menyurat, laporan, dan notulen dalam bahasa Indonesia.

r. Training.

s. Survei.

t. Approval.

u. Instalasi dan pemasangan label.

v. Migrasi/cut over masing-masing bay secara bertahap, sistem kelistrikan dalam keadaan tidak bertegangan.

w. Factory Acceptance Test.

x. Site Acceptance Test.

y. Uji performance.

z. Dismantling.

aa. Menyerahkan as built drawing dan Operation Maintenance Manual.

1.8. Suku cadang Kontraktor harus menyiapkan suku cadang dalam masa pemeliharaan dan masa garansi guna keandalan operasi IED. Suku cadang IED dibagi dalam :



a. Suku cadang jangka pendek yang dibutuhkan untuk operasi selama masa pemeliharaan dan masa garansi.

b. Menjamin bahwa suku cadang yang sama/equivalen tersedia selama 10 (sepuluh) tahun.



2. Standar yang digunakan 2.1. Daftar Istilah

AMR Automatic Meter Reader AVR Automatic Voltage Regulator BCU Bay Control Unit BDC Binary Decoding Code BPU Back Up Protection Unit CB Circuit Breaker CBF Circuit Breaker Failure CBM Condition Based Maintenance CCP Circulating Current Protection CILO Logical Node Control Interlock CSWI Logical Node Switch Controller DEF Directional Earth Fault DFR Digital Fault Recorder DS Disconnecting Switch DTT Direct Transfer Trip FAT Factory Acceptance Test GFR Ground Fault Relay GIS Gas Isolated Substation GITO Gardu Induk Tanpa Operator GPS Global Positioning System HMI Human Machine Interface IBT Inter bus Transformer IED Intelligent Electronic Device IHMI Logical Node untuk HMI IRCC Inter Regional Control Center LASO Less Attended Substation Operation LCD Liquid Crystal Display LFC Load Frequency Control LLN0 Logical Node Zero (Prefix) LPHD Logical Node Physical Device MCD Momentary Change Detection MMXU Logical Node Measurement Unit MPU Main Protection Unit OCR Over Current Relay OFR Over Frequency Relay OLTC On Load Tap Changer OVR Over Voltage Relay PDIS1 Logical Node Distance Zone 1 PQM Power Quality Meter PSCH1 Logical Node Protection Scheme Zone 1 PSCH2 Logical Node Protection Scheme Zone 2 PTOC1 Logical Node Time Over Current PTRC Logical Node Protection Trip Conditioning PU Protection Unit RBRF Logical Node Breaker Failure REF Restricted Earth Fault RFLO Logical Node Fault Locator RTDS Real Time Digital Simulator RTN Relay Tegangan Nol SAS Substation Automation System



SBEF Stand by Earth Fault SCD Substation Configuration Description SDH Synchronous Digital Hierarchy SFTP Shielded Foil Twisted Pair SOE Sequence of Event SOGI Sistem Otomasi Gardu Induk SOP Standard Operation Procedure SWC Surge Withstand Capability SZP Shot Zone Protection TCS Trip Circuit Supervision TVTR Logical Node Voltage Transformer UFR Under Frequency Relay UVR Under Voltage Relay VDU Visual Display Unit VT-failure Voltage Transformer failure XCBR Logical Node Circuit Breaker XML Extra Markup Language XSWI Logical Node Circuit Switch

2.2. Standar Lingkungan

Semua peralatan proteksi, kontrol, dan HMI mengacu standar berikut ini: Type Test Name Type Test Standard

Insulation Resistance : IEC 60255-5 / IEC 60255-27 / IEC 60870-2-1

Dielectric Withstand : IEC 60255-5 / IEEE C37.90 / IEC 60255-27

High Voltage Impulse Test : IEC 60255-5 / IEC 60255-27 Vibration Test : IEC 60255-21-1 Shock and Bump test : IEC 60255-21-2 Damp Heat Test : IEC 60068-2-3 / IEC 60068-2-30 Cold Test : IEC 60068-2-1 / IEC 60255-6 Dry Heat : IEC 60068-2-2 / IEC 60068-2-1 Enclosure Protection : IEC 60529 / ≥ IP 30 Supply variation : IEC 60255-6 Overvoltage (peak withstand) : IEC 60255-6 Supply interruption : IEC 60255-11 / Max. 50ms Ripple (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 Radiated Immunity : IEC 60255-22-3 / ANSI C37.90.2 / IEC

61000-4-3 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 Immunity

: IEC 61000-4-8

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

2.3. Standar Komunikasi

Gateway ke Control Center :

a. IEC 60870-5-101 (Redundant)

b. IEC 60870-5-104 (option)

IED protocol:

a. IEC 61850

IED BCU IED MPU 1 IED MPU 2 BPU IED I/O IED AVR

b. DNP3 (optional untuk peralatan pendukung)

c. Modbus (optional untuk peralatan pendukung)

d. IEC 60870-5-104 (optional)

e. IEC 60870-5-103 (optional)

2.4. Standar Sistem Otomasi Gardu Induk

a. IEC 61850

b. IEC 61131-3



3. Penjelasan Umum 3.1. Perbandingan Mapping Data RTU dengan SOGI

Gambar 1 Perbandingan Mapping Data RTU dan SOGI

3.2. Arsitektur Hardware

Bay Main

Protection

Bay Backup

Protection

Bay

ControllerBay Main

Protection

Bay Backup

Protection

Bay

Controller

Bay Main

Protection

Bay Backup

Protection

Bay

Controller

Operator

HMIEngineer

ConfiguratorServer

(Main)

Ethernet Switch

Ethernet SwitchEthernet Switch Ethernet Switch

Gateway

Server

(Backup)

GPS

Printer

Feeder Bus Bar dan

CoupleTrafo

Ruang Lokal HMI di GI

Control Centre

Ruang IED di GI

IEC 61850

Antenna

Gambar 2 Konfigurasi SOGI



3.2.1. Station Level Opsi 1

Bay level terhubung ke Switch dengan konfigurasi Single Ring. Gateway terintegrasi di server atau terhubung langsung ke server.

Gateway

Server 1 Server 2

Switch

Switch

Switch

IEC 61850

Gambar 3 Arsitektur Station Level Opsi 1

3.2.2. Station Level Opsi 2 Bay level terhubung ke Gateway melalui Switch dengan konfigurasi Single Ring. Gateway terhubung langsung ke switch.

Gateway

Server 1 Server 2

Switch

Switch

Switch

IEC 61850

Gambar 4 Arsitektur Station Level Opsi 2

Gateway

Station Unit 1 Station Unit 2

Switch

Switch

Switch



3.2.3. Bay Level untuk 150 kV double busbar

Bus Coupler

Q 1 Q2

Q0

Transformer

Q 1 Q2

Q0

OHL

Q 1 Q2

Q0

Q9

Q8

Bus 1

Bus 2

Single Line Diagram

Color Laser

Gateway

Server 1 Server 2

Router

WAN

Control Centre

Substation Level

INTEGRATION BY PLN

GPS

Antenna

RINGKASAN SISTEM

Main & Backup

PERALATAN JUMLAH KETERANGAN

1 Server 2

2 Local HMI 2 Enjiner & Operator

3 Master Clock (GPS ) 1 Optional

4 Modem 1 Optional

5 Color Laser Printer

6 Audible Alarm 2 Audio Alarm

7 Gateway 1

8 Local Area Network

9 Station Switch 1 lot

10 Bay Switch 1 Per Bay

BCU ( Bay Control Unit )11 1

12 Relay Protection 1 Set

13 AVR ( Automatic Voltage Regulator ) 1

14

1 Set Single Ring FO Multi Mode

15

1 Set S /FTP atau FO

1 Set

NO

1

Per CB

Per bay Protection

Per trafo bank

FOKoneksi Ethernet Switch dengan Ethernet Switch

Koneksi Ethernet Switch dengan IED

IEC 870-5- 101 IEC 870-5- 104

Trafo Trafo

Busbar &

Coupler

Common

MPU

BPU 1

BCU IED I /O

AVR

BPU 2

BCU

MPU

BPU

OHL

switch switch switchswitch

MPU

BPU

BCU

switch switch

switch

Gambar 5 Arsitektur Bay Level untuk 150 KV double busbar

Jumlah IED : a. Per tipikal bay line : 3 IED ( BCU, MPU, BPU) b. Per tipikal bay trafo: 5 IED ( BCU, MPU, BPU 1, BPU 2, AVR) c. Per tipikal bay capacitor: 3 IED ( BCU, MPU, BPU) d. Per tipikal bay generator: 1 IED ( IED I/O) e. Per tipikal bay bus coupler: 3 IED ( BCU, MPU/Buspro, BPU) f. Common System : 1 IED I/O.



3.3.1. Bay Level untuk 150 kV one-half breaker

Gambar 6 Arsitektur Bay Level untuk 150 KV one-half breaker



Jumlah IED : a. 1 CB = 1 IED BCU b. Per tipikal Bay Line : 3 IED Proteksi ( MPU, BPU, CCP) c. Per tipikal Bay Trafo: 4 IED Proteksi (MPU, BPU 1, BPU 2, CCP) dan 1

IED AVR d. Per tipikal Bay Capacitor: 3 IED Proteksi (MPU, BPU, CCP) e. Per tipikal Generator: 1 IED I/O f. Busbar Protection & Breaker Failure (untuk CB A & CB B): 2 set IED

(BUSPRO Bus A dan BUSPRO Bus B) g. Breaker Failure untuk CB AB: 1 set IED (CBF AB) sejumlah n diameter h. Common System : 1 IED I/O.



3.3.2. Bay Level untuk 500 kV one-half breaker

Gambar 7 Arsitektur Bay Level untuk 500 KV one-half breaker



Jumlah IED: a. 1 CB = 1 IED BCU b. Per tipikal Bay Line : 4 IED Proteksi ( MPU 1, MPU 2, CCP 1, CCP 2) c. Per tipikal Bay Trafo: 4 IED Proteksi ( MPU 1, MPU 2, BPU 1, BPU 2,

CCP 1, CCP 2), 1 IED BCU sisi 150 kV dan 1 IED AVR (untuk 3 bank) d. Per tipikal Bay Reactor: 2 IED Proteksi ( MPU 1, MPU 2, CCP 1, CCP

2), 1 IED BCU e. Per tipikal Generator: 1 IED I/O f. Busbar Protection & Breaker Failure (CB A & CB B): 4 set IED (1 Main

1 untuk Busbar A, 1 Main 1 untuk Busbar B; 1 Main 2 untuk Busbar A, 1 Main 2 untuk Busbar B)

g. Breaker Failure untuk CB AB: 2 set IED (CBF AB1 dan CBF AB2) sejumlah n diameter

h. Common System : 1 IED I/O.

3.3.3. Bay Transformer Setiap CB pada bay trafo mempunyai 1 IED BCU.

Bus A

Bus B

Q0A

Q0AB

Q0B

1 IED untuk bay TRAFO

Gambar 8 Arsitektur Bay Transformer



3.3.4. Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting

Gateway

Server 1 Server 2

Switch

Switch

Switch

MPU

BPU-1

BPU-2

IED I/O

Bay Trafo

BCU

AVR

Bay Trafo

Bay Trafo Baru

Switch

Gambar 9 Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting



3.3.5. Diameter Baru, Pembangkit Baru dan Mengganti RTU Eksisting

Gateway

Server 1 Server 2

SwitchSwitch

BCU A

BCU AB

BCU B

DiameterRTU

Analog Output untuk LFC IED I/OMengganti RTU eksisting

Switch Switch

Gambar 10 Diameter Baru, Pembangkit Baru dan Mengganti RTU Eksisting



3.4. Arsitektur Software Sistem Otomasi Gardu Induk 3.4.1. Penamaan IED dan substation

Penamaan IED untuk setiap SOGI harus unik dengan struktur tertentu yang akan dijelaskan di bawah ini. Struktur penamaan IED terdiri dari 8 karakter yang dapat dikelompokkan menjadi:

A B C D E

Karakter A : Kode level tegangan terdiri dari 1 karakter.

Tegangan (KV) Range Kode

Tegangan Rendah (TR) Sampai 1000 V 0

Tegangan Menengah (TM) 1 sampai 10 kV 1



Tegangan Tinggi (TT) 35 sampai 90 kV 4



Tegangan Ekstra Tinggi (TET) 245 sampai 600 kV 7

Karakter B : Nama bay terdiri dari 3 karakter.

Peralatan di Gardu Induk

Format Penulisan

Bay Generator BG

Bay Line BL

Bay Busbar BB

Bay Kopel BK

Bus Section BS

Bay Trafo BT

Bay Reactor BR

Bay Capacitor BC

Karakter C : Urutan bay terdiri 2 angka, dimulai dari angka 01 s/d 99.

Karakter D : Device terdiri atas 2 karakter.

Jenis IED Mnemonic

Bay Control Unit BC

Main Protection Unit MP

Backup Protection Unit BP

Automatic Voltage Regulator Unit AV

Input/Output Unit extention IO



Karakter E : 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:

5 TR 01 BC 1

5 Tegangan 150 kV TR Nama bay 01 Urutan bay trafo BC Bay Control Unit 1 Urutan bay control unit

Contoh 2:

5 BL 01 BP 1

5 Tegangan 150 kV BL Nama bay 01 Urutan bay OHL BP Back up Protection Unit 1 Urutan Back Up Protection Unit

Adapun penamaan peralatan pada station level antara lain server, HMI dan gateway diberikan dalam tabel di bawah :

Fungsi peralatan Jenis peralatan

Server 1 berupa PC SERVSTA1

Server 2 berupa PC SERVSTA2

HMI unit 1 berupa PC HMISTA1

HMI unit 2 berupa PC HMISTA2

Gateway PC GTW

Current Circulating Protection CP

Circuit Breaker Failure AB BF

Busbar Protection BB

Common I/O CO



3.4.2. IP Address

Tabel 2 Standarisasi Addressing Komunikasi

Region Nomor GI Nomor Bay Nomor IED Keterangan

192 16 1 11 BCU A bay 1

192 16 2 11 BCU bay 2

192 16 4 22 PU bay 4

192 16 1 12 BCU AB bay 1

Fix Number Region Nomor GI Bay + IED Keterangan

10 172 16 11 BCU bay 1

10 172 16 12 PU bay 1

10 172 16 201 BCU bay 20

Penomoran host id bay pertama dimulai dengan 11x, dan akan diikuti dengan 12x untuk bay kedua dan seterusnya. Angka x mewakili urutan dalam IED dimulai dengan BCU, lalu diikuti MPU, BPU, dan seterusnya sampai kepada IED IO dan diakhiiri dengan AV. Penomoran host id (octet terakhir) dari IP address IED dapat digambarkan dalam tabel dibawah ini

Jenis peralatan Fungsi peralatan IP Address

SERVSTA1 Server 1 berupa PC xx.xx.xx.1

SERVSTA2 Server 2 berupa PC xx.xx.xx.2

HMISTA1 HMI unit 1 berupa PC xx.xx.xx.3

HMISTA2 HMI unit 2 berupa PC xx.xx.xx.4

SNTP GPS yang support Simple Network Time Protocol

xx.xx.xx.17 xx.xx.xx.18

Router* Router external xx.xx.xx.20

GTW** Gateway PC xx.xx.xx.21

BCU 1 Bay Control Unit 1 xx.xx.xx.111

MPU 1 Main Protection Unit 1 xx.xx.xx.112

MPU 2/BPU 1 Main Protection Unit 2 / Backup Protection Unit 01

xx.xx.xx.113

IED IO 1 IED IO untuk ekstensi BCU 01 xx.xx.xx.118

AV1 Automatic Voltage Regulator 01 xx.xx.xx.119

BCU 02 Bay Control Unit 1 xx.xx.xx.121

MPU 01 Main Protection Unit 1 xx.xx.xx.122

MPU 02/BPU 01 Main Protection Unit 2 / Backup Protection Unit 01

xx.xx.xx.123

IED IO 01 IED IO untuk ekstensi BCU 01 xx.xx.xx.128

AV01 Automatic Voltage Regulator 01 xx.xx.xx.129

Catatan : * Penomoran router dialokasikan bila ada.

** Gateway PC akan mempunyai IP address apabila dihubungkan secara langsung ke switch



3.5. Penempatan peralatan a. Penempatan IED di gardu induk dengan temperatur ruangan

maksimal 23ºC.

b. Apabila penamabahan bay baru untuk penempatan IED di ruang gardu induk tidak mencukupi, maka IED untuk bay baru diijinkan untuk diletakan 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.

c. Setiap bay memiliki panel yang terpisah dari bay lainnya.

d. Bay 500 kV terdiri dari : IED MPU 1, IED MPU 2 dan IED BCU (1 IED BCU untuk setiap CB), dimana IED MPU 1 dan IED MPU 2 harus berbeda merk.

e. Bay 150 kV terdiri dari : IED proteksi main, IED proteksi back up dan IED BCU (1 IED BCU untuk setiap CB).

f. Server, gateway, GPS, KVM extender (Keyboard, VDU, Mouse), switch dan inverter 110 VDC ke 220 VAC dimasukkan ke dalam panel.

g. LCD, keyboard, mouse dan printer ditempatkan di meja operator.

3.6. Level Otomasi GI 3.6.1. Bay Level

a. Setiap bay 500 kV terdiri dari IED BCU, IED MPU 1 dan IED MPU 2 yang terpisah secara hardware.

b. Setiap bay 150 kV terdiri dari IED BCU, IED MPU dan IED BPU yang 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 SOGI

e. Rangkaian trip dari IED proteksi sampai ke trip coil dari 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. Sistem interlock sesuai Standard Operation Procedure (SOP) gardu induk.

j. 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 dan synchronizing check relay) dan IED BCU harus tersedia fasilitas indikasi VT-failure.

m. IED dapat diintegrasikan secara langsung ke panel Gas Isolated 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 untuk menampilkan minimal topologi bay, arus dan tegangan, daya aktif dan reaktif, alarm lokal, posisi tap trafo. Dapat melakukan remote control bay (CB, tap changer) termasuk 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. Primary equipment terhubung dengan marshalling kiosk yang

terletak di switchyard. Terminal Interface dan IED terletak gedung/kontainer dengan

kubikal ukuran yang sama.

r. IED harus lulus uji conformance test IEC 61850 dari lembaga independent (KEMA).



Tabel 3 Spesifikasi Umum untuk IED

NO Description Requirement

1 Rack Standard : 19“

2 Tampilan : Embedded LCD

3 Key-Pad : Enable to change setting by key-pad

4 Indikasi : LED

5 Technology : Numerical IED

6 Supply : 110 VDC (-15% s.d +10%)

7 Frequency : 50 Hz ±5%

8 Licensed Software for setting & analysis

: Included

9 Connection between relay to computer

: Included

10 Default Setting & Programmable Logic Controller

: Enable

11 Communication Port to PC : built in

12 Test Plug : Included

13 Test Block : Included

3.6.2. Station Level Terdiri dari beberapa perangkat yang mempunyai fungsi untuk mengakuisisi, memproses, remote control, menampilkan informasi dan menyimpan data. a. HMI :

Mempunyai dua workstation untuk Operator GITET/GI dan fungsi enjinering.

Fungsi untuk melakukan proses switching, monitoring, data recording, merekam urutan kejadian, mencetak, pengembangan aplikasi (fungsi enjinering), pemeliharaan SOGI dan analisis data. Proses switching dari HMI dapat dilakukan jika dalam posisi lokal general.

Yang membedakan fungsi operator atau fungsi enjinering yaitu password.

Menggunakan Simbol-simbol standar yang digunakan dalam Sistem Otomasi Gardu Induk (IEC 60617).

Standar HMI display untuk Sistem Otomasi Gardu Induk.

Format tampilan diusulkan oleh vendor, dan akan diapprove oleh P3B JB System overview Overall single line diagram Bay single line diagram AC and DC distribution system Event list Alarm list Common alarm / Announciator Trending



Untuk Single Line diagram di HMI Sistem Otomasi Gardu Induk disetujui menggunakan system pewarnaan dinamis pada single Line berdasarkan kondisi pada keadaan bertegangan atau tidak dan kondisi pentanahan.

Manuver sistem dapat dilakukan melalui lokal HMI.

Perubahan database, setting IED dapat dilakukan dari HMI.

Setiap user mempunyai password. b. Server :

Server redundant.

Fungsi SCADA, historikal data dan statistik.

Server berfungsi untuk manajemen dari IED dan workstation. c. Gateway merupakan interfacing protocol. d. Dapat menampung IED sesuai kapasitas I/O. e. Dapat meneruskan perintah kontrol dari Control Center atau lokal

kontrol. f. Inverter 110 VDC ke 220 VAC.

3.6.3. Link Komunikasi a. Link komunikasi dari bay level sampai dengan station level

menggunakan konfigurasi single ring. b. IED MPU yang memerlukan teleproteksi diharuskan menggunakan

link komunikasi yang tersendiri dan terpisah dari link komunikasi data SOGI.

c. Ethernet switch untuk sistem 150 kV dengan konfigurasi double busbar setiap bay dipasang 1 switch.

d. Ethernet switch untuk sistem 500 kV setiap bay dipasang 2 switch (main dan back up).

e. Ethernet switch untuk tiap diameter pada sistem 1½ breaker dipasang 1 (satu) switch.

3.7. Kondisi Umum 3.7.1. Identifikasi Assembly dan Komponen

Setiap modul harus mempunyai identifikasi yang jelas (tipe modul dan/atau nomor seri) yang membedakan dengan modul yang lain. Semua tempat card dan slot harus diberi label yang jelas. Card harus diberi kunci untuk meyakinkan pemasangan dan untuk mencegah pemasangan pada lokasi yang salah.

3.7.2. Enginering Tools Kontraktor harus menyerahkan engineering tools yang digunakan untuk setting, download dan upload database, uji fungsi, diagnostik dan simulator (berupa laptop dan software).

3.7.3. Mekanikal

a. Ukuran Board/Rack standard (19 inch) b. Terlindung dalam kubikel c. Instalasi dalam kubikel d. Bus sistem :

√ Bus peripheral paralel.

√ Bus peripheral serial.



√ Bus node paralel. 3.8. Fungsi Aplikasi

a. Node data / sub sistem komunikasi IED / gateway b. Mempunyai kemampuan proses kontrol secara sentral dan

terdistribusi c. Dapat difungsikan untuk otomasi. d. Rancangan untuk jaringan multi hirarki pada topologi dengan

kombinasi komunikasi :

√ Serial

√ LAN/WAN

√ Field bus

√ Fungsi otomasi setiap tingkatan jaringan lokal atau terdistribusi

3.9. Hierarki kontrol

Local CB Box

Local DS 1 Box

Local DS 2 Box

Local DS 3 Box

Remote

Local

(Push Button)

C Selector Switch

Selector Switch

Selector Switch

Selector Switch

DS 1

DS 2

DS 3

Remote

Remote

Remote

Local

(Push Button)

Local

(Push Button)

Local

(Push Button)

Bay Control Unit

Remote HMI

Local BCU

Key Switch

Remote Control Centre

Local HMI

Dispatcher Monitor

HV EquipmentMarshalling

kioskBay Control Unit Human Machine Interface

Switchyard Control Room

Substation Control Centre

Close & Open Status Close & Open Status Close & Open Status

1 32 4 5

Catatan : 1. pembangunan GI baru yang menggunakanSIstem Otomasi GI

2. Semua status, alarm dan pengukuran dikirim ke local HMI dan control center sesuai standardisasi SCADA, walaupun dalam posisi lokal

Gambar 11 Hirarki Kontrol

a. Manual Switch b. Bay Control Unit (IED BCU)

Local bay hanya dapat dioperasikan dari Bay Control Unit (IED)

Remote bay hanya dapat dioperasikan dari HMI (SOGI) c. HMI (Sistem Otomasi Gardu Induk)

Local Substation hanya dapat dioperasikan dari HMI (SOGI)



Remote Substation hanya dapat dioperasikan dari Control Center

d. Control Center Untuk SOGI yang Control Centernya masih menggunakan ELENAS diperlukan sinyal Control Disable (CD).

3.9.1. Penjelasan Sistem Kontrol

a. Local Remote Gardu Induk hanya dapat dioperasikan melalui Local HMI. Posisi terakhir tidak boleh berubah apabila Local HMI padam / rusak.

b. BCU mempunyai fasilitas Lokal Remote secara software (lokal HMI) dan/atau hardware (BCU).

c. Semua status, alarm dan pengukuran dikirim ke local HMI dan Control Center sesuai standardisasi SCADA, walaupun dalam posisi lokal.

3.10. Dependability Agar dapat dicapai dependability yang tinggi maka: a. Server (server dan gateway) dan harus redundant (hot-standby). b. IED dapat melokalisir gangguan secara otomatis. Untuk bay yang dipelihara hanya dapat diakses dari HMI namun bay yang lain masih dapat diremote dari Control Center.

3.11. Kinerja a. Kapasitas server minimal 10.000 I/O. b. Kapasitas Otomasi GI minimal 96 IED. c. Kapasitas switch 48 bh, fault recovery time max 150 ms. d. Pertukaran data peer to peer melalui protocol IEC 61850 maksimal

30 milidetik, misalnya perubahan input di satu bay dan output eksekusi dari bay yang lain.

e. Keakuratan telemetering dari IED BCU: Arus dan tegangan kelas 0,5. Daya aktif dan reaktif (MW dan MVAr) kelas 0,5. Energi meter (MWh dan MVArh) kelas 1,0.

f. Switchover otomatis (failover) server maksimal 30 detik. g. Penyimpanan urutan kejadian minimal 120.000 event dan 60

recording pengukuran selama 100 hari. Batasan pengujian local HMI sampai dengan terminal bay panel a. Urutan kejadian memiliki resolusi maksimal 1 detik. b. Pengambilan status telemetering maksimal 2 detik. c. Kontrol maksimal 1 detik.

Batasan pengujian HMI dispatcher sampai dengan terminal bay panel, remote tap changer 2 detik, dan remote LFC 4 detik.

Pengujian dapat dilakukan dengan menggunakan dummy atau peralatan simulasi. Dummy merupakan perangkat untuk melakukan simulasi dari HMI sampai dengan terminal atau MDF pada panel IED.



3.12. Interface 3.12.1. Proses Interface

Otomasi GI langsung terhubung ke primary equipment (CT dan PT). Interface dengan pengukuran digital seperti posisi tap trafo dilakukan dengan Binary Decoding Code (BDC) atau Gray Code.

3.12.2. Interface Komunikasi Komunikasi server / gateway dengan Control Center menggunakan protocol. Komunikasi IED dengan HMI, server, gateway menggunakan jalur telekomunikasi Ethernet. Sinkronisasi waktu diambil dari Control Center melalui protokol standard IEC 60870-5-101 (wajib) / IEC 60870-5-104 (option) dan atau GPS di server melalui SNTP.

3.12.3. Human Machine Interface Human Machine Interface untuk: a. Bay level. IED dapat menampilkan single line diagram dari bay yang

bersangkutan. Setiap IED memungkinkan untuk koneksi dengan PC/laptop untuk membantu selama komisioning dan pemeliharaan.

b. Station level. Server dengan monitor LCD. Server ini dapat digunakan untuk konfigurasi SOGI, setting IED, manajemen SOGI, tampilan single line diagram, kontrol lokal, alarm, penyimpanan data, analisa rekaman gangguan dan lain-lain.

c. Control Center.

3.12.4. Engineering Interface Engineering tool menyediakan interface Extra Markup Language (XML) untuk pertukaran data dengan engineering tools pabrikan lain. Termasuk Single Line Diagram, urutan kejadian, alarm, dan koneksi I/O.



4. Fungsi SCADA

Fungsi utama SCADA adalah sebagai berikut:

4.1. Akuisisi data Station level mengakuisisi data IED. Bay Level (IED) harus dapat berfungsi sebagai : a. Melakukan akuisisi masukan digital (digital input / DI). b. Melakukan akuisisi masukan analog (analog input / AI). c. Melakukan kendali keluaran digital (digital output / DO) . d. Melakukan kendali keluaran analog (analog output / AO). e. Menyimpan SOE (Sequence Of Event). Data yang diterima dari IED BCU harus merupakan hasil pengumpulan yang menjadi suatu grup scan. Setiap grup scan harus terdiri dari masukan analog, masukan digital atau gabungan keduanya. Deteksi perubahan sesaat (momentary change detection/MCD) harus mengindikasikan semua operasi antara periode scan ke IED kontrol.

4.2. Masukan Digital Interface masukan digital harus mampu dalam kondisi isolasi kontak tidak bertegangan dan bertegangan (isolated dry and wet contact) masukan digital. Kontraktor harus menyediakan sensor tegangan yang dibutuhkan, pembatas arus, optocoupler dan filter kontak. Menggunakan dry contact sistem tegangan 110 VDC. Tipe masukan digital berikut ini harus ada dan diimplementasikan pada IED dimana status masukan digital dapat menggambarkan status peralatan. Status point Deteksi status point mempunyai dua kondisi. Masukan digital mempunyai dua kontak yaitu kontak A atau B. IED BCU dapat diset untuk perubahan posisi kontak dalam durasi ≤ 1 detik (sesuai dengan Control Center). Jika durasi kurang dari setting harus dinyatakan bahwa tidak ada perubahan (posisi kontak). Status point pendeteksi perubahan sesaat (Momentary Change Detection / MCD ) Deteksi multi operasi peralatan dengan dua kondisi dimana multi operasi akan terjadi diantara scan IED. Status point MCD harus diset untuk perubahan posisi kontak dalam durasi ≤ 1 detik (sesuai dengan Control Center). Jika durasi kurang dari setting harus dinyatakan bahwa tidak ada perubahan (posisi kontak). Masukan akumulator pulsa Fasilitas ini untuk menghitung dan menyajikan jumlah kontak yang dihasilkan oleh peralatan dari luar yang dikirim ke IED. Akumulator mampu membedakan kontak yang satu dengan yang lain. Akumulator akan naik satu hitungan untuk setiap perubahan status kontak. Akumulator harus mampu menerima perhitungan kisaran naik lebih dari



10 cycle per detik. Akumulator mempunyai kemampuan untuk mereset (kembali ke nol) dari Control Center atau dari IED.

4.3. Peralatan kendali Peralatan sistem tenaga listrik yang dapat dikendalikan oleh IED BCU yaitu : a. Peralatan dua kondisi : misalnya circuit breaker (CB) dan

disconnecting switch (DS) yang dioperasikan secara manual atau otomatis.

b. Peralatan multi kondisi : misalnya mengendalikan naik atau turunnya posisi tap changer transformator (OLTC) dan peralatan lain yang bersifat multi kondisi.

c. Fungsi IED BCU harus mempunyai kemampuan untuk mengukur arus dan tegangan (A, V, MW, MVAR, KWh).

4.4. Masukan Analog

Akurasi masukan analog minimal 99,9%, pada temperatur 40 oC. Akurasi rata-rata harus tidak ada drift (penyimpangan) lebih dari 0,002 % per oC dalam kisaran temperatur –20 oC sampai dengan 60 oC. Penentuan akurasi harus dibuat pada multiplexer analog yang sedang beroperasi dalam kecepatan tinggi. Konverter analog ke digital harus menghasilkan presisi minimal 4096 perhitungan ( 12 bit atau sign + 11 bit ).

4.5. Urutan Kejadian (Sequence Of Event / SOE) IED BCU harus mempunyai kemampuan pengumpulan data urutan kejadian pada resolusi waktu kurang dari kecepatan operasi peralatan sistem tenaga. Resolusi waktu memungkinkan Control Center untuk menentukan penyebab dan efek yang berkaitan dengan perubahan status peralatan yang beroperasi normal dan abnormal. Digital input pada IED BCU harus ditandai dan diprogram sebagai point SOE.

4.6. Keluaran Analog Keluaran analog harus disiapkan untuk mengendalikan peralatan eksternal. Keluaran analog harus memiliki akurasi 99,75 % skala penuh dalam suhu 40 oC. Akurasi rata-rata mempunyai penyimpangan (drift) kurang dari 0,01 % per oC untuk suhu antara -20 oC sampai dengan 60 oC. Keluaran analog seperti di bawah : a. +4 s/d +20 mA DC b. ± 10 mA DC, c. ± 5 mA DC, d. 0 s/d +20 mA DC

Keluaran arus harus mampu dibebani sampai dengan impedansi 5.000 dan keluaran tegangan mampu dibebani dengan impedansi sampai

dengan 1.000 .

4.6.1. Perintah Load Frequency Control (LFC) Untuk GI pembangkit yang ikut berpartisipasi dalam program LFC harus memiliki kemampuan untuk mengakses LFC dari Control Center ke peralatan LFC di pembangkit. Jenis perintah kendali LFC yaitu :



a. Besaran untuk menaikkan atau menurunkan beban (MW) unit pembangkit.

b. Kontrol set point LFC. Kontrol set point berupa sinyal analog.

c. Perintah LFC. Interval waktu perintah LFC dari Control center, dapat dilakukan dalam waktu tertentu (0,1 detik sampai dengan 2 detik dengan minimum kenaikan 8 milidetik).

4.7. Resolusi Waktu SOE Time tag yang direkam dengan tiap event harus dihasilkan dari clock internal IED. Clock internal harus menghasilkan kode waktu dengan resolusi 1 milidetik.

4.8. Sinkronisasi Waktu SOE Setiap clock internal IED harus disinkronisasi dengan GPS di SOGI (apabila Control Center masih belum dapat berkomunikasi dengan GPS) dan atau GPS dari Control Center.

4.9. Pengambilan Data Lokal SOE Pengambilan data SOE dalam format ASCII.

4.10. Fasilitas Uji Simulasi Kendali (Local Test)

Setiap Otomasi GI harus dilengkapi dengan simulator kendali keluaran berupa hardware (dummy CB). Fasilitas ini harus dapat mensimulasikan status dari perubahan kendali.



5. Fungsi Komunikasi

5.1. Interface Komunikasi a. IED ke Server. b. Gateway ke Control Center.

Tersedia port komunikasi serial RS232/RS485 atau TCP/IP.

5.2. Port komunikasi IED Semua IED yang disuplai minimal mempunyai dua port, untuk berkomunikasi dengan switch dan untuk berkomunikasi dengan konfigurator.

5.3. Modem Modem di gateway harus dapat dikonfigurasi sesuai dengan modem yang ada di Control Center menggunakan 4 kawat sebagai interface jaringan komunikasi.

5.4. Protokol Komunikasi Gateway Protokol komunikasi harus terintegrasi (embeded), tidak menggunakan konverter protokol di luar interface komunikasi. Protokol komunikasi harus dapat di-load pada port komunikasi.

5.5. Switch Over Link Komunikasi Gateway harus dapat pindah link (switch over link) secara otomatis bila terjadi gangguan pada salah satu link komunikasi serial. Permintaan link data Gateway dapat diinisiasi oleh Control Center.



6. Fungsi Human Machine Interface 6.1. Work Station Local HMI

NO Description Requirement 1 Name : 2 Manufacture/Type : 3 Class : Workstation 4 Hardware :

Processor : 4 Core, 2,5 GHz

Jumlah processor terpasang : 1

5 Operating System : Linux / UNIX / Windows

6 RAM : : ≥ 8 GB

7 Hard Disk :

- Kecepatan : ≥ 7200 rpm

- Kapasitas Terpasang : : ≥ 500 GB

8 Optical Drive : DVD ± R/RW

9 Graphic Adapter 256 MB : 2 port

10 Communication Port : :

10/100 BaseTX Ethernet port : 2

Serial port : 1

USB Port : ≥ 2

11 Power Supply : 220 ± 10% VAC

12 Fan pendingin : Single

13 Casing : Tower / Rack Mount

14 Software : GUI : Yes License : Yes

15 LCD

- Ukuran : 23 inch

- Resolusi : 1920 x 1200

6.2. Manajemen Otomasi GI HMI dapat melakukan mode lokal atau remote dengan software. Kondisi operasi HMI dapat melakukan perintah remote control jika dalam mode lokal, sedangkan dalam mode remote, perintah remote control dilakukan dari Control Center. Kondisi pemeliharaan Ketika pemeliharaan satu atau beberapa bay, BCU dapat melakukan kontrol lokal.

6.2.1. Human Machine Interface (HMI) HMI dapat berupa workstation dengan operating system Unix / Linux / Windows, monitor LCD, keyboard, mouse, aplikasi SCADA dan aplikasi HMI.

6.2.2. Tampilan Layar akan menampilkan :



a. Tiga alarm terakhir b. Tanggal dan waktu, nama operator, nama GI c. Banner untuk printing, log off, stop sirene, engineering tools (seperti

untuk setting atau analisis) d. Navigasi untuk langsung melihat alarm, sistem, laporan dan kurva. Seluruh tampilan HMI sesuai buku standar Teleinformasi Data Untuk Pemeliharaan Instalasi Sistem Tenaga Listrik.

6.2.3. Fungsi utama HMI harus bisa mengakomodir fungsi supervisi, kontrol, data recording, dan pemeliharaan.

Supervisi : a. Menampilkan topologi dari SLD, tampilan umum, level tegangan,

detail dari tiap bay. Termasuk juga posisi switchgear, telemetering, counter operasi, counter trip, grafik, alarm dan lain-lain. Perubahan kondisi, misalnya terbukanya CB dari relay proteksi, harus ditampilkan dengan warna yang khusus.

b. Menampilkan daftar alarm c. Menampilkan urutan kejadian d. Menampilkan kurva berdasar real time atau rekaman data. Informasi

yang invalid ditandai dengan jelas. e. Menampilkan data gangguan f. Mencetak daftar urutan kejadian dan laporan. Laporan harus dapat

dikonfigurasi dengan mudah.

Kontrol: a. Kontrol terhadap primary equipment, dengan tampilan pop-up

windows yang memungkinkan pilihan sebelum dilakukan eksekusi, penggunaan synchro-check untuk CB dan interlocking untuk switchgear.

b. Synchro-check dan interlocking by pass hanya dapat dilakukan di IED.

c. Dapat melakukan perubahan switch lokal/remote setiap IED (pemeliharaan atau operasi).

Rekaman data: a. Menyimpan urutan kejadian, telemetering dan gangguan. b. Menyimpan seluruh dokumentasi database sistem dan komponen.

Pemeliharaan: a. Modifikasi dan desain sistem database server. b. Setting IED dari HMI. c. Download dan upload database IED dari HMI. d. Backup database IED dan server.



6.3. Status IED

Server akan menerima reporting secara real time dari IED.

6.4. Security Control Select-check-before-execute. Operasi untuk mengendalikan keluaran scan Inhibit dan Enable harus dilakukan dengan urutan perintah kendali select-check-before-execute. Kendali ini mempunyai urutan sebagai berikut : a. HMI harus mengirim pesan perintah ke alamat IED yang sesuai,

point keluaran digital pada IED , dan perintah yang akan dilakukan (seperti membuka/menutup circuit breaker).

b. IED harus menginisialisasi masukan digital (telesignal double) lalu mengirim pesan ke HMI. Pesan yang dikirim ke HMI harus menghasilkan perubahan status point pada IED. Pengiriman pesan ini ke HMI harus tidak ada pengulangan.

c. HMI harus mengecek pesan yang dikembalikan untuk validitas dan jika valid maka dikeluarkan perintah eksekusi ke IED.

d. IED hanya melakukan kendali pada point yang telah ditentukan sesuai dengan perintah eksekusi yang diterima.

Perintah kendali harus dieksekusi hanya jika urutan select-check-before-execute dilakukan tanpa terjadi kesalahan. IED harus mereset logika kontrol ketika terjadi error dalam urutan atau perintah eksekusi tidak diterima dalam periode waktu yang ditentukan, misalnya 10 detik, setelah pesan perintah diterima pada IED . Periode waktu tersebut harus dapat diatur secara variabel pada database IED .

6.5. Perintah Immediate Execute Protokol komunikasi IED harus mendukung perintah keluaran immediate execute (dimana perintah keluaran tanpa dilakukan pengecekan validitas dan tanpa adanya perubahan pesan) misalnya tipe kendali khusus keluaran untuk perintah LFC.

6.6. Sekuritas Pesan Setiap pesan yang dikirim harus mengandung kode pendeteksian error untuk mencegah pesan salah dianggap valid.

6.7. Laporan Urutan Kejadian Point masukan digital digunakan untuk indikasi status, juga merupakan suatu sequence of event. Sebagai event untuk SOE, didefinisikan perubahan status seperti membuka dan menutup CB. Transisi ganda pada peralatan seperti trip atau sebagian reclosing CB, harus mengacu sebagai urutan event. Setiap waktu event dideteksi, IED harus menandai waktu event dan menyimpan deskripsi dan tag berbasis waktu event pada buffer SOE. Buffer harus mampu menyimpan, minimal jumlah event yang sama dengan lima kali jumlah point SOE yang diimplementasikan dalam IED . Ketika diperintah, IED harus mengirim data SOE yang tersimpan dalam buffer ke HMI. Data dalam buffer IED harus bisa dipelihara hingga bisa dikirim ke HMI dan mendapat acknowledgement. Indikasi event yang



disimpan di IED bila mencapai kapasitas penuh harus dikirim ke HMI sehingga mendapat prioritas agar dapat diketahui oleh HMI untuk mengamankan data SOE. Status point harus disiapkan untuk mengindikasikan data SOE pada IED mengalami buffer overflow.

6.7.1. Alarm Alarm akan muncul jika terjadi perubahan status digital, pengukuran yang melebihi batas atau gangguan internal sistem (seperti gangguan komunikasi, gangguan IED) sesuai buku standar Teleinformasi Data Untuk Pemeliharaan Instalasi Sistem Tenaga Listrik. Alarm ditampilkan lewat HMI menggunakan tampilan window khusus: a. Kronologis alarm. b. N alarm terakhir dengan warna berbeda. c. Single Line Diagram akan menampilkan keadaan real time, status

alarm untuk setiap peralatan. d. Setiap alarm, announsiator dapat direset dari HMI dan alarm tersebut

akan hilang apabila kondisi normal.

6.7.2. Hirarki user Hirarki dari user: a. Administrator. b. Kontrol. c. Melihat.

Nama user dan passwordnya dapat dibuat/dihapus secara on line di HMI oleh administrator. Minimal dapat didefenisikan 50 nama user. Update data terakhir harus ditampilkan selama 48 jam agar dapat diketahui oleh user yang lain. Password dapat dimodifikasi online oleh user itu sendiri atau user dengan hak sebagai administrator.

6.8. Rekaman data Pengukuran dan nilai yang berkaitan harus disimpan dalam database server pusat dalam tabel berikut : a. Tabel harian untuk nilai rataan setiap hari. Tabel ini dapat disimpan

selama 35 hari. b. Tabel bulanan untuk nilai minimum, maksimum, rata-rata, dan

jumlah, dihitung pada referensi waktu setiap hari (dapat diset). Tabel bulanan dapat disimpan dalam 15 bulan.

c. Tabel tahunan untuk nilai minimum, maksimum, rataan, dan jumlah, dihitung pada referensi waktu setiap bulan (dapat diset). Tabel tahunan dapat disimpan dalam 5 tahun.

d. Penyimpanan file gangguan menggunakan format file Comtrade secara otomatis disimpan di server. Aplikasi pengambilan file comtrade dari IED ke server harus disediakan pabrikan sesuai dengan merk IED. Minimal 10 file tiap bay dapat disimpan.

Backup data dapat dilakukan: a. Permintaan operator



b. Secara periodik dengan mengatur tanggal/waktu yang dapat ditentukan.

6.9. Otomasi

6.9.1. System interlocking Interlock peralatan primer (CB, DS, ES) dilakukan dengan software. Fungsi interlock dapat dioverride jika diperlukan, kecuali peralatan dengan mekanikal interlock.

6.9.2. Automatic Voltage Regulation Fungsi Automatic Voltage Regulation (AVR) digunakan untuk mengatur tegangan transformator melalui OLTC. Posisi tap bisa dimonitor dari lokal IED maupun HMI. IED memiliki akses untuk pengaturan tegangan secara manual atau otomatis.

6.9.3. Diagram Logic Konfigurasi Otomasi GI dapat dilakukan dengan mengkonfigurasi diagram logic untuk fungsi-fungsi tertentu seperti proses switching oleh Relai Tegangan Nol (RTN), switching oleh load shedding, dan lain-lain. Eksekusi dari urutan otomasi harus menjamin tidak ada kehilangan data selama proses. Otomasi dapat dilakukan melalui: a. Permintaan operator b. Kejadian (perubahan status digital atau analog) c. Permintaan otomasi yang lain d. Periodik (setiap hari, minggu, atau bulan) pada tanggal dan waktu

khusus.



7. Gateway

NO Description Requirement 1 Name : .............................................

2 Manufacture/Type : …………../…………………..

3 Communication to SCADA / Control Center

: Dapat berkomunikasi dengan 2 Control Centre

Serial Communication : RS 232 / RS 485

data rate (bps) : 300 – 19200

port : 4 port (2 redundant)

Ethernet : 10/100BaseTX / FX

data rate : 10/100 Mbps

port : 2 port

Protocol Supported : IEC 60870-5-101 (wajib), IEC 60870-5-104 (option)

4 Communication to Substation Automation System (SAS)

:

Protocol Supported : IEC 61850

5 Power Supply : 220 VAC ±10%,

6 Catatan :Gateway terhubung langsung ke switch LAN atau terintegrasi di server atau terhubung langsung ke server



8. Server



3 Class : Industrial server

4 Hardware

Processor : 4 Core, 2,5 GHz


:


6 RAM : : ≥ 8 GB

7 Hard Disk :


- Kapasitas Terpasang : 1000 GB

:



10 Communication Port :


Serial port : 1

USB Port : 2

11 Power Supply : 220 ±10%, VAC (Double)

12 Fan pendingin : Redundant

13 Rackmountable : Yes

14 Software

GUI : Yes

Control Sequences :

Data logging : 7 hari

Historical recording and archiving : 93 hari

Alarm management : yes

Remote Configuration : yes

15 Kapasitas

Kapasitas input/output : 10.000

Kapasitas komunikasi dengan IED : 3 kali kapasitas IED terpasang

16 Performance

Digital input change of state : 500 ms

Alarm acknoledgment : 1s

Analog input change of value : 1s

Control initiation : 750ms

Digital input 5.000 Alarm/menit : CPU peak ≤ 50%

: RAM ≤ 50%

Space hardisk terpakai : ≤ 50 %

Processor Start-Up

Hot Start : 3s

Warm Start : 5s

Cold Start : 5 menit

Device/Processor Fail over (switch over) : 30s

17 Protocol : : IEC 61850



9. Workstation



3 Class : Industrial server

4 Hardware

Processor : 4 Core, 3 GHZ


:


6 RAM : : 4 GB

7 Hard Disk :


- Kapasitas Terpasang : 500 GB

:



10 Communication Port :


Serial port : 1

USB Port : 2

11 Power Supply : 220 ±10%, VAC (Double)

12 Fan pendingin : Redundant

13 Rackmountable : Yes

14 Software

GUI : Yes

15 Performance

Digital input 5.000 Alarm/menit : CPU peak ≤ 50%

: RAM ≤ 50%

Space hardisk terpakai : ≤ 50 %

16 Protocol : : IEC 61850



10. Switch



3 Technology : Fully managable

4 Approval / Certificate : IEC 61850 dari KEMA

5 Management Interface : Web base HTML, Command Line Interface, Telnet

6 Ethernet Port :

Type port : 10BaseT, 100BaseTX, 100BaseFX

Kapasitas port per-Switch : Minimal 8 port (disesuaikan)

7 Tipe port

- Switch – IED Port fiber optik

- Switch – Server Port fiber optik atau UTP

- Switch – Switch Port fiber optik

8 Power supply : 110 VDC (-15% s.d +10%)

9 Rack mountable : yes



11. IED Control dan Meter

11.1. IED Bay Control Unit (BCU) BCU mempunyai fungsi : a. Telekontrol, telesinyal dan telemetering. b. Sinkrocek untuk memasukan circuit breaker. c. Dapat dihubungkan dengan analog input (input tegangan, input arus

dan rationya dapat diset sesuai kebutuhan). d. Interlocking switchgear e. Dapat berkomunikasi antar IED. f. Dapat terhubung dengan server. g. Dapat menampilkan besaran E, V, I, P, Q, S, F, Cos Ф (power faktor) h. Mempunyai alarm batasan ukur.



3 Auxiliary supply Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 Voltage / Current

AC Voltage (secondary) : Min. (100 – 120) V rms. phase-phase

Connection : 3 phase, 4 wires

Primary Nominal Voltage : Min. (20 – 500) kV, selectable VT matching

AC Current (secondary) : 1 A and 5A

Connection : 3 phase, 4 wire

Primary Nominal Current : Min. (50 – 4000) A, selectable CT matching Taps

Frequency : 50 Hz

5 AC Burden

In = 1 A : 0.2 VA

In = 5 A : 1.0 VA

6 DC Burden (trip condition) : 50 Watt

7 Digital Input

Kapasitas : 32

Rated voltage range : 24 to 220 VDC

Minimum voltage threshold : - 20%

Maximum permitted voltage : + 20%

Power consumpsion : < 0,2 Watt/input

8 Digital Output

Live Contact : Normally Open

Kapasitas : 16

Binary input / output

Rated voltage : min 125 V DC

Contacts : min 5 A continuous

: min 30 A make and carry

: min 30 A, 250VDC for 0.2 s

: min 0.2 A, 110 VDC break

9 Analog Input (AC)

Kapasitas : 7 input (3 arus, 4 tegangan)

Rated current : 1 and 5A

Rated voltage : 100 / 120 V

Power consumption : at 1A < 0.1 VA at 5A < 0.5 VA



Measurement range current : ± 20%

Accuracy : ± 0.5%

Sampling periode : 100 ms

10 Analog Input (DC)

Kapasitas : 2

Rated Input : 4-20 mA

11 AutoRecloser : single or three phase

Dead time SPAR : min 0.1 – 2 sec in 0.1 sec steps

Dead time TPAR : min 0.1 – 30 sec in 0.1 sec steps

Reclaim time : min 5 – 100 sec in 1 sec steps

12 Synchrocheck

Voltage difference : 5- 20 % of rating in 1 % steps

Phase difference : 5 – 30 deg in 2.5 deg steps

Frequency slip or timer : 0 – 1 sec in 0.5 sec steps

LL/DB and DL/LB : Enable

13 Local Configuration

Terminal Interface : RJ45/RS 485/RS 232

Database configuration : Upload dan download

14 Protocol : IEC61850

11.2. IED I/O

IED I/O unit diperlukan penggantian RTU atau untuk menambah I/O yang diperlukan pada IED BCU, IED I/O mempunyai fungsi : a. Telekontrol, telesinyal dan telemetering. b. Dapat menerima analog input (DC input). c. Dapat mengirim analog Output (DC Output) untuk LFC. d. Dapat berkomunikasi antar IED. e. Dapat terhubung dengan server. f. Mempunyai alarm batasan ukur.




4 Analog input

DC mA : 4 – 20 mA

RTD : PT100

5 DC Burden : 50 Watt

6 Digital Input

Rated voltage range : 24 to 220 VDC




7 Digital Output






: min 30 A, 250VDC for 0.2 s








11.3. Remote Terminal Unit untuk LFC



3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 CPU : 32 bit

5 RAM : 32Mbyte

Analog input

DC mA : 4 – 20 mA

RTD : PT100

6 DC Burden : 50 Watt

7 Analog output (DC)

8

DC mA : 4-20 mA

Digital Input

Rated voltage range : 24/48/110 VDC




9 Digital Output






: min 30 A, 250VDC for 0.2 s





11 Protocol : IEC 60870-5-101, IEC 60870-5-104 (option)

11.4. Automatic Voltage Regulator (AVR)

NO Description Requirement 1 Name : Automatic Voltage Regulator 2 Manufacture/Type : …………../…………………..


4 Rating

- Nominal Current ( In ) : 1A and 5 A

- Voltage Input ( Vn ) : 100 V or 110 V

- Frequency : 50 Hz ±5%

- Auxiliary DC Voltage ( Vx ) : 110 V DC ( -15% ; +10% )

- Digital Input :

Kapasitas : 8

Rated voltage range : 110 VDC

5 Burden

- Current circuits ( In ) : ≤ 0.2 VA (1 A) ≤ 1.0 VA (5 A)

- Reference voltage ( Vn ) : 100 V or 110 V

- Auxiliary volatge : ≤ 50W

6 Control function setting ranges

Setting Setting Range Step size Regulated Voltage Vs : 90% - 120% of Vn 0,1 %



Deadband dVs : ±0.5% to ±5.0% of Vn 0,1 %

Resistive line drop compensation

Vr : 0 - 50 V 1,0 V

Resistive line drop compensation

Vxl : 0 - 50V 1,0 V

Circulating current compensation

Vc : 0 - 50 V 1,0 V

Load shedding/boosting : 0 - ±10% of Vs 1%

Total taps available TapsAvail

Taps Avail : 1 - 40 or 1 - 30 1

Maximum total tap position

TP> : 1 - 40 or 1 - 30 1

Minimum total tap position TP< : - 30 or 1 - 30 1

Total number of tap changes

TotalOps> : 1 - 10000 1

Tap Changers Operations Ops/tP> : 1 - 100 1

Time Period tP : 1 - 24 hrs 1 - 24 hrs

Intertap Delay tINTER : 0 - 120 seconds 0,1 s

Tap Change indication time

tPULSE : 0,5 - 5 seconds 0,5 s

Tap Change indication time

tTapChange : 1 – 3 seconds 0,1 s

7 Time delay setting ranges Inverse time delay :

Inverse time delay : t= k+[(initial time delay setting ) x ( 1/N)] *) or Short time inverse

Time curve : :

- Definite time delay : Setting Range Step size

Initial time (definite) tINIT 0 - 20 secs 0 - 20 secs

: 20 - 300 secs 10 secs

8 Supervision function settings

Setting Setting Range Step size Under voltage blocking V<< : 60-130V 1,0 V

Under voltage detection V< : 80-130V 1,0 V

Over voltage detection V> : 105 - 160 V 1,0 V

Circulating current Ic : 0.02-0.5A ( In = 1A) 0.01 A

: 0.1-2.5A( In = 5A) 0,05 A

Load current IL> : 0.05-2.0A ( In = 1A)

: 2.5-10A ( In = 5A) 0,05 A

Load current IL< : 0 - 1A ( In = 1A)

: 0 - 5A ( In = 5A) 0 - 5A ( In = 5A)

Excessive circulating :

current time delay tIC : '0 - 180 seconds 10 secs

Power factor angle Angle 0 - 90 degrees 1 deg

9 Transformers Ratios

CT ratios : 9999 : 1 Default = 1:1

VT ratios : 9999 : 1 Default = 1:1

:

10 Measurement : Enable

11 Maintenance : Free : no need to have components which require maintenance or replacement during life of the device

12 Safety and reliability : Die noise imunity against electromagnetic fileds acc.

to IEC 61000-4-3 needs to be (HF)

20V/m 80-3000Mhz.

Noise imunity against fast

transients/busrst (IEC 61000-4-4)

needs to be 6.5kV. The power

frequency for magnetic field

Immunity (IEC 61000-4-8) needs to

be 1000A/m 13 Bandwidth settings : Automatic setting of bandwidth by

IED



14 Software : MUST be possible to limit the regulating range of IED in the menu

settings of the controller 15 OLTC Tap Positioning : BCD, 4 - 20 mA, dual/binary,

resistance contact series(potentiometer) ,gray code

16 Temperature storage : 85 Celcius to -30 Celcius operation : 70 Celcius to -25 Celcius




18 Protocol : IEC 61850



11.5. IED Meter

Sebagai pengganti meter yang ada di panel control dan analog input.



3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 Accuracy

- Voltage : 0,5 %

- Curent 0,5 %

- Power factor : 1 %

- Total harmonic distortation (THD) : ± 1%

- kW, kVA, kVar : 0,5 %

- kWh, kVAh, kVarh Class 0,5







12. IED Relai Proteksi

Relai jenis IED harus programmable, memiliki default setting dan default konfigurasi logic input/output, dan menggunakan keypad yang dikunci dengan password. Jika relai disetting melalui komputer/note book maka harus dilengkapi dengan CD software. Kontraktor harus memberikan aplikasi untuk perhitungan seting relai yang programmable.Hasil perhitungan dan setting yang disampaikan kontraktor harus approval oleh PT PLN (Persero). Semua Main Protection Unit (MPU) harus lulus pengujian RTDS menggunakan model sistem Jawa – Bali dengan SI dan DI minimal 99.5 %.

12.1. IED Proteksi 500 kV (One and Half Breaker) Untuk sistem 500 kV (konfigurasi One and Half Breaker), IED Proteksi terdiri IED MPU 1, IED MPU 2 ,IED BPU-1 dan IED BPU-2. IED MPU-1 dan IED MPU-2 harus berasal dari pabrikan yang berbeda. menggunakan filosofi duplikasi (skema proteksi [a] dan skema proteksi [b]) dengan ketentuan berbeda jenis proteksi atau jika jenisnya sama harus menggunakan algoritma pengukuran yang berbeda, manufacture yang berbeda.

12.1.1. IED Proteksi Line 500 kV Untuk Bay Line 500 kV IED MPU-1 dan MPU-2 dapat berupa Distance Relay yang dilengkapi dengan fungsi DEF dan terminal teleproteksi atau Line Current Differential yang dilengkapi dengan fungsi distance dan DEF. Autoreclose dan Synchrocheck terdapat pada IED BCU yang terdapat pada masing – masing CB. Selain itu IED Proteksi Line 500 kV juga dilengkapi dengan Over Current Relay untuk fungsi Overload Shedding

Pola 1 MPU-1 dan MPU-2 berupa Distance relay termasuk DEF yang harus mempunyai terminal teleproteksi terpisah untuk fungsi Distance dan DEF

Pola 2 Main-1 dan Main-2 berupa Line Current Differential dilengkapi fungsi distance dan DEF.

Pola 3 Main-1 berupa Line Current Differential dan Main-2 berupa Distance relay termasuk DEF yang harus mempunyai terminal teleproteksi terpisah untuk fungsi Distance dan DEF.

12.1.2. IED Proteksi IBT 500/150/66 kV

Untuk Bay Transformator 500/150kV terdiri dari 4 (empat) buah yaitu : IED MPU-1, MPU-2, BPU-1 dan BPU-2.

IED MPU 1 dan MPU 2 minimal harus mempunyai fungsi – fungsi proteksi sebagai berikut :

a. Transformer Differential relay untuk three winding Transformer (500/150/66 kV).

b. Restricted Earth Fault (REF) relay tipe low impedance sisi tegangan 500 kV (sisi primer).



c. Restricted Earth Fault relay tipe low impedance sisi tegangan 150 kV (sisi sekunder).

IED BPU-1 a. Over Current dan Ground Fault relay sisi tegangan 500 kV (sisi

primer). b. Over Current dan Ground Fault relay sisi tegangan 66 kV (sisi

tersier). c. Neutral Voltage Displacement relay untuk proteksi belitan Tertier

(66kV). IED BPU-2

a. Over Current dan Ground Fault relay sisi tegangan 150 kV (sisi sekunder).

b. Three Phase Under/Over Voltage relay sisi tegangan 150 kV (Low Voltage).

c. Thermal overload relay sisi tegangan 150 kV.

BPU-1 ditempatkan pada panel MPU-1 dan BPU-2 ditempatkan pada panel MPU-2. Status electromechanical protection (eksternal trip dari trafo) ditarik langsung ke dua IED BCU.

12.1.3. IED BUSPRO 500 kV

Proteksi untuk busbar pada sistem 500 kV (one and half breaker) terdiri dari 4 set IED (1 Main 1 untuk Busbar A, 1 Main 1 untuk Busbar B; 1 Main 2 untuk Busbar A, 1 Main 2 untuk Busbar B) yang minimal harus mempunyai mempunyai fungsi : a. Proteksi Busbar. b. Circuit Breaker Failure (CBF) untuk CB A (semua CB pada busbar A)

dan CB B (semua CB pada busbar B). c. Short Zone Protection (SZP) untuk CB A (semua CB pada busbar A)

dan CB B (semua CB pada busbar B).

Busbar Proteksi menggunakan jenis Low Impedance Busbar.

12.1.4. IED Proteksi Diameter 500 kV Proteksi untuk Diameter pada system 500 KV (one and half breaker) terdiri dari : a. MPU-1 dan MPU-2 untuk Circulating Current Protection (CCP) untuk

proteksi penghantar yang menggunakan CT line. b. IED Proteksi CBF & SZP CB AB Main 1 dan CBF & SZP CB AB Main

2 (semua CB AB/ CB tengah diantara CB A dan CB B) yang tidak terakomodir dalam IED proteksi Busbar.

Pengadaan CCP merupakan bagian dari pengadaan proteksi bay.

12.1.5. IED Proteksi Reaktor 500 kV Proteksi untuk Bay Reaktor pada system 500 KV terdiri dari MPU-1 dan MPU-2 yang minimal harus mempunyai fungsi – fungsi sebagai berikut : a. Over Current relay. b. Differential relay.



c. Restricted Earth Fault relay tipe low impedance. d. Three Phase Under/Over Voltage relay. e. Electromechanical protection (eksternal trip dari trafo) ditarik

langsung ke dua IED MPU 1 dan 2. 12.2. IED Proteksi 150 kV

12.2.1. IED BUSPRO dan Coupler (konfigurasi double busbar) IED BUSPRO dan Coupler terdiri dari IED MPU dan IED BPU IED MPU minimal harus mempunyai fungsi – fungsi sebagai berikut : a. Proteksi Busbar tipe low impedance. b. Circuit Breaker Failure. c. Short Zone Protection.

IED BPU minimal harus mempunyai fungsi – fungsi sebagai berikut : a. Over Current Relay. b. Ground Fault Relay. c. Under Frequency Relay untuk kebutuhan Island Operation.

Fungsi Synchro check relay untuk Coupler terdapat di IED BCU Coupler. 12.2.2. IED BUSPRO dan Diameter 150 kV (Konfigurasi One And Half

Breaker) Proteksi untuk Busbar dan Diameter pada sistem 150 KV konfigurasi one and half breaker terdiri dari IED MPU Buspro Bus A, IED MPU Buspro Bus B, IED MPU Circulating Current Protection (CCP) dan IED Proteksi CBF CB AB.

IED MPU Busbar yang minimal harus mempunyai fungsi – fungsi sebagai berikut : a. Proteksi Busbar. b. Circuit Breaker Failure (CBF) untuk CB A (semua CB pada busbar A)

dan CB B (semua CB pada busbar B). c. Short Zone Protection (SZP) untuk CB A (semua CB pada busbar A)

dan CB B (semua CB pada busbar B). Busbar Proteksi menggunakan jenis Low Impedance Busbar. IED MPU CCP untuk proteksi penghantar yang menggunakan CT line. Pengadaan CCP merupakan bagian dari pengadaan proteksi bay. IED CBF dan SZP CB AB (semua CB AB/ CB tengah diantara CB A dan CB B) yang tidak terakomodir dalam IED proteksi Busbar.

12.2.3. IED Proteksi Line 150 kV Untuk Bay Line 150 KV terdiri dari IED MPU dan IED BPU. IED MPU dapat berupa : a. Distance relay termasuk DEF dan keduanya harus dilengkapi

terminal teleproteksi. b. Line Current Differential yang dilengkapi dengan Fungsi Distance

dan DEF.



IED BPU mempunyai fungsi : a. Over Current Relay dan Ground Fault Relay. b. Thermal Overload Relay.

Autoreclose dan Synchrocheck terdapat pada IED BCU.

12.2.4. IED Proteksi Transformator 150/20 kV atau 150/70 kV Untuk Bay Transformator 150/20 kV atau 150/70 kV terdiri dari IED MPU, IED BPU-1 dan BPU-2. IED MPU minimal harus mempunyai fungsi – fungsi sebagai berikut : a. Transformer Differential relay tipe low impedance. b. Restricted Earth Fault Relay sisi Tegangan 150 kV (sisi primer) tipe

low impedance. c. Restricted Earth Fault Relay sisi Tegangan 70 kV atau 20 kV (sisi

sekunder) tipe low impedance.

IED BPU-1 minimal harus mempunyai fungsi – fungsi sebagai berikut : a. Over Current dan Ground Fault Relay sisi Tegangan 150 kV atau 70

kV (sisi primer). IED BPU-2 minimal harus mempunyai fungsi – fungsi sebagai berikut : a. Over Current dan Ground Fault Relay sisi Tegangan 70kV atau 20

kV (sisi sekunder). b. Thermal Overload Relay. c. Stand By Earth Fault relay.

12.2.5. IED Proteksi Kapasitor 150 kV

IED Proteksi Kapasitor terdiri dari IED MPU dan IED BPU. IED MPU mempunyai fungsi : a. Unbalanced Relay. b. Three Phase Under/Over Voltage Relay. IED BPU mempunyai fungsi : a. Over Current relay. b. Ground Fault relay.



13. Spesifikasi relay 500 KV 13.1. Distance Relay 500 KV


1 Name : Distance Relay 500 KV


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 Voltage / Current







Frequency : 50 Hz

5 AC Burden

In = 1 A : 0.2 VA

In = 5 A : 1.0 VA


7 Binary Input / Output

Rated voltage : ≥ 110 VDC

Trip contacts : ≥ 5 A 110 VDC continuously

: ≥ 10 A make and carry, 1 sec

: ≥ 0.2 A, 110 VDC break

Auxiliary contacts ≥ 5 A 110 VDC continuously


: ≥ 0.2 A, 110 VDC break

Binary Input : ≥ 8

Binary output Contact : ≥ 32

8 Event records : 192 event records in ring buffer FIFO

9

Internal disturbance recorder : 8 analog signal : 16 digital signal Trigger analogue signal : trip signal or analogue value change

Trigger event signal : internal and external trigger

Recording duration each fault : ≥ 8 oscillograph, durasi setiap

oscillograph ≥ 2.0 second Sampling rate : 16 sample / cycle Format file : COMTRADE IEC 60255-24

10 Relay Characteristic

Setting Zone : 4 (four) zones (for phase-phase and phase-ground element)

Setting Group : Minimum 2 (two) setting group

Reach Characteristic

Phase-phase : Mho or Quadrilateral

Phase-ground : Dynamic Mho or Quadrilateral or Reactance

Quadrilateral reactance reach : Min. 0.1 Ω - 200 Ω in 0.01 Ω step (1 A)



: Min. 0.02 Ω - 40 Ω in 0.01 Ω step (5 A)

Quadrilateral resistance reach : Min. 0.1 Ω - 200 Ω in 0.01 Ω step (1 A)

: Min. 0.02 Ω - 40 Ω in 0.01 Ω step (5 A)

MHO impedance reach : Min. 0.1 Ω - 200 Ω in 0.01 Ω step (1 A)

: Min. 0.01 Ω - 40 Ω in 0.01 Ω step (5 A)

Zero sequence compensation (kn or ko)

: Used for all zones

Angle Characteristic : Min. 450 – 80

0 in 10 steps

Measuring Accuracy : + 5 % of setting

Sensitivity : 10 % In

Time Setting

- Zone 1 : Instantaneous

- Zone 2 (t2) : Min. (100 – 2000) ms, in steps 10 ms

- Zone 3 (t3) : Min. (100 – 5000) ms, in steps 10 ms

Time Signalling Channel : Min. (0 – 80) ms, in step 1 ms

Timer Accuracy : Max. ± 5 % for SIR less than 30

Typical Operating Time : < 20 millisecond

Maximum Operating Time at SIR=10 : 20 millisecond, at 80 % reach setting

Scheme : Basic, PUTT, POTT + WI, and Blocking

Tripping Scheme : Single phase and three phase tripping

Suitable for one or two breaker

11 Directional Earth Fault

Range setting : Min. 0.1 – 1.0 In in step 0.01 A

Time for back up trip : Min. 0.5 – 10 s in 0.1 steps

DEF scheme : POTT and Blocking

Sensitivity : Min. 5 % In

Have phase selection ability for single pole auto-recloser

: A must

12 Minimum Feature

Power Swing Blocking : Enable

Out of Step : Enable

Switch on to Fault : Enable

Self Diagnostic : Enable

Voltage Transf. Supervision : Enable

Watch dog : Enable

Block for Relay Failure : Enable

Default logic and setting : Enable

LCD Display : Enable





13.2. Line Current Differential 500 KV


1 Name : Line Current Differential Relay 500 KV


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4

Voltage / Current









Frequency : 50 Hz

5

AC Burden

In = 1 A : 0.2 VA In = 5 A : 1.0 VA


7 Binary input / output




: ≥ 0.2 A, 110 VDC break



: ≥ 0.2 A, 110 VDC break




9

Internal disturbance recorder : 8 analog signal : 16 digital signal Trigger analogue signal : trip signal or analogue value change


Recording duration each fault : ≥ 8 oscillograph, durasi setiap

oscillograph ≥ 2.0 second Sampling rate : 16 sample / cycle Format file : COMTRADE IEC 60255-24

10 Protection Function

Segregate-Phase Current Differential Protection

: Phase segregated with adaptive restraint

Minimum operating current : Min. 0.2 – 1.00 A in 0.02A steps

Accuracy : Min. ± 7 %

Slope : 2 (two) slope

Direct Transfer Trip (DTT)

Operating time : < 30 millisecond

Other capability :

a. Charging Current Compensation : Yes

b. DTT to remote relay and from

remote relay

: Yes

c. Additional high sensitivity DEF (Directional Earth Fault) protection for high resistance fault

: Min. 0.05 – 2.00 A in 0.01A steps and Min. 0.10 – 10.00 s in 0.01 s steps



Telecommunication System : Telecommunication equipment link using optical fiber must be matching with the lines distance



11 Addressing Check Function

Have ability of addressing monitoring function in case of using the Synchronous Digital Hierarchy (SDH) system for FO media

: A must

Minimum number of relay address : 64

12 Minimum Feature





Watch dog : Enable




Watch dog : Enable








13.3. Transformer Differential Relay & Restricted Earth Fault 500 KV


1 Name : Differential Relay dan Restricted Earth Fault 500 KV


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 Current

AC Current (Secondary) : 1 A and 5A

Connection (500kV, 150kV) : 3 phase, 4 wires + 1 phase, 2 wire

Connection (66kV) : 3 phase, 4 wires


Frequency : 50 Hz

5 AC Burden

In = 1 A : 0.2 VA

In = 5 A : 1.0 VA






: ≥ 0.2 A, 110 VDC break



: ≥ 0.2 A, 110 VDC break





8 Event records : ≥ 192 event records in ring buffer FIFO

9 Internal disturbance recorder : ≥ 11 analog signal

: ≥16 digital signal

Trigger analogue signal : Trip signal or analogue value change


Recording duration each fault : ≥ 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph ≥ 2.0 second

Sampling rate : ≥ 16 sample / cycle

Format file : COMTRADE IEC 60255-24

10 Setting Range for Differential : 15 – 40 %, step 5%

11 Setting Range for REF : 1 – 0.5 In, step 0.01

12 Accuracy at set value : 7.5 %

13 Operating Time

Low Set : 20 ms

High Set : 20 ms

14 Internal ACT : Yes

15 Applicable for all vector group : Yes

16 Harmonic restraint function to block inrush current

: A must

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





13.4. Over Current Relay, Ground Fault, Thermal Relay 500 kV


1 Name : Over Current Relay dan Ground Fault Relay 500 kV

2 Manufacture/Type : ……………./………………

3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 Models : Three phase Overcurrent and Single phase Ground Fault

5 Current




Frequency : 50 Hz

6 AC Burden

In = 1 A : 0.2 VA

In = 5 A : 1.0 VA






: ≥ 0.2 A, 110 VDC break





: ≥ 0.2 A, 110 VDC break





: ≥ 16 digital signal

Trigger analogue signal : trip signal or analogue value change



Sampling rate : ≥16 sample / cycle


11 Setting Range Over Current & Ground Fault

Low set

Over Current : Min 0.4 – 2.0 * In (in 0.05 steps)

Earth Fault : Min 0.1 – 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

: 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 millisecond in 0.1 steps

14 Drop off to pick up ratio Over Current & Ground Fault

: 95 %

15 Setting Range Thermal Overload

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


17 Minimum Feature

Watch dog : Enable



MMI (Man Machine Interface) : Enable







13.5. Circulating Current Protection 500 KV


1 Name : Circulating Current Protection 500 KV


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 Measuring Method : Low Impedance

5 Current


Connection (Bias 1, bias 2, bias 3) : 3 phase, 4 wires


Frequency : 50 Hz

6 AC Burden

In = 1 A : 0.2 VA

In = 5 A : 1.0 VA






: ≥ 0.2 A, 110 VDC break



: ≥ 0.2 A, 110 VDC break




10 Internal disturbance recorder : ≥ 9 analog signal x jumlah diamater

: ≥ 16 digital signal x jumlah diamater






11 Setting Range : 0.1 – 0.5 In


13 Operating Time : 20 ms

14 Minimum Feature

Watch dog : Enable










13.6. Busbar Protection Relay 500 KV


1 Name : Busbar Protection Relay 500 KV


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)


5 Current




Frequency : 50 Hz

6 AC Burden

In = 1 A : 0.2 VA

In = 5 A : 1.0 VA

7 DC Burden (trip condition)

Centralized : 150 Watt

Distributed (per IED) : 50 Watt





: ≥ 0.2 A, 110 VDC break



: ≥ 0.2 A, 110 VDC break

Binary Input : ≥ 6 x jumlah diameter

Binary output Contact : ≥ 8 x jumlah diameter



: ≥ 5 digital signal x jumlah diamater






11 Configuration : Centralized / Distributed

12 Number of Input : > Diameter

13 Number of Zone / Section : > number section at the busbar

14 Operating Time : < 20ms

15 Setting Range :

Number of Slope : ≥ 1 Slope

Percentage Slope : between 40 – 60 %

I Pick Up Level : Min 0.2 to 1 p.u. ( in step of 0.01)

16 Accuracy at set value : 5% of measurement

17 Monitoring Function

I diff, I per Feeder : YES

Event Logic : YES



Self Check / Watch Dog : YES

18 Feature

Suitable for double busbar with or without couplers.

: YES

Check Zone : YES

Dead Zone : YES

Stability due to CT saturation : YES

Current supervision : YES








13.7. Circuit Breaker Failure/Short Zone 500 KV


1 Name : Circuit Breaker Failure/Short Zone 500 KV


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 Current




Frequency : 50 Hz

5 AC Burden

In = 1 A : 0.2 VA

In = 5 A : 1.0 VA






: ≥ 0.2 A, 110 VDC break



: ≥ 0.2 A, 110 VDC break





: ≥ 8 digital signal x jumlah diameter








10 Circuit Breaker Failure Protection

Range Setting : Min 10% – 100% x rated current, step 1%

CB Failure Time : Min 10 ms – 10 second, step 10 ms

11 Short Zone/Dead Zone Protection :

Range setting Min 10% – 100% x rated current, step 1%

Dead ZoneTime Min 10 ms – 10 second, step 10 ms

12 Minimum Feature

Retrip / first stage trip : Enable

Backtrip / adjacent trip / second stage trip

: Enable

Watch dog : Enable








13.8. Three Phase Under/Over Voltage Relay 500 KV


1 Name : Three Phase Under/Over Voltage Relay 500 KV


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 AC Burden

Vn = 100 V : 1.0 VA

Vn = 110 V : 1.0 VA


6 Voltage




Frequency : 50 Hz

7 Rated Voltage (Un) : 110 Volt AC





: ≥ 0.2 A, 110 VDC break



: ≥ 0.2 A, 110 VDC break





: 8 digital signal





Recording duration each fault : ≥8 oscillograph, durasi setiap oscillograph ≥ 2.0 second



11 Continuous Withstand Voltage : > 200 % * Un

12 Voltage setting range : Min 10 % – 120 % * Un

13 Time delay setting range : 0.00 – 9.9 sec

Drop off to pick-up ratio

Overvoltage : 95 %

Undervoltage : 105 %

14 Accuracy

Operating Voltage : < 5 % of setting voltage

Operating Time : < 5 % of the time setting

15 Minimum Feature

Watch dog : Enable










14. Spesifikasi relay 150 kV 14.1. Distance Relay 150 KV


1 Name : Distance Relay 150 KV


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 Voltage / Current



Primary Nominal Voltage : Min. (20 – 500) kV, Programmable VT ratio

AC Current (secondary) : 1 A and 5 A


Primary Nominal Current : Min. (50 – 4000) A, Programmable CT ratio

Frequency : 50 Hz

5 AC Burden

In = 1 A : 0.2 VA

In = 5 A : 1.0 VA






: ≥ 0.2 A, 110 VDC break



: ≥ 0.2 A, 110 VDC break


Binary output Contact : ≥ 24 (Double busbars) or

: ≥ 32 (One and half Breaker)









10 Setting Zone Min 4 (four) Zone (for phase-phase and phase-ground element)

11 Setting Group Minimum 2 (two) setting Group

12 Reach Characteristic

Phase-phase Mho or Quadrilateral

Phase-ground Dynamic Mho or Quadrilateral or Reactance

Forward Reach Zone Min. 0.25 Ω – 200 Ω (1 A)

Min. 0.05 Ω – 40 Ω (5 A)



Reverse Reach Zone Min. 0.5 Ω – 100 Ω (1 A)

Min. 0.1 Ω – 20 Ω (5 A)

Zero sequence compensation (kn or ko)

Used for all zones

Angle Characteristic Min. 60o – 80

o in 1

0 steps

Measuring Accuracy + 5 %

Sensitivity 10 % In

Typical Operating Time < 30 millisecond

Maximum Operating Time at SIR=30 40 millisecond, at 80 % reach setting

System Impedance Ratio 1<SIR<30

Scheme Basic, PUTT, POTT + WI, and Blocking

Tripping Scheme Single phase and three phase tripping

Time Setting

- Zone 1 Instantaneous

- Zone 2 (t2) Min. 100 – 2500 ms, in steps 10 ms

Min. 100 – 3500 ms, in steps 10 ms

- Zone 3 (t3) Min. 0 – 80 ms, in steps 1 ms

Time Signalling Channel

13 Directional Earth Fault Enable

Sensitivity : 10 % In

Characteristic Time Curve : Inverse or Definite, or Both

Teleprotection Scheme : Basic, Blocking and POTT

14 Minimum Feature





Watch dog : Enable








14.2. Line Current Differential 150 KV


1 Name : Line Current Differential 150 KV


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 Voltage / Current









Frequency : 50 Hz

5 AC Burden

In = 1 A : 0.2 VA

In = 5 A : 1.0 VA






: ≥ 0.2 A, 110 VDC break



: ≥ 0.2 A, 110 VDC break


Binary output Contact : ≥ 24 (Double busbars) or

: ≥ 32 (One and half Breaker)






Recording duration each fault : ≥ 8 oscillograph for each ≥ 2.0 second



10 Protection Function

Segregate-Phase Current Differential Protection

: Phase segregated with adaptive restraint

Minimum operating current : Min 0.2 – 1.00 A in 0.02A steps

Accuracy : Min ± 7 %

CT mismatch factor : 0.10 to 1.0 A in 0.01 A steps

Slope : 2 (two) slope section

Direct Transfer Trip (DTT)

Operating time : Maximum 30 ms

Other capability :

a. Charging Current Compensation : Yes

b. DTT to remote relay and from remote relay

: Yes

c. Additional high sensitivity differential protection for high resistance fault

: Min. 0.05 – 2.00 A in 0.01A steps and Min. 0.10 – 10.00 s in 0.01 s steps



Telecommunication System : Telecommunication equipment link using optical fiber must be matching with the lines distance

11 Addressing Check Function

Have ability of addressing monitoring function in case of using the Synchronous Digital Hierarchy (SDH) system for FO media

: A must

Minimum number of relay address : 64



12 Minimum Feature





Watch dog : Enable









14.3. Transformer Differential Relay & REF 150 kV


1 Name : Differential Relay dan Restricted Earth Fault 150 KV


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 Current


Connection (150kV, 20kV) : 3 phase, 4 wires + 1 phase, 2 wire


Frequency : 50 Hz

5 AC Burden

In = 1 A : 0.2 VA

In = 5 A : 1.0 VA






: ≥ 0.2 A, 110 VDC break



: ≥ 0.2 A, 110 VDC break








Recording duration each fault : ≥ 8 oscillograph for each ≥ 2.0 second



10 Setting Range for Differential : Min. 15 - 40 %, step 5%



11 Setting Range for REF : 0.1 – 0.5 In, step 0.01


13 Operating Time

Low Set : 30 ms

High Set : 30 ms

14 Internal ACT : Yes

15 Applicable for all vector group : Yes

16 Harmonic restraint function to block inrush current

: A must

17 Minimum Feature

Watch dog : Enable








14.4. Over Current, Ground Fault, Thermal Relay 150 dan 20 KV


1 Name : Over Current Relay & Ground Fault Relay 150 KV dan 20 KV


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 Models : Three phase Overcurrent and Single phase Ground Fault

5 Current




Frequency : 50 Hz

6 AC Burden

In = 1 A : 0.2 VA

In = 5 A : 1.0 VA






: ≥ 0.2 A, 110 VDC break



: ≥ 0.2 A, 110 VDC break




10 Internal disturbance recorder : 8 analog signal

: 16 digital signal





Recording duration each fault : 8 oscillograph for each ≥ 2.0 second

Sampling rate : 16 sample / cycle


11 Setting Range Over Curret & Ground Fault

Two setting group

Low set

Over Current : Min 0.4 – 2.0 * In (in 0.05 steps)

Earth Fault : Min 0.1 – 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

: Definite Time

13 Time Setting Range Over Curret & Ground Fault

Inverse (TMS) : Min. 0.05 – 1 with 0.05 step for IEC standard

Min. 0.5 – 15 with step 0.5 step for ANSI standard

Definite Independent Time : Min. 0.04 – 30 s in 0.1 steps

High set delay : Min. 0.04 – 500 millisecond in 0.1 steps

14 Drop off to pick up ratio Over Curret & Ground Fault

: 95 %

15 Setting Range Thermal Overload

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


17 Minimum Feature

Watch dog : Enable








14.5. Frequency Relay 150 KV


1 Name : Frequency Relay 150 KV


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 Voltage






Frequency : 50 Hz

5 AC Burden

Vn = 100 V : 1.0 VA

Vn = 110 V : 1.0 VA






: ≥ 0.2 A, 110 VDC break



: ≥ 0.2 A, 110 VDC break





: 16 digital signal






10 Low voltage-blocking : measuring range

: Min. 0.4 – 0.9 * Un

11 Reset ratio : f< : <102% ; f> : >99%

Load shedding scheme : Frequency, frequency change, frequency and frequency change

Setting range of frequency (fx) : Min. 45 – 55 Hz in 0.01 Hz steps

Tolerance (accuracy) of frequency (fx) : < + 0.01 Hz

Time delay setting range of frequency (fx)

: Min. 0.1 – 30 sec in 0.1 sec steps

Number of frequency (fx) stage : Min. 4 stages

Setting range of frequency-change (df/dt)

: Min. (– 9.0) – (– 0.4) Hz/s in 0.1 Hz steps

12 Tolerance (accuracy) of frequency-change (df/dt)

: < + 0.1 Hz/s

Number of frequency-change (df/dt) stage

: Min. 2 stages

Number of output contact : Min. 4 trip contacts (programmable)

13 Others : The changing of voltage not affected the characteristic

14 Minimum Feature

Watch dog : Enable










14.6. Stand Bay Earth Fault 20 KV


1 Name : Stand Bay Earth Fault 20 KV


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 Models Single phase Overcurrent and One Earth Fault

5 Current

AC Current (Primary, Secondary, Tertiary)

: 1 A and 5A



Frequency : 50 Hz

6 AC Burden

In = 1 A : 0.2 VA

In = 5 A : 1.0 VA






: ≥ 0.2 A, 110 VDC break



: ≥ 0.2 A, 110 VDC break





: 16 digital signal






11 Setting Range : Two setting group

Low set

Over Current : Min. 0.4 – 2.0 * In (in 0.05 steps)

Earth Fault : Min. 0.1 – 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 : Standard Inverse

: Very Inverse

: Extremely Inverse

: Definite Time

Time Setting Range

Inverse (TMS) : Min. 0.05 – 1 with 0.025 steps for IEC standard



Min. 0.5 – 15 with step 0.5 for ANSI standard

Definite Independent Time : Min. 0.04 – 30 s in 0.1 steps

High set delay : Min. 0.04 – 500 millisecond in 0.1 steps

13 Drop off to pick up ratio : 95 %


15 Minimum Feature

Watch dog : Enable








14.7. Circulating Current Protection 150 KV


1 Name : Circulating Current Protection 500 KV


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)


5 Current


Connection (Bias 1, bias 2, bias 3) : 3 phase, 4 wires


Frequency : 50 Hz

6 AC Burden

In = 1 A : 0.2 VA

In = 5 A : 1.0 VA






: ≥ 0.2 A, 110 VDC break



: ≥ 0.2 A, 110 VDC break




10 Internal disturbance recorder : 9 analog signal x jumlah diamater

: 16 digital signal x jumlah diamater



Recording duration each fault : 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph 2.0 second





11 Setting Range : 0.1 – 0.5 In


13 Operating Time : 20 ms

14 Minimum Feature

Watch dog : Enable








14.8. Busbar Protection Relay 150 KV


1 Name : Busbar Protection Relay 150 KV


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)


5 Current




Frequency : 50 Hz

6 AC Burden

In = 1 A : 0.2 VA

In = 5 A : 1.0 VA

6 DC Burden (trip condition)

Centralized : 150 Watt

Distributed (per IED) : 50 Watt





: ≥ 0.2 A, 110 VDC break



: ≥ 0.2 A, 110 VDC break




10 Internal disturbance recorder : 3 analog signal x jumlah Diamater / Bay / Feeder

: 4 digital signal x jumlah Diamater / Bay / Feeder



Recording duration each fault : 8 oscillograph, durasi setiap



oscillograph 2.0 second



11 Configuration : Centralized / Distributed

12 Number of Input : > Bay

13 Number of Zone / Section : > number section at the busbar

14 Operating Time : < 30ms

15 Setting Range :

Number of Slope : ≥ 1 Slope

Percentage Slope : between 40 – 60 %

I Pick Up Level : Min 0.2 to 1 p.u. ( in step of 0.01)

16 Accuracy at set value : 5% of measurement

17 Monitoring Function

I diff, I per Feeder : YES

Event Logic : YES

Self Check / Watch Dog : YES

18 Feature

Suitable for double busbar with or without couplers.

: YES

Check Zone : YES

Dead Zone : YES

Stability due to CT saturation : YES

Current supervision : YES








14.9. Circuit Breaker Failure/Short Zone 150 KV


1 Name : Circuit Breaker Failure/Short Zone 150 KV


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 Current




Frequency : 50 Hz

5 AC Burden

In = 1 A : 0.2 VA

In = 5 A : 1.0 VA








: ≥ 0.2 A, 110 VDC break



: ≥ 0.2 A, 110 VDC break





: 8 digital signal



Recording duration each fault : 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph ≥ 2.0 second



10 Circuit Breaker Failure Protection

Range Setting : Min 10% to 100% x rated current, step 1%

CB Failure Time : Min 10 ms – 10 second, step 10 ms

11 Short Zone/Dead Zone Protection

Range setting : Min 10% to 100% x rated current, step 1%

Dead ZoneTime : Min 10 ms to 10 second, step 10 ms

12 Minimum Feature

Retrip / first stage trip : Enable

Backtrip / adjacent trip / second stage trip

: Enable

Watch dog : Enable








14.10. Unbalance Relay 150 KV


1 Name : Unbalance Relay 150 KV


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 Current




Frequency : 50 Hz

5 AC Burden

In = 1 A : 0.2 VA

In = 5 A : 1.0 VA








: ≥ 0.2 A, 110 VDC break



: ≥ 0.2 A, 110 VDC break





: 8 digital signal






10 Accuracy

Operating of measurement : < 5 % of setting


11 Overload

stage 2 (two)

Setting range Min 0.4 - 1.4 * In

Characteristic : Definite or inverse

Time delay setting range (definite) 0.05 – 1 sec

Time Multiplier Setting (inverse) min 0.05 - 1 with 0.05 steps for IEC standard

Drop off to pick-up ratio > 95 %


13 Phase Unbalance

stage 2 (two)

Setting range In Min 0.05 - 0.5 * In

Characteristic : Definite or inverse

Time delay setting range (definite) 0.040 – 1 sec

Time Multiplier Setting (inverse) min 0.05 - 1 with 0.05 steps for IEC standard

Drop off to pick-up ratio > 95 %

14 Under Current

Setting range In : Min 0.05 - 0.5 * In

Time delay setting range (definite) : 1 – 50 s

Drop off to pick-up ratio : > 95 %

15 Minimum Feature

Watch dog : Enable










14.11. Three Phase Under/Over Voltage Relay 150 KV


1 Name : Three Phase Under/Over Voltage Relay 150 KV


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 AC Burden

Vn = 100 V : 1.0 VA

Vn = 110 V : 1.0 VA


6 Voltage




Frequency : 50 Hz

7 Rated Voltage (Un) : 110 Volt AC





: ≥ 0.2 A, 110 VDC break



: ≥ 0.2 A, 110 VDC break





: 8 digital signal







12 Voltage setting range : Min 10 % – 120 % * Un

13 Time delay setting range : 0.04 – 9.9 sec

Drop off to pick-up ratio

Overvoltage : 95 %

Undervoltage : 105 %

14 Accuracy

Operating Voltage : < 5 % of setting voltage


15 Minimum Feature

Watch dog : Enable





15. Disturbance Fault Recorder Disturbance fault recorder (DFR) dalam SOGI harus memiliki spesifikasi sebagai berikut:

No Description Requirement

1 Name : DFR (Disturbance Fault Recorder)


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 Frekuensi : 50 Hz ± 5%

5 Input :

Analog AC Input : Min. 16

Channel : (8 current, 8 voltage)

Voltage : 100/√3 volt or according to existing secondary voltage

Current : 1 A dan 5 A (compatible with eksisting)

Burden : ≤ 1 VA

Error : ≤ ± 0.5 %

Digital input : min. 16 channels for double busbar

min. 24 channels for one and half breaker

Wet & Dry Contact, Normally Open or Close Input, Trigger on Active & return to normal

6 Pre-Recording Time : 0.4 Sec (Adjustable)

7 Recording Time : 10 Sec (Adjustable)

8 Recording

· Analog

- Voltage Element : Enable

- Current Element : Enable

· Digital Element : Enable

9 Triger

- RMS Level Triger : V, I, P, Q, f

- Reated of change : V, I, f

- Sub Cycle (For Power Quality) : Yes

- Zero and Negatife Sequence. : Yes

10 Contact : - Contact Input Debounce ≤ 20 msec

- Contact Rating relay ≤ 125 VDC or eksisting

11 Sampling rate : Min 128 samples per cycle (Selectable)

12 Power Quality Record:

· Harmonic Recording. : According to IEC 61000-4-7

Ability to measure harmonic and THD current and voltage (up to 40 thd)

· Voltage Quality

- Range High : 105-125% Vn Step 0.1%

- Range Low : 50-95 % Vn Step 0.1 %

- Accuracy : ≤ 0.5 % of reading

· Current Quality

- Range High : Min 15xIn Step 0.1%

- Range Low : Min 0.01xIn Step 0.1 %

- Accuracy : ≤ 0.5 % of reading

· Sag and Swells. : Yes (IEC 61000-4-30)

· Flicker. : Yes (IEC 61000-4-15)



· Frequensi.

- Range : -10%fn up to 5%fn.

- Accuracy : ≤ 0.5 %

·Voltage unbalance

- Range : 1-5 %

- Accuracy : ≤1%

· P&Q Accuracy : ≤ 0.5 %

13 Memory Capacity (internal/external) : ≥16 MB- With Battery Backed RAM

(Including Power Quality Data Loger). (for max.16 channels Analog, 32 events & min storage for 10 days Power Quality Data)

Hard Disk (Ekternal disk/host PC) : ≥ 80 GB

14 Printer With Recording Paper : Yes

(suitable for regular paper and cartridge)

15 Resolution Power Of A/D Conversion : ≥ 16 Bit

16 Internal Clock

Base clock : Crystal Oscillator

Date/time (year,month,day, hour, Minute, second)

: Yes

Stability up to 40° C : ≤ 0.1 sec/day

17 Starting Unit : available

18 Fault Recorder Indication : available

19 Free Contacts (for alarm/watchdog) : available

20 External Time Sync. Facilities : GPS, IRIG-B port (include GPS & accessory).

Accuracy ≤ 10 μs.

21 Front Panel Key Pad And Display (Meter and status Indication)

: Host PC (internal/external)

22 Automatic & Multitasking For Recording Printing, Transmit & Diagnostic

: Yes

23 Cross Trigger & Time Sync For More Than One Fault Recorder

: Yes

24 Self Test Mode : Yes

25 Communication for Remote Down Load : Ethernet port, TCP/IP

26 Power Consumption

Standby : ≤ 150 VA

Operating : ≤ 300 VA

27 Insulating Resistance At 500 V Dc : ≥ 10 MW

28 Dielectric Test For 50 Hz, 1 Min : ≥ 2000 V rms

29 Voltage Withstand Surge : According to IEC 255-5-5

30 Electro Static Discharge : According to IEC 60255-22-2

31 Vibration and Shock Test : According to IEC 60255-21-1,2

32 Environment

- Operating Themperature. : 10-50°C

- Humidity : 90%

33 Others :

Mounting : ≤ 19 Rack Mountable or moveable

Current probe and R Shunt : High Class Accuracy

8 channel current probe (according number of bay and current transformer ratio) / DFR and cable min 20 meter

Software - Original CD software of DFR&PQ

(For Operation and Maintenance) (For Operational and Maintenance )

/Calibrating).



- Minimum 3 years free upgrade.

- Enable For Window XP.

- Coexist with another software (no crash/conflict)

- Have ability to remote download, include

automatic download, remote setting

- Has help function.

- Have ability to Analyze Fault.

- Have ability to Analyze Power Quality.

Printer : Enable

34 Data Loader With minimum requirement (Setara Lenovo Thinkpad)

· Microsoft Windows XP (minimum)

· Intel Core i5

· RAM 2 GB

· Hard Disk 500 GB

· Camera 1.3 MP

· DVD-CDRW Combo Drive

· Max 14"1 WXGA

· LAN/Modem/i.Link (IEEE1394)/SD Card slot/4 USB 2.0 port

· Have communication card.

35 Local configuration

Terminal interface : RJ45/RS 485/RS 232


36 Protokol : IEC 61850

Catatan: Setiap DFR hanya terhubung dengan tipe bay yang sama.

- DFR dengan Fasilitas 64 Digital Input untuk 2 bay Line 500 kV minimal harus terdiri dari :

Main 1 Protection Operated ( Distance 1) : LP A OPRT

Main 2 Protection Operated ( Distance 2 ) : LP B OPRT

DEF 1 Operated : DEF A

DEF 2 Operated : DEF B

CB 7Ax/Bx phasa A open : 7Ax/Bx R OPEN (ex: 7A1 R OPEN)

CB 7Ax/Bx phasa B open : 7Ax/Bx S OPEN

CB 7Ax/Bx phasa C open : 7Ax/Bx T OPEN

CB 7ABx phasa A open : 7ABx R OPEN

CB 7ABx phasa B open : 7ABx S OPEN

CB 7ABx phasa C open : 7ABx T OPEN

A/R 1 In Progress : A/R 1 OPRT

A/R 2 In Progress : A/R 2 OPRT

Carrier send from Distance Main 1 : LP A SEND

Carrier send from Distance Main 2 : LP B SEND

Carrier send from DEF Main1 : DEF A SEND

Carrier send from DEF Main 2 : DEF B SEND

Carrier Receive to Distance Main 1 : LP A RCV

Carrier Receive to Distance Main 2 : LP B RCV

Carrier Receive to DEF 1 : DEF A RCV

Carrier Receive to DEF 2 : DEF B RCV



Trip phasa R : TRIP R

Trip phasa S : TRIP S

Trip phasa T : TRIP T

Send DTT : DTT SEND

Receive DTT. : DTT RCV

CCP 1 operated : CCP A OPRT

CCP 2 operated : CCP B OPRT

CBF/SZP 1 7Ax/Bx Trip : CBF/SZP A 7Ax/Bx OPRT

CBF/SZP 1 7Ax/Bx Trip : CBF/SZP A 7Ax/Bx OPRT

CBF/SZP 2 7ABx Trip : CBF/SZP B 7ABx OPRT

CBF/SZP 2 7ABx Trip : CBF/SZP B 7ABx OPRT

CB Pole Discapancy : CB DISCRAPANCY

- DFR dengan Fasilitas 32 Digital Input untuk bay line 500 kV minimal harus terdiri dari:

Main 1 Protection Operated ( Distance 1) : LP A OPRT

Main 2 Protection Operated ( Distance 2 ) : LP B OPRT

CB 7Ax/Bx open : CB 7Ax/Bx OPEN

CB 7ABx open : CB 7ABx OPEN

A/R In Progress : A/R OPRT

Carrier send from Distance Main 1 : LP A SEND

Carrier send from Distance Main 2 : LP B SEND

Carrier send from DEF Main1/DEF2 : DEFA/B SEND

Carrier Receive to Distance Main 1 : LP A RCV

Carrier Receive to Distance Main 2 : LP B RCV

Carrier Receive to DEF 1/DEF2 : DEF A/B RCV

Send DTT : DTT SEND

Receive DTT : DTT RCV

CCP Operated : CCP OPRT

CBF/SZP 7Ax/7Bx Trip : CBF/SZP 7Ax/7Bx OPRT

CBF/SZP 7ABx Trip : CBF/SZP 7ABx OPRT

- DFR dengan Fasilitas 64 Digital Input untuk bay IBT 500 kV minimal harus terdiri dari :

Main 1 Protection Operated : MAIN PROT A

Main 2 Protection Operated : MAIN PROT B

REF 500 kV Operated : REF 500 OPRT

REF 150 kV Operated : REF 150 OPRT

Back Up Protection 500 kV Operated : OC 500 OPRT


Over Voltage Operated : OV OPRT

Bucholz Operated : BUCHOLZ

Jansen Operated : JANSEN

Thermal Relay Operated : THERMAL

Sudden Pressure Operate : SUDDEN PRESS

PMT 7ABx Open. : 7ABx OPEN

PMT 7ABx Close. : 7ABx CLOSE

PMT 7Ax or 7Bx Open. : 7Ax or 7Bx OPEN.

PMT 7Ax or 7Bx Close. : 7Ax or 7Bx CLOSE

PMT 150 kV Open : 150 kV OPEN



PMT 150 kV Close : 150 kV CLOSE

CCP 1 Operated. : CCP 1 OPRT

CCP 2 Operated : CCP 2 OPRT

CBF/SZP 1 7Ax or 7Bx Trip. : CBF/SZP 1 7Ax or 7Bx OPRT.

CBF/SZP 1 7Ax or 7Bx Trip. : CBF/SZP 1 7Ax or 7Bx OPRT

CBF/SZP 2 7ABx Trip. : CBF/SZP 2 7ABx OPRT

CBF/SZP 2 7ABx Trip. : CBF/SZP 2 7ABx OPRT

Spare. :

Spare. :

Spare :

Spare. :

Spare. :

Spare. :

Spare. :

Spare :

Spare. :

- DFR dengan Fasilitas 32 Digital Input untuk bay IBT 500 kV minimal harus terdiri dari :

Main 1 Protection Operated : MAIN PROT A

Main 2 Protection Operated : MAIN PROT B



Over Voltage Operated : OV OPRT

Bucholz Operated : BUCHOLZ

Jansen Operated : JANSEN

Thermal Relay Operated : THERMAL

Sudden Pressure Operate : JANSEN

PMT 7ABx Open. : 7ABx OPEN

PMT 7Ax or 7Bx Open. : 7Ax or 7Bx OPEN.

PMT 150 kV Open : 150 kV OPEN

CCP 1 Operated. : CCP A OPRT

CCP 2 Operated : CCP B OPRT

CBF/SZP 7Ax/7Bx or B Trip. : CBF/SZP 7Ax/7Bx or B OPRT

CBF/SZP 7ABx Trip. : CBF/SZP 7ABx OPRT

- DFR dengan Fasilitas 64 Digital Input untuk 2 bay Line 150 kV (One & A Half Breaker) minimal harus terdiri dari :

Main 1 Protection Operated (Line Current/Distance 1) :

LP OPRT

Back 2 Protection Operated (OCR Back Up) : OC OPRT

A/R 1 In Progress : A/R OPRT

Carrier send from Distance : LP SEND

Carrier Receive to Distance : LP RCV

Trip phasa A : TRIP R

Trip phasa B : TRIP S

Trip phasa C : TRIP T

CB 5Ax/Bx phasa A open : CB 5Ax/Bx R OPEN

CB 5Ax/B xphasa B open : CB 5Ax/Bx S OPEN



CB 5Ax/Bx phasa C open : CB 5Ax/Bx T OPEN

CB 5ABx phasa A open : CB 5ABx R OPEN

CB 5ABx phasa B open : CB 5ABx S OPEN

CB 5ABx phasa C open : CB 5ABx T OPEN



CCP 1 operated : CCP 1 OPRT

Send DTT : DTT SEND

Receive DTT. : DTT RCV.

CB Pole Discrapancy : CB DISCRAPANCY

Spare. :

Spare. :

Spare. :

Spare :

Spare. :

Spare. :

Spare. :

Spare. :

Spare :

Spare. :

Spare. :

Spare :

- DFR dengan Fasilitas 32 Digital Input untuk 2 bay Line 150 kV (One & A Half Breaker) minimal harus terdiri dari :

Main Protection Operated : LP OPRT





CB 5Ax/Bx phasa A open : 5Ax/Bx R OPEN

CB 5Ax/B xphasa B open : 5Ax/Bx S OPEN

CB 5Ax/Bx phasa C open : 5Ax/Bx T OPEN

CB 5ABx phasa A open : 5ABx R OPEN

CB 5ABx phasa B open : 5ABx S OPEN

CB 5ABx phasa C open : 5ABx T OPEN



CCP operated : CCP OPRT

Send DTT : DTT SEND

Receive DTT. : DTT RCV.

- DFR dengan Fasilitas 64/32 Digital Input untuk 2 bay Line 150 kV (Double Bus) minimal harus terdiri dari :

Main Protection Operated : LP OPRT





Trip phasa A : TRIP R



Trip phasa B : TRIP S

Trip phasa C : TRIP T

CB phasa A open : CB R OPEN

CB phasa B open : CB S OPEN

CB phasa C open : CB T OPEN

CBF/SZP Trip : CBF/SZP OPRT

Send DTT : DTT SEND

Receive DTT. : DTT RCV

Spare :

Spare. :

- DFR dengan Fasilitas 64 Digital Input untuk bay IBT/Trafo 150 kV (One & A Half Breaker) minimal harus terdiri dari :

Main Protection (DIFF) Operated. : MAIN PROT OPRT

Main Protection (REF HV) Operated. : REF HV OPRT

Main Protection (REF LV) Operated. : REF LV OPRT

Back Up Protection HV Operated. : OC HV OPRT

Back Up Protection LV Operated. : OC LV OPRT

Over Voltage Operated. : OV OPRT

Bucholz Operated. : BUCHOLZ

Jansen Operated. : JANSEN

Thermal Relay Operated. : THERMAL

Suddent Pressure Operated. : SUDDENT PRES

CB HV 5Ax/5Bx Open. : 5Ax/5Bx HV OPEN

CB HV 5Ax/5Bx Close. : 5Ax/5Bx HVCLOSE

CB HV 5ABx Open. : 5ABx HV OPEN

CB HV 5ABx Close. : 5ABx HV CLOSE

CB LV Open : CB LV OPEN

PMT LV Close. : PMT LV CLOSE.


CBF/SZP 5Ax/5BxTrip : CBF/SZP 5Ax/5Bx OPRT

CBF/SZP 5ABxTrip : CBF/SZP 5ABx OPRT

CBF/SZP LV Trip. : CBF/SZP LV OPRT

Spare. :

Spare. :

Spare. :

Spare. :

Spare :

Spare. :

Spare. :

Spare. :

Spare. :

Spare :

Spare. :

Spare. :

- DFR dengan Fasilitas 32 Digital Input untuk bay IBT/Trafo 150 kV (One & A Half Breaker) minimal harus terdiri dari :













PMT HV 5Ax/5Bx Open. : 5Ax/5Bx OPEN

PMT HV 5ABx Open. : 5ABx HV OPEN

PMT LV Open : CB LV OPEN


CBF/SZP 5Ax/5BxTrip : CBF/SZP 5Ax/5Bx OPRT

CBF/SZP 5ABxTrip : CBF/SZP 5ABx OPRT

- DFR dengan Fasilitas 32 Digital Input untuk bay IBT/Trafo 150 kV (Double Bus) minimal harus terdiri dari :











CB HV Open. : CB HV OPEN

CB HV Close : CB HV CLOSE

CB LV Open : CB LV OPEN

CB LV Close : CB LV CLOSE

CBF/SZP Trip : CBF/SZP OPRT

Spare : Spare

Sensor

1. 3UV channel : 80%Vn

2. 1OV channel : 105%Vn

3. 3OC channel : 120% In CT Line or 100% In Trafo

4. 1OC channel : 0.2-0.6%In

5. Uf Channel : 49 Hz

6. Of Channel : 51 Hz

Duration

1. Pre Fault : 100 ms

2. Fault : Flexible

3. Post Fault : 100 ms



16. KWh Meter Transaksi KWh meter transaksi dalam SOGI harus memiliki spesifikasi sebagai berikut:

NO Description

Requirement

1 Jenis Meter : Meter Elektronik Berbasis Web

2 Standard : ANSI C12.20 dan atau IEC 62053-22 (kWh) atau yang lebih baru

IEC 1268 (VARh) atau yang lebih baru

3 Jenis Konstruksi : Switchboard (draw out)

4

Terminal Komunikasi (Built in)

:

- Optical Port

- RS232 atau RS485

- Port Ethernet (TCP/IP, Tidak menggunakan konverter)

Terminal Komunikasi (Optional) : - Modem PSTN

- Modem GSM

5 Sinkronisasi dengan GPS : Dapat tersinkronisasi

6 Tipe Pengawatan : 3 Fasa - 4 Kawat

7 Arus Nominal :

Disesuaikan dengan arus sekunder CT terpasang

8 Ketahanan Arus Gangguan : 1.5 x In Kontinyu, 10 x In selama 0,5 detik

9 Tegangan Nominal : 57.7 - 240 V AC (auto range) Minimum pick-up voltage: 57.7V Fasa - Netral

10 Aux. Power Supply : 57.7 - 240 V AC (Auto Range) dan 110 - 220 V DC (Auto Range)

11 Frekuensi : 50 Hz

12 Kelas Ketelitian :

kWh : 0,2 ( Mengacu pada Standard IEC62053-22 dan atau ANSI C12.20 )

kVARh : 2 ( Mengacu pada Standard IEC1268 )

13 Temperatur Operasi -40oC sampai +75

oC

14 Jumlah Kanal Penyimpanan Load Profile

: 12 Channel load profile (Dapat dibagi menjadi 2 Grup)

15 Kapasitas Penyimpanan Memori Load Profile

: 2 MB (minimum)

16 Interval Perekaman Daya (Dapat Diprogram)

: 1 Sampai 60 Menit

17 Besaran Energi yang diukur/direkam

: - Wh Kirim

- Wh Terima

- VARh Kirim

- VARh Terima

- VAh Kirim

- VAh Terima

18 Besaran Daya yang diukur/direkam : - W Kirim



- W Terima

- VAR Kirim

- VAR Terima

- VA Kirim

- VA Terima

19 Interval Perekaman Energi (Dapat Diprogram)

: 1, 5, 10, 15, 20, 30, dan 60 Menit

20 Besaran Sesaat yang diukur dan dapat direkam

:

- Watt Kirim

- Watt Terima

- VAR Kirim

- VAR Terima

- VA Kirim

- VA Terima

- Tegangan Tiap Fasa (Antar Fasa dan Fasa - Netral)

- Arus Tiap Fasa

- Faktor Daya

- Frekuensi

21 Koinsiden Demand

:

- Watt Kirim

- Watt Terima

- VAR Kirim

- VAR Terima

- VA Kirim

- VA Terima

- Tegangan Tiap Fasa (Antar Fasa dan Fasa - Netral)

- Arus Tiap Fasa

- Faktor Daya

- Frekuensi

22 Pembagian Tarif : 8 Tarif

23 Aplikasi Baca / Seting Meter

: Disertakan

Berbasis Windows XP dan Windows Vista

Dapat diinstall ke semua laptop/pc milik PLN P3B berikut lisensinya

Dapat Mengambil data berdasarkan waktu yang dapat dikonfigurasi (mampu mengambil loadprofile dengan range tanggal yang ditentukan)

Mampu mengexport data load profile dalam format teks dan atau spreadsheet

24 Tampilan Layar : Minimum 8 digit

25 Metode Komunikasi : Multi-tasking, multi-user dan web based

26 Pengaman : Pada Hardware (lock) & Software (password level)

27 Protokol Komunikasi (tersedia) : IEC 61850 dan (DLMS atau ( DNP3 dan MODBUS ))



17. Penunjang

17.1. Kontainer a. Sertifikat dari ISO/IMO/CSC. b. Kontainer diletakkan di atas fondasi dengan ketinggian 70 cm. c. Panic door dan door open alarm. d. Peredam panas (Rockwool). e. Split Air Condition (redundant). f. Portable Fire Extinguiser. g. Smoke Detector. h. Heat Detector. i. Flame Detector. j. Outdoor and indoor lighting. k. Outdoor indicator lamp (beacon). l. Distribution Board AC dan DC. m. Telephone. n. Lighting switch dan socket outlet.

17.2. Digital Meter


1 Name : Digital meter


3 Auxiliary supply

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

4 Current




Frequency : 50 Hz

5 AC Burden

In = 1 A : 0.2 VA

In = 5 A : 1.0 VA


7 Pengukuran

Arus : Yes

Tegangan : Yes

Frekuensi : Yes

Power Factor : Yes

MW : Yes

MVar : Yes

Kwh : Yes

KVar : Yes

7 Sinkronisasi waktu yes





17.3. Terminal Block Berikut ini adalah spesifikasi teknik untuk terminal block :



NO Deskripsi Kebutuhan

1 Standar VDE 0611, IEC947-7-1,

2 Diameter kabel 5 – 10 mm2

3 Tegangan 800 Volt

4 Kapasitas arus 30 – 50 A

5 Insulasi material Polymade

6 Kelengkapan Mounting, DIN, Omega

Terminal Blocks NO Deskripsi

1 Rail 32 x 15

2 Rail 35 x 7,5 x1

3 Rail 35 x 15 x 2,3

4 Rail 35 x 15 x 1,5

5 Terminal Blocks compression block

6 Terminal Blocks jenis pisau

7 Component holder terminal blocks

8 Terminal Blocks untuk circuit testing

9 Fuse holder terminal blocks for fuse

10 Fuse holder terminal blocks double deck for fuse

11 Fuse holder terminal blocks

12 Power terminal blocks

13 Terminal Blocks soldered

14 Terminal Blocks current, voltage or polarity circuits

Aksesoris

15 End top

16 End section

17 Separator section

17.4. Kubikel

800 400

800

2200

Gambar 12 Kubikel bay IED

Peralatan disusun ke atas per rak. Apabila diperlukan dapat disediakan lemari rak tambahan sebagai tempat peralatan-peralatan tersebut.



Lemari rak ini harus memenuhi spesifikasi minimal berikut : a. Pintu depan tertutup dengan bahan transparan (acrylic) yang dapat

dibuka dengan mudah dan memiliki kunci. Dilengkapi dengan ventilasi pada bagian bawah.

b. Pintu panel swing door untuk IED racks. c. Pintu terpisah untuk kabel komprtemen d. Panel knock down. e. Tutup atas diberi celah 3 cm untuk ventilasi. f. Tutub bawah tersedia bottom plat untuk instalasi kabel. g. Lebar dan tinggi rak harus lebih besar daripada lebar dan tinggi

peralatan. h. Disediakan jalur yang mudah untuk pengkabelan pada bagian

belakang lemari rak tersebut. i. Permukaan lemari rak harus dibuat sedemikian rupa agar tahan

terhadap karat dan anti goresan. j. Lemari rak ini harus terhindar dari masuknya serangga. k. Dipasang filter udara bagian atas. l. Di dalam kubikal tersediakan stop kontak 220 VAC 50 Hz dengan

mempergunakan tiga kawat dengan netral terisolasi dan lampu untuk pemeliharaan.

m. Lampu akan secara otomatis menyala apabila pintu dibuka.

Spesifikasi teknis yang harus dipenuhi : NO Deskripsi Kebutuhan

1 Depth 800 mm

2 Width 800 mm (kompartemen IED) + 400 mm (terminal interface)

3 Height 2200 mm

4 Enclosure frame 2,5 mm

5 Front/rear door 1,5 mm

6 Coated Powder coated similar to RAL 7032

7 Sheet steel mounting 19”

8 Glazed door Tersedia

9 Door Dibagian depan

10 Vented roof Tersedia

11 Lifting eyebolt Tersedia

12 Standard handle system Tersedia

13 Drawing pocket Tersedia

14 Light Tersedia

15 Door operted switch Tersedia

16 Fixing hole for anchor bolt Tersedia

17 Socket strips supply 220 AC

Tersedia

18 Metal cable gland Tersedia

19 Heater Tersedia

20 Earth rail Tersedia

21 Fixing material for earth staps

Tersedia

22 Sealing Tersedia

23 Cable gland plate Tersedia

24 Front door lock Tersedia



25 Earthing set Tersedia

26 Panel name plate Tersedia

27 Standard Setara Rital

17.5. Kabel Low Voltage Berikut ini adalah spesifikasi teknis yang harus dipenuhi untuk kabel power. a. Kabel dalam panel

Menggunakan kabel tipe NYAF dengan ukuran :

Rangkaian arus CT 4,0 mm2

Rangkaian tegangan VT 2,5 mm2

Rangkaian control 0,75 mm2

Rangkaian power supply AC/DC 1,5 mm2 b. Kabel diluar panel

Menggunakan kabel tipe NYYGbCY dengan ukuran :

Rangkaian arus CT 6,0 mm2

Rangkaian tegangan VT 4,0 mm2

Rangkaian control 2,5 mm2

Rangkaian power supply AC/DC 6.0 mm2



17.6. Kabel Telekomunikasi

Terminal Interface : Fibre Optic atau Shielded Foil Twisted Pair (SFTP) - Port RJ45

Communication Type : Ethernet

Data Transfer Speed : IEC 61850 / Ethernet 100 MB/s,

Communication Port : In front or rear, or both

Communication Station Level : Shielded Foil Twisted Pair (SFTP) - Port RJ45

Communication IED to Switch : Fibre Optic

Communication Switch to switch antar panel (indoor)

: Fibre Optic

Communication Switch to switch antar bay kios (outdoor)

: Fibre Armoured

Catatan :

Dampak elektromaknetis yang terjadi pada kabel komunikasi antara IED dengan switch menjadi tanggung jawab kontraktor seumur peralatan.

17.7. Inverter 110 VDC ke 220 VAC Inverter digunakan untuk mensuplai server, local HMI, gateway dan printer. Kemampuan setiap inverter adalah dua kali kapasitas beban total. Inverter dipasang secara paralel. Inverter terhubung dengan rectifier 110 VDC yang telah tersedia di Gardu Induk.

Load

DC

AC

DC

AC

By passBy pass

Gambar 13 Inverter 110 VDC ke 220 VAC

Spesifikasi Inverter 110VDC ke 220VAC

Electrical safety EN 60950, VDE 0805

Efficiency > 88% at nominal load

Operating temperature -5 to+55 degree celcius, non condensing

Input DC 110 (88 -132) VDC dan 220 VAC

Output AC 220 VAC

Failure tolerance +/-5%

Frequency 50Hz sinewave

Over load By pass

Power 2 X beban maksimum

Power Factor 0.8

Load range 0 - 100%



17.8. Overvoltage Arrester

Overvoltage arrester yang mempunyai alarm yang dapat dihubungkan dengan Telesignal Remote Station dan mempunyai alarm sinyal suara, Overvoltage Arrester tersebut dilengkapi dengan MCB dan ELCB, memenuhi spsifikasi VDE 0675 part 6 dan dipasang pada main distribution board untuk tegangan AC, DC, GPS dan media komunikasi.

17.9. Layout Panel Kontrol dan Proteksi

17.9.1. Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk 150 kV double busbar

Front View

Ethernet Switch

IED BCU

IED MPU

Test Switch

BC

U

MP

U

800 mm

22

00

mm

Proteksi & Kontrol OHL

Front View

Ethernet Switch

IED MPU

IED BPU-1

Test Switch

MP

U

BP

U-1

800 mm

Proteksi & Kontrol Trafo

Ethernet Switch

BCU

AVR

Test Switch

800 mm

IED BPU-2

BP

U

BP

U-2

BC

U

AV

R

IED BPU

Transformer

Q1 Q2

Q0

OHL

Q1 Q2

Q0

Q9

Q8

Bus 1

Bus 2

Gambar 14 Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk 150kV double breaker



17.9.2. Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk 150 kV one-half breaker

Front View

Ethernet Switch

IED MPU

IED BPU

Test Switch

MP

U

BP

U

800 mm

22

00

mm

Proteksi OHL

CCP

Front View

Ethernet Switch

IED MPU

IED BPU-1

Test Switch

MP

U

BP

U-1

800 mm

Proteksi & Kontrol Trafo

CCP

Front View

Ethernet Switch

BCU A

BCU AB

Test Switch

800 mm

BCU Panel

BCU BIED BPU-2

CC

P

BP

U-2

CC

P

Bus A

Bus B

Q0A

Q0AB

Q0B

Ethernet Switch

IED AVR

Test Switch

800 mm

AV

R

BC

U A

BC

U A

B

BC

U B

IED BCU LV

*) untuk bay IBT

Gambar 15 Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk one-half breaker



17.9.3. Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk 500 kV one-half breaker

Front View

Ethernet

Switch

IED MPU-1

Test Switch

MP

U-1

800 mm

22

00

mm

Proteksi Line

IED MPU CCP-1

Ethernet

Switch

Test Switch

800 mm

IED MPU-2

IED MPU CCP-2

Front View

Ethernet

Switch

IED MPU-1

Test Switch

MP

U-1

800 mm

Proteksi Trafo / IBT

IED BPU CCP-1

Ethernet

Switch

Test Switch

800 mm

IED MPU-2

IED BPU CCP-2

IED MPU CCP-1 IED MPU CCP-1

BP

U-1

CC

P-1

MP

U-1

BP

U-1

CC

P-1

CC

P-1

MP

U-1

CC

P-1

Bus A

Bus B

Q0A

Q0AB

Q0B

Gambar 16 Layout Panel Proteksi Line & IBT untuk 500 kV one-half breaker



Front View

Proteksi Busbar & CBF AB

Ethernet

Switch

IED BUSPRO-1

IED CBF AB

Test Switch

800 mm

BB

P-1

CB

FA

B-1

Ethernet

Switch

800 mm

BB

P-2

CB

FA

B-2

IED BUSPRO-2

Front View

Ethernet

Switch

BCU CB AB

Test Switch

800 mm

BCU CB

BC

UA

BC

UA

B

BC

UB

Front View

Ethernet

Switch

800 mm

BCU IBT + TC LV

BC

U IB

T

BCU IBT + TC LV

Test SwitchTest Switch

BCU CB A

BCU CB B

Bus A

Bus B

Q0A

Q0AB

Q0B

Gambar 17 Layout Panel Kontrol dan Proteksi Busbar 500 kV one-half breaker



17.9.4. Posisi Lokal HMI

HMI

1

HMI

2

1800 1800

90

0

90

0

No Description

1

2

3

4

5

6

Chair

Table

Laser Jet Printer

Monitor

Speaker Active (Tweeter)

Keyboard and Mouse

7 Cable Hole

5a Speaker (L)

5b Speaker (R)

6

4

7

5

1 1

53

6

4

5a 5b

7

5a 5b

Gambar 18 Lokal HMI

Lokal HMI terdiri dari : a. Dua buah meja b. Dua kursi ergonomis c. Dua buah monitor d. Dua buah Mouse e. Dua buah Keyboard f. Dua buah annunciator



18. Testing And Commissioning

18.1. Acceptance Testing Acceptance test untuk sistem Otomasi : a. Pengujian pendahuluan akseptasi pabrik (Preliminary Factory

Acceptance Test) b. Pengujian akseptasi pabrik (Factory Acceptance Test) c. Pengujian protokol (Protocol Test) d. Pengujian instalasi sistem (System Installation Test) e. Pengujian akseptasi lapangan (Site Acceptance Test) f. Pengujian kesiapan sistem (System Availability Test) Pelaksanaan pengujian ini adalah untuk mengetahui apakah sistem sudah memenuhi persyaratan fungsional, kinerja, interface, dan sistem komunikasi. Pengujian akan memeriksa kebenaran dari kinerja dan integritas fungsional dari masing-masing subsistem, termasuk interface aktif antara subsistem, dan akan melakukan simulasi operasi subsistem pada sebuah basis sistem-terintegrasi. Semua prosedur pengujian harus disampaikan ke pihak PT PLN (Persero) dan didokumentasikan sesuai standar ISO untuk mendapat persetujuan. Semua hasil pengujian harus disampaikan ke pihak PT PLN (Persero) paling lambat 30 hari setelah dilaksanakan pengujian atau sebelum dilakukan pengujian berikutnya.

18.2. Perencanaan Acceptance Test Perencanaan Acceptance Test akan dipersiapkan oleh Kontraktor dan disetujui PT PLN (Persero). Perencanaan Acceptance Test akan menguraikan pengaturan acceptance test, daftar dari fungsi yang di-tes, metoda yang digunakan untuk verifikasi persyaratan kinerja system dan kapasitas maksimum. Jadwal pengujian mencakup waktu pengujian fungsional untuk pengujian tak terstruktur (yang tidak tertulis dalam daftar pengujian) oleh PT PLN (Persero). Waktu yang disediakan minimal dua jam untuk pengujian tak terstruktur dari setiap sepuluh jam pengujian terstruktur, pelaksanaan pengujian minimum adalah empat hari. Pengujian tak terstruktur diadakan atas permintaan PT PLN (Persero). Tujuan pengujian tak terstruktur ini adalah untuk menginvestigasi masalah yang dideteksi selama pengujian dilakukan.

18.3. Prosedur Acceptance Test

Prosedur Acceptance Test dirancang untuk menguji fungsi, metode, kinerja, interface sistem dan kapasitas maksimum berdasarkan persyaratan yang telah ditetapkan, yang dipersiapkan oleh Kontraktor dan disetujui PT PLN (Persero). Prosedur Acceptance Test yang telah disetujui akan digunakan selama pemeriksaan enjinering final dari system dan Acceptance Test.



18.4. Pengujian Peralatan (Equipment Test) Pengujian ini mencakup: a. Pengujian visual b. Verifikasi kemampuan maksimum dan ekspansi c. Pengujian diagnostik perangkat keras

18.4.1. Pengujian visual Verifikasi apakah SOGI dan peralatan-peralatan yang dibutuhkan sudah dikonfigurasi dengan benar. Inspeksi visual untuk pelabelan, termasuk kabel dan konektor. Pengujian ini juga mencakup pemeriksaan peralatan secara fisik.

18.4.2. Verifikasi kemampuan maksimum dan ekspansi Inspeksi dan verifikasi apakah kemampuan maksimum dan ekspansi sudah memenuhi.

18.4.3. Pengujian diagnostic perangkat keras Akan terdiri dari pengujian individu dari semua sistem perangkat keras otomasi. Pengujian ini akan terdiri dari program standar pengujian diagnostik, ditambah program diagnostik khusus yang digunakan oleh Kontraktor.

18.5. Pengujian fungsional sistem Dengan pengujian ini, fungsi-fungsi dijalankan dengan maksimal secara individu maupun terintegrasi dan melakukan verifikasi operasi fungsional yang benar dari semua perangkat keras dan perangkat lunak . Pengujian ini akan mencakup : a. Pengujian protokol (IEC 60870–5-104, IEC 60870–5-101 dan IEC

61850 di P3B JB. b. Semua IED main proteksi harus lulus uji dinamik dengan Real Time

Digital Simulator (RTDS) c. Verifikasi akuisisi data dari master station ke SOGI. d. Verifikasi nilai analog data (data telemeter) e. Pengujian dari master station sampai dengan proses GI atau

pembangkit. f. Verifikasi pemrosesan data termasuk :

Scanned Analog Data Scanned Status Data Scanned Accumulator Data Calculated Data Non-telemetered Data

g. Verifikasi semua fungsi interface pengguna termasuk: Prosedur lokal HMI Kemampuan tampilan grafik Pembatasan akses lokal HMI Persyaratan Alarm Fungsi Trending Pemberian label device Peragaan fungsi pengumpulan data historis. Peragaan fungsi pelaporan.



h. Verifikasi respon yang betul dari sistem ke : Kehilangan/restorasi (loss/restore) SOGI Kehilangan/restorasi (loss/restore) Printer Kehilangan/restorasi (loss/restore) catu daya Kehilangan/restorasi (loss/restore) waktu GPS Kehilangan/restorasi (loss/restore) jaringan LAN Pengembangan SOGI.

i. Verifikasi skema redundansi dan failover server. j. Verifikasi kemampuan pengembangan dan pemeliharaan:

Pengembangan dan pemeliharaan database Pengembangan dan pemeliharaan tampilan Laporan pengembangan dan pemeliharaan

18.6. Pengujian kinerja sistem

Pengujian ini akan memverifikasi apakah persyaratan kinerja sistem sudah memenuhi syarat untuk SOGI. Pengujian ini mencakup verifikasi : a. Waktu pemanggilan tampilan b. Pemakaian CPU c. Pemakaian RAM d. Pemakaian LAN

18.7. Preliminary Factory Acceptance Tests

Untuk menjamin Factory Acceptance Tests dilaksanakan dengan sukses, Factory Acceptance Tests akan dilaksanakan setelah Preliminary Factory Acceptance Tests berhasil yang dilaporkan oleh kontraktor. Factory Acceptance Tests adalah repetisi lengkap dari Preliminary Factory Acceptance Tests sesuai dengan prosedur Acceptance Tests yang telah disetujui PT PLN (Persero). Kontraktor harus menyampaikan rancangan, pengintegrasian, database, tampilan, dan kinerja sebelum PT PLN (Persero) melaksanakan Factory Acceptance Test. Preliminary Factory Acceptance Tests akan dipandu oleh petugas dari Quality Assurance Department dari pabrikan.

18.8. Pengujian sistem 150 jam Untuk memastikan bahwa perangkat lunak dari SOGI bebas kesalahan dan perangkat kerasnya dapat diandalkan, sistem dijalankan secara kontinyu selama 150 jam setelah pengujian individual dan sistem. Pengujian ini dinyatakan sukses apabila tidak ada kehilangan fungsi kritis, tidak ada kegagalan pada perangkat keras utama, dan tidak terjadi failover otomatis selama periode 150 jam tersebut. Kegagalan perangkat keras terjadi bila kehilangan satu bagian utama perangkat keras (seperti server, lokal HMI, gateway). Selama pengujian, sistem dijalankan (dengan simulasi masukan, kejadian, dan kondisi) yang mendekati keadaan operasionalnya. Tidak boleh ada perubahan pada perangkat lunak untuk mem-bypass modul yang gagal selama pengujian ini. Apabila modul yang gagal terkait dengan fungsi kritis, modul dapat diperbaiki dan bagian dari pengujian sistem fungsional diulang selama 150 jam ulang secara keseluruhan. Pengujian ini dilaksanakan oleh vendor di pabrik, tanpa diikuti oleh staf PLN dan hasil pengujiannya dilaporkan sebelum pelaksanaan FAT.



18.9. Factory Acceptance Tests

Kontraktor akan menginformasikan kepada PT PLN (Persero) paling tidak 30 hari sebelum tanggal dimulainya jadwal Factory Acceptance Tests. Kontraktor harus memberikan detail documentation dan hasil pengujian kinerja selama 150 jam untuk pengujian sistem, termasuk dokumen disain dan pemeliharaan, manual untuk pengguna, prosedur pengujian dan perencanaan pengujian, harus disediakan selama Factory Acceptance Tests. Dalam pelaksanaan FAT, kontraktor harus melaksanakan uji kinerja platform SOGI dengan kapasitas maksimum dan uji protokol. Hasil pelaksanaan FAT harus mendapatkan persetujuan dari peserta FAT PT PLN (Persero). Pemrograman sistem perangkat lunak akan diselesaikan sebelum Factory Acceptance Test. Dalam konfigurasi pengujian tidak ada sisipan perangkat lunak. FAT sistem Otomasi yang dilakukan di pabrik meliputi pengujian sebagai berikut : a. Pengujian fungsional untuk mengkonfirmasikan bahwa semua fungsi

yang ditetapkan telah berfungsi. b. Pengujian kinerja dengan kapasitas maksimum untuk menunjukkan

bahwa sistem yang ditetapkan memenuhi kinerja yang telah ditentukan.

c. Pengujian tidak terstruktur atau secara acak.

FAT harus dilakukan pada otomasi yang sesuai dengan kontrak proyek dan bukan pada peralatan yang serupa di luar kontrak ini. Kontraktor harus menanggung biaya semua FAT minimal sesuai standard PT PLN (Persero) untuk sebanyak .... (.......) orang selama ......... hari kerja per orang. Hasil pelaksanaan FAT akan disetujui oleh peserta PT PLN (Persero) yang mempunyai kompetensi di bidangnya dan yang bertangung jawab terhadap fungsi otomasi yang akan beroperasi. Semua rencana pengujian dan prosedur harus disampaikan secara rinci, terdokumentasi dan harus disetujui oleh PT PLN (Persero) sebelum dimulai pengujian. PT PLN (Persero) berhak melakukan perubahan dan penambahan prosedur pengujian yang diusulkan. FAT tidak boleh dilaksanakan sebelum semua kesalahan dan permasalahan yang ditemukan selama pre-FAT telah dikoreksi. Apabila selama pelaksanaan FAT ternyata hasil pengujian kinerja dengan kapasitas maksimum tidak memenuhi standar kinerja yang telah ditentukan, maka kontraktor harus mengulangi pelaksanaan pengujian FAT, mengganti perangkat keras, dan memperbaiki perangkat lunak. Pada pelaksanaan FAT, kontraktor harus memberikan konfigurasi sesuai dengan dokumen kontrak dengan kapasitas database yang sama. Kontraktor harus membuat laporan hasil pengujian sebagai bagian dari dokumentasi akhir. Kontraktor harus menyediakan perangkat lunak, prosedur pengujian perangkat keras secara rinci sesuai petunjuk pabrik perangkat keras tersebut.



Kontraktor harus menyediakan perangkat lunak, perangkat keras, prosedur pengujian perangkat lunak SOGI secara rinci sesuai petunjuk kontraktor. FAT dilaksanakan di negara tempat SOGI dibuat.

18.9.1. Klasifikasi Kegagalan

Kegagalan pengujian digolongkan ke dalam tingkatan sebagai berikut:

Kegagalan minor : selama pendeteksian, pengujian harus terus dijalankan. Koreksi akan dilaksanakan sebelum penyerahan dan verifikasi dilakukan di lapangan.

Kegagalan mayor : selama pendeteksian, pengujian harus terus dijalankan. Koreksi dan verifikasi dilakukan seketika di pabrik. Pada bagian yang berkaitan dilakukan pengujian ulang.

Kegagalan kritis: Kegagalan kritis adalah kegagalan yang menyebabkan sistem berhenti ketika penggunaan suatu fungsi utama atau yang mengharuskan restart sehingga sistem dapat beroperasi dengan baik. Koreksi harus dilakukan seketika dan keseluruhan prosedur harus dilakukan pengujian ulang. Klasifikasi kegagalan harus terdiri atas pengujian prosedur dan subyek kegagalan sesuai persetujuan PT PLN (Persero). Tidak boleh ada koreksi atau modifikasi sistem selama pengujian. Bila ada koreksi yang diperlukan selama pengujian, akan digolongkan sebagai kegagalan kritis. Bila semua hasil pengujian dinyatakan berhasil, maka peserta FAT akan menyetujui bahwa sistem otomasi tersebut dapat dikirim ke Indonesia.

18.9.2. Pengujian secara berurutan

FAT harus berhubungan dengan langkah-langkah sebagai berikut: a. Melaksanakan pengujian kinerja perangkat keras untuk semua unit

yang terdapat pada sistem pengujian. b. Melaksanakan pengujian semua data base yang tersedia. c. Melaksanakan pengujian FAT yang tersisa termasuk pengujian

kesiapan. 18.9.3. Lingkup pengujian

FAT dibagi menjadi 4 (empat) bagian : Bagian pertama merupakan pengujian fungsional. Pengujian secara keseluruhan tidak terbatas pada pengujian berikut ini: a. Semua pengujian yang direkomendasikan oleh pabrikan yaitu semua

komponen sistem yang mencakup peripheral dan modul switching failover.

b. Semua fungsi sinyal di goose harus sama dengan mnemonic pada Teleinformasi Plan dan dapat ditunjukkan

c. Semua fungsi proteksi d. Semua fungsi telekomunikasi dan interface. e. Semua perangkat lunak manajemen database. f. Semua fungsi perangkat keras g. Semua fungsi SOGI. h. Semua perangkat lunak. i. Semua rutin diagnostik.



j. Konfigurasi sistem mendeteksi kegagalan alat kontrol dan prosedur recovery.

k. IED dapat melakukan communication re-establishment secara otomatis pada saat : Power supply IED normal kembali LAN normal kembali Server normal kembali

l. Switch over otomatis (Failover) untuk kegagalan pada: Salah satu server Gateway Switch Link Komunikasi

m. Data tidak boleh hilang ketika LAN terputus n. Data tidak boleh hilang pada saat terjadi alarm/event yang melebihi

kapasitas kapasitas LAN, RAM dan CPU

Bagian kedua terdiri dari pengujian kinerja seperti dirumuskan dalam spesifikasi. Pengujian ini meliputi : a. Fungsi koreksi dalam kondisi normal b. Fungsi koreksi dalam kondisi kondisi darurat c. Koreksi tampilan memenuhi syarat pada kondisi darurat. d. Koreksi fungsi kinerja . e. Koreksi fungsi kinerja yang terhubung dengan master station. Kontraktor harus mampu melaksanakan simulasi pada saat kondisi darurat dan melengkapi semua peralatan yang diperlukan. Bagian ketiga : terdiri dari pengujian tidak terstruktur. Sebagai tambahan pengujian fungsional dan kinerja, Enjiner dapat melakukan pengujian secara acak pada pengujian konfigurasi. Pengujian tidak terstruktur ini tidak melebihi 20% dari total durasi waktu sistem FAT. Bagian keempat : terdiri dari pengujian kesiapan 150 jam seperti didefinisikan dalam spesifikasi. Pengujian ini akan dilakukan setelah sukses pengujian bagian ketiga. Sasaran utama dari bagian ini adalah untuk membuktikan kesiapan sistem yang telah didefinisikan pada spesifikasi. Laporan FAT ditandatangani oleh staf PLN dan kontraktor apabila telah dilaksanakan pengujian kinerja dengan kapasitas maksimum dan memenuhi standart yang telah ditentukan.

18.9.4. Pengujian Protokol

Dalam pelaksanaan FAT harus dilakukan pengujian protokol : a. Gateway lulus uji protokol IEC 60870-5-104 (option), IEC 60870-5-

101 dan dapat berkomunikasi dengan minimal tiga master station (Inter Regional Control Center / IRCC, RCC dan DCC).

b. Gateway dapat berkomunikasi minimal dengan tiga merk IED sesuai hasil konvensi IEC 61850.



18.10. Instalasi Sistem dan Pengujian

18.10.1. Persiapan Instalasi Sebelum peralatan dipasang di lokasi, PT PLN (Persero) akan mempersiapkan tempat untuk peralatan untuk SOGI yang mencakup : a. Pentanahan sesuai standart SOGI. b. Main hole. c. Kondisi lingkungan ruangan. d. Supervisi pelaksanaan pekerjaan.

18.10.2. Pengujian Kontraktor bertanggung jawab terhadap start-up sistem setelah pemasangan SOGI. Kontraktor harus melakukan kerja sama dengan PT PLN (Persero) dalam hal: a. Inspeksi pemasangan/instalasi. b. Mengoperasikan SOGI dan diagnostik untuk memeriksa kebenaran

operasi untuk semua perangkat keras sistem otomasi, loading SOGI serta boot sistem.

c. Pengujian proteksi terdiri dari individual test, point to point test, dan function test (antara lain fungsi trip, autoreclose, intertrip) pada nilai setting yang telah disetujui PT PLN (Persero).

d. Pengujian link komunikasi SOGI ke master station eksisting. e. Pengujian telesinyal, telemetering, telekontrol dan LFC (bila

diperlukan) dilakukan dari master station sampai dengan pembangkit.

f. Pengujian komunikasi dengan otomasi yang melalui router dan menggunakan sub sistem komunikasi di luar master station.

g. Pemeriksaan di lokasi operasi SOGI untuk mengetahui kesiapan Site Acceptance Test.

18.11. Site Acceptance Test

Pengujian ini akan dilaksanakan setelah instalasi SOGI lengkap, perangkat lunak telah di-load ke dalam setiap subsistem, dan start-up sistem sukses dilaksanakan (SOGI telah terhubung dengan master station). Setiap sub sistem akan dilakukan uji fungsi sistem dan uji kinerja yang format pengujian diusulkan Kontraktor dan disetujui PT PLN (Persero). Pelaksanaan pengujian harus diikuti dan diawasi oleh Enjiner PT PLN (Persero). Kontraktor akan memberikan laporan hasil pengujian sebagai bagian dari dokumentasi.

18.11.1. Kondisi pengujian

SAT dilakukan pada kondisi sebagai berikut : a. Lingkungan yang normal tidak mengganggu sistem gardu induk. b. Catu daya normal c. SOGI dapat berkomunikasi dengan master station d. Database SOGI sama dengan database master station



18.11.2. Pengujian secara berurutan Prosedur SAT sama dengan prosedur FAT.

18.11.3. Lingkup pengujian

Lingkup pengujian meliputi pengujian serupa yang dilakukan selama pengujian FAT dan SAT, pengujian fungsi karakteristik untuk setiap unit atau sub sistem dan pengujian fungsi, setiap item Teleinfromasi Plan dan kontraktor menyampaikan laporan hasil pengujian. Pengujian di level bay di gardu induk a. Pengujian fungsi control & interlock peralatan tegangan tinggi dari

IED BCU. b. Pengujian fungsi signaling dari IED BCU c. Pengujian fungsi pengukuran dari IED BCU d. Pengujian fungsi alarm & trip dari IED proteksi sesuai dengan

karakteristiknya. e. Pengujian fungsi time synchronizing GPS dengan semua IED

Pengujian di level substation automation di gardu induk a. Pengujian fungsi control & interlock peralatan tegangan tinggi HMI. b. Pengujian fungsi signaling dari HMI c. Pengujian fungsi pengukuran dan trending dari HMI d. Pengujian fungsi trip dari IED proteksi dan signal/alarm serta fault

recordingnya ke HMI e. Pengujian fungsi historikal data (event log dan alarm log) dan fungsi

statistik. f. Pengujian verifikasi data base antara server dengan IED BCU & IED

proteksi dan antar IED g. Pengujian fungsi annunciator (audible alarm) h. Pengujian fungsi redundancy disisi server i. Pengujian fungsi time synchronizing GPS dengan server j. Pengujian fungsi network diagnostic substation automation melalui

HMI k. Pengujian fungsi redundancy link komunikasi serial ke master station l. Pengujian performance server

Pengujian di level master station a. Pengujian fungsi control & interlock peralatan tegangan tinggi dari

HMI sesuai dengan TIP. b. Pengujian fungsi signaling dari HMI sesuai TIP. c. Pengujian fungsi pengukuran dari HMI sesuai TIP. d. Pengujian fungsi trip dari IED proteksi dan signal/alarmnya ke HMI

sesuai TIP. 18.12. Pengujian Kemampuan (Availability Test)

Pengujian kemampuan selama 1 bulan harus dilaksanakan secara lengkap pada SOGI setelah menyelesaikan SAT. Pengujian akan dilakukan dalam kondisi operasi. Kontraktor harus menempatkan wakil untuk mengawasi secara terus menerus sepanjang pengujian, dengan maksud untuk memverifikasi keandalan perangkat keras dan perangkat



lunak SOGI. Kontraktor harus bertanggung jawab untuk memperbaiki semua permasalahan pemeliharaan sistem. PT PLN (Persero) dapat mengoreksi permasalahan dengan supervisi dari kontraktor. Kontraktor harus bertanggung jawab terhadap restart sistem, kebutuhan layanan, dan pemeliharaan preventif. Kriteria pengujian kemampuan : a. Sistem harus dapat menyediakan tingkat ketersediaan minimal

99,95% pada setiap unit peralatan. Ketersediaan ini dihitung berdasarkan jangka waktu selama pengujian aktual.

b. Ketersediaan ini harus tercatat di server (station level) untuk setiap jenis peralatan.

c. Tidak boleh lebih dari enam kali failover otomatis/manual atau restart pada sistem yang diijinkan selama pengujian, dalam rangka memulihkan permasalahan di operasi sistem gardu induk otomasi. Pengujian harus mempertimbangkan penyebab terjadinya kegagalan jika jumlah batas yang telah ditentukan terlewati.

Persyaratan penyelesaian pengujian : a. Jika jaminan ketersediaan tidak bisa dipenuhi selama 1 bulan,

kontraktor harus melakukan pengujian ulang dari awal. Jika pengujian ini melebihi 3 kali start dalam waktu 30 hari, sistem akan dianggap gagal dalam pengujian. Jika pengujian dalam waktu 30 hari tersebut gagal, maka pengujian harus diulang sampai berhasil.

b. Jika sistem gagal dalam pengujian, Kontraktor harus membuat semua koreksi perangkat keras dan perangkat lunak yang diperlukan, dan pengujian harus dijalankan dan diulang sampai sukses. Kontraktor akan menanggung semua biaya koreksi dan biaya pengujian ulang.

c. Berita Acara Pengujian Selesai (BAPS) tidak akan diberikan selama Kontraktor belum menyelesaikan hasil pengujian secara lengkap.

18.13. Garansi

Kontraktor dan vendor harus bertanggung jawab apabila terdapat bug pada perangkat lunak yang dipergunakan dalam SOGI. Bila ditemukan bug setelah masa pemeliharaan, kontraktor wajib memperbaiki bug tersebut tanpa diperlukan biaya tambahan, semua biaya yang ditimbulkan menjadi tanggung jawab kontraktor. Waktu perbaikan bug paling lama 6 (enam) bulan setelah pemberitahuan adanya bug oleh PT PLN (Persero), dengan syarat sistem berjalan normal pada saat proses perbaikan. Kesepakatan ini ditandatangani di atas meterai secukupnya oleh kontraktor dan vendor dengan sepengetahuan PT PLN (Persero). Garansi bug selama SOGI berfungsi dan garansi perangkat keras selama 5 tahun.



19. Training 19.1. Kebutuhan Umum

Kebutuhan umum berhubungan dengan training yang dijelaskan di bawah ini. Training harus diberikan oleh instruktur dari pabrikan yang telah berpengalaman minimal selama 3 tahun, pernah membangun SOGI dan pernah mengikuti training di pabrikan. Setiap siswa harus menerima dokumen training, salinan manual teknik dan dokumen terkait yang diperlukan serta sertifikat sesuai bidang trainingnya. Material kelas, termasuk dokumen dalam bentuk hardcopy dan softcopy yang diberikan sebelum kelas training dan class handout akan menjadi hak milik PT PLN (Persero) dan PT PLN (Persero) menyediakan hak menyalin tiap material hanya untuk in-house training dan pengguna saja. Kontraktor harus menanggung biaya semua training di Factory Site dan Project Site minimal sesuai standard PT PLN (Persero). Training session harus mengakomodir karyawan PT PLN (Persero) P3B JB yang terdiri dari : a. Magang selama proses pembangunan di Factory Site b. Training tingkat training of trainer Enjiner automation di Factory Site c. Training tingkat pelaksana di Project Site Semua biaya yang timbul dalam pelaksanaan training ini menjadi beban dari Kontraktor dan sudah masuk ke dalam nilai kontrak. Biaya training di Factory Site minimal sesuai dengan standard yang berlaku di PT PLN (Persero). Materi training meliputi pengenalan dan penguasaan perangkat lunak, perangkat keras. Training harus dilaksanakan sebelum commissioning. Kontraktor harus memberikan tingkat program training of trainer bagi siswa agar siswa dapat mengembangkan, memelihara secara komprehensif dan dituntut dengan training tersebut memiliki pengetahuan dan kemampuan yang cukup untuk mengoperasikan peralatan dan sistem. Peserta training dituntut mampu melakukan modifikasi maupun pengembangan sistem.

19.2. Training Schedule Training schedule harus dimasukkan dalam Project Schedule. Schedule harus menjelaskan lokasi dan durasi masing-masing materi training. Kontraktor harus menyampaikan jadual serta deskripsi training kepada PT PLN (Persero) untuk di-approval. Deskripsi harus meliputi : a. Target training b. Syarat-syarat yang harus dipenuhi peserta c. Waktu & pembagian antara teori dan praktek d. Subjek dan garis besar setiap subjek

19.3. Training Program

19.3.1. Overview Terhadap Perangkat Keras dan Lunak Training ini harus memberikan overview sistem secara umum meliputi hardware platform, arsitektur sistem termasuk protokol, base system software, HMI, dan SCADA umum.



Sebelum pelaksanaan training, kontraktor akan memberikan silabus secara rinci dan handout untuk seluruh materi training.

19.3.2. Pembekalan Sebelum melaksanakan training di Factory Site akan diberikan pembakalan oleh kontraktor : Enjiner PT PLN (Persero) akan menerima materi Operating System, protokol IEC 61850, sistem perangkat lunak, configurator, fitur otomasi, pengujian sistem otomasi.

19.4. Training SOGI

Training SOGI harus memperkenalkan bagaimana sistem otomasi memproses dan menampilkan pengukuran, proteksi, kontrol, dan alarm pada sistem termonitor. Traning otomasi gardu induk harus mencakup hardware dan software: a. IEC 61850 b. Station Level

Konfigurasi database Fungsi HMI Server: operating system, konfigurasi IED, konfigurasi database,

historikal data, Gateway: protokol, Station Switch Pemrosesan akuisisi data Alarm otomasi Analisis gangguan Custom calculation data

c. Bay Level

Konfigurasi database Integrasi antar IED dengan 5 merk BCU IED Proteksi Konfigurator aplikasi dan filosofi setting relay dan design scheme logic Parameter setting IED proteksi Up load dan down load setting. Desain programmable schem logic & Aplikasinya. Konfigurasi Input / Output dan LED / Flag. Retrieve dan analisis disturbance fault recorder dan event

recorder.

19.5. Pembuatan Database Training pembuatan database automation, mengkonversi database statis, dinamis dari master station ke automation dan sebaliknya. Data statis dan dinamis tersebut dapat langsung dintegrasikan di master station dan automation. Oleh karena itu harus memberikan deskripsi secara lengkap tentang tool pembuatan database, cara menggunakannya dan memelihara database sistem. Training harus mencakup topik berikut:



a. Pembacaan setting proteksi b. Setting proteksi c. Exporting data ke modeling repository d. Validasi database e. Penambahan/penggantian IED baru

19.6. Pembuatan Display HMI Training pembuatan display harus memberikan penjelasan menyeluruh mengenai Graphic Editing dan automatic display generator tool dan cara menggunakannya oleh PT PLN (Persero) untuk membuat dan mengoperasikan display sistem. Minimal topik berikut harus didiskusikan: a. Graphic editing feature b. Defining display component c. Linking display dan komponen database d. On-lining display e. Managing display component library f. Display performance feature g. Automatic display generation

19.7. Manajemen Sistem Perangkat Lunak Training Manajemen Sistem Perangkat Lunak harus mempersiapkan System Manager dan System Programmer untuk menginstall dan memelihara SOGI pada perangkat lunak. Topik berikut minimal harus didiskusikan: a. System Software internal b. Installing dan upgrading sistem c. File organization dan file management tool d. Configuration file use and syntax e. User account f. Application maintenance dan upgrade g. Teknik User Interface System management h. Teknik troubleshooting i. Operating system komputer j. Perangkat lunak pendukung otomasi k. Instalasi l. Manajemen perangkat keras m. Struktur program perangkat lunak n. Database o. Struktur database historikal p. Manajemen pemeliharaan perangkat keras, termasuk router. q. Pemeliharaan perangkat lunak r. Protokol s. Tool t. System administrator u. Akses database



20. Dokumentasi Semua dokumentasi harus menggunakan bahasa Indonesia dan bahasa Inggris

20.1. Perencanaan Dokumentasi

Perencanaan dokumentasi harus berisi penjelasan tentang isi masing-masing custom document dan harus menjelaskan bagaimana dokumen tertentu berisi materi yang penting untuk pemahaman dokumen lainnya. Untuk memfasilitasi review oleh PT PLN (Persero), pengiriman dokumen harus diurutkan sehingga memudahkan PT PLN (Persero) dalam memahami dan mengenali informasi prasyarat sebelum sebuah dokumen dikirim untuk review. User manual harus diperlihatkan untuk review sebelum Acceptance Test Procedure. Perencanaan dokumentasi harus berisi daftar semua dokumen yang telah dikelompokkan. Jenis dokumentasi utama, seperti dokumentasi subsistem perangkat lunak, diharapkan berisi berbagai dokumen, dan masing-masing harus direpresentasikan. Daftar tersebut harus distrukturkan untuk mendukung aktivitas pengiriman dan review dokumentasi.

20.2. Dokumentasi Desain

Dokumentasi desain harus diberikan untuk memungkinkan PT PLN (Persero) untuk memverifikasi bahwa desain Automation diproses dalam hubungannya dengan kebutuhan Statement of Work dan memandu personel yang mendukung dalam revisi fungsionalitasnya. Dokumen tersebut berupa tanggungjawab kontraktor untuk meyakinkan bahwa semua dokumentasi desain sudah benar dan mendokumentasikan dalam bentuk as built drawing. Perangkat keras yang diimplementasikan dan perangkat lunak yang di-install pada gardu induk Otomasi harus dijelaskan dalam dokumen desain. Dokumen perangkat keras dan perangkat lunak diberikan sebelum diimplementasikan dan akan direvisi setelah SAT. Source code dari semua perangkat lunak yang dipergunakan harus diberikan kepada PT PLN (Persero).

20.2.1. Dokumen Desain Perangkat Keras

Dokumen desain perangkat keras terdiri dari tiga level diagram blok fungsional dan teks pendukung yang terkait. a. Level diagram pertama harus menjelaskan grup fungsional utama

dan mengidentifikasikan fungsi tersebut. b. Level diagram kedua harus menghubungkan satu demi satu dengan

grup fungsional dan harus menggambarkan subsistem perangkat keras dalam grup. Supporting text harus menjelaskan interface dan protokol yang digunakan sebagaimana kapabilitas subsistem itu sendiri.

c. Level diagram ketiga disertai dengan teks, harus mengidentifikasi komponen subsistem dan elemen pendukung yang mengintegrasikan komponen sistem.

Diagram blok fungsional dan teks untuk Hardware System harus dilengkapi dengan custom diagram dan berisi daftar sebagai berikut:



a. Diagram blok yang lengkap dan jelas, yang menunjukkan interkoneksi antar komponen perangkat keras utama, interkoneksi semua modul dan plug-in circuit board

b. Gambar (drawing) yang menunjukkan subsistem perangkat keras dalam kubikal sistem master station

c. Gambar fisik layout kubikal sistem master station dalam fasilitas PT PLN (Persero) termasuk wiring dan cable routing

20.2.2. Dokumen Desain Perangkat Lunak

Untuk perangkat lunak, dokumen berisi desain perangkat lunak. Dokumen ini harus berisi: a. System Architecture

Bagian ini harus menjelaskan arsitektur SOGI termasuk prinsip distributed processing, teknik manajemen database, redundansi, dan fault tolerance. Bagian ini juga harus menentukan ukuran dan kriteria kinerja untuk semua komponen sistem

b. Subsistem Characteristic Bagian ini harus menjelaskan dekomposisi control sistem ke dalam subsistemnya dan komponen program. Diagram arsitektur perangkat lunak harus menunjukkan hubungan antar bagian pada level ini. Data flow diagram harus digunakan dengan tepat.

20.2.3. Dokumen Desain yang Terkonsep

Tiap dokumen desain dapat menunjukkan definisi kebutuhan yang cukup untuk memungkinkan programer mengembangkan perangkat lunak yang terpasang.

20.3. Dokumentasi Implementasi

Dokumentasi implementasi digunakan selama pengujian dan instalasi sistem. Dokumen ini merupakan tanggungjawab kontraktor dengan persetujuan PT PLN (Persero).

20.3.1. Site Preparation dan Sistem Installation Manual

Instalation manual harus mencakup semua site preparation dan aktivitas instalasi sistem termasuk drawing, penskalaan, dari layout peralatan SOGI. Gambar tersebut harus mencakup informasi yang cukup untuk desain saluran, kabel, dan wiring yang membutuhkan instalasi.

20.3.2. Dokumentasi Acceptance Test Plan

Dokumentasi Acceptance Test Plan harus menjelaskan rencana yang dilaksanakan untuk memverifikasi fungsional final sistem, kinerja dan kebutuhan kapasitas. Dokumen Acceptance Test Plan harus mencakup: a. Pengujian filosofi, rule, dan guideline b. Prosedur pelaporan dan pengkoreksian perbedaan c. Daftar fungsi yang diuji d. Skenario dan kebutuhan pengujian kinerja e. Metode untuk melakukan simulasi input dan monitoring output f. Test schedule terhadap level fungsional utama



20.3.3. Dokumentasi Acceptance Test Procedure Acceptance Test Procedure didesain untuk menguji specified functional dan kebutuhan kinerja yang harus diberikan. Dokumen prosedur ini harus terdiri dari instruksi untuk memverifikasi bahwa: a. Perangkat keras dan lunak SOGI harus fully present, fully integrated. b. Semua fungsional dan kebutuhan kinerja pada kontrak telah dipenuhi Prosedur pengujian harus disiapkan dalam format step-by-step test guide. Penjelasan tes, kondisi awal, fungsi yang diuji, respons yang diharapkan, dan area recording harus terdapat dalam prosedur pengujian, langkah detail untuk mendapatkan fungsi ini dapat mengacu pada User Manual.

20.3.4. As-Built Documentation

Dokumen sebelumnya yang mengalami pengembangan atau perubahan harus direvisi dan dikirim ulang untuk keperluan review dan approval. Setiap dokumen yang dikirim ulang harus disertai dengan jumlah yang telah ditentukan untuk final document. Dokumen yang telah direvisi, bersama-sama dengan final document, harus merupakan as-built documentation sistem.

20.4. Dokumentasi Pengguna (User)

Dokumentasi user terdiri dari manual yang menyangkut prosedur yang harus diikuti selama service life sistem. Hal ini merupakan tanggungjawab kontraktor untuk meyakinkan bahwa semua Dokumentasi User mudah dipahami oleh personel tanpa keahlian khusus dalam disiplin ilmu perangkat keras dan perangkat lunak.

20.4.1. Operator User Manual

Operator User Manual merupakan dasar dari semua manual yang diberikan untuk user Automation. Cakupannya harus dibatasi terhadap kebanyakan dasar fungsi operator. Contoh dari fungsi dasar ini berupa calling up display, navigasi dalam world map, pengiriman command, penempatan tag, pengisian data dan komentar, viewing, pengenalan (acknowledge) alarm, dan penghapusan alarm. Fungsi teknik seperti pengeditan database, display, dan report, harus tidak dicantumkan dalam Operator User Manual. Manual ini harus diatur untuk akses yang cepat terhadap penjelasan detail dari tiap fungsi. Display yang berkaitan dengan tiap fungsi harus berfungsi sebagai tujuan utama dari explaining user procedures. Format display SOGI yang aktual dan mutakhir harus digunakan. Minimalnya, display ini harus mencakup fungsional berikut ini: a. Console Operation b. Console log in dan log out c. Dedicated function key d. Display call up e. Display convention f. Panning dan zooming g. Trending h. Alarm dan event i. Hardcopy j. Supervisory Control



k. Supervisory control l. Manual Entry Data m. Device Note n. Device tagging o. Analog limit setting p. Scan Deactivation q. Control Inhibit r. Normal State Setting s. System Management t. Seasonal Limit Selection u. Voltage Limit Reduction v. Communication Control w. Printer Queue Status x. Report Scheduling

20.4.2. Engineer User Manual

Engineer User Manual harus dilengkapi dengan lampiran Operator User Manual. Cakupannya harus dibatasi terutama pada interface Windows yang mendukung fungsi technical maintenance seperti pengeditan database display dan report. Engineer User Manual, bersama-sama dengan Operator User Manual, harus mencakup fungsi sebagai berikut: a. Menggunakan Integrated Database Editor b. Menggunakan SCADA Command Language Editor c. Membuat dan memodifikasi alarm dan event message d. Display kinerja sistem e. Mengubah area yang menjadi tanggung jawab f. Mengubah failover dan mengganti device assignment g. Membuat dan memodifikasi display (dalam volume terpisah) h. Menggunakan Communication Database Editor (dalam volume

terpisah) 20.4.3. Hardware Maintenance Manual

Dokumentasi pemeliharaan perangkat keras harus dikirim untuk semua peralatan. Material ini harus menjelaskan prosedur preventif dan restoratif yang dibutuhkan untuk menjaga sistem tetap dalam kondisi operasi yang bagus. Dokumentasi pemeliharaan perangkat keras harus terdiri dari Hardware Maintenance Manual dan dokumentasi yang diberikan oleh Original Equipment Manufacturer. Informasi berikut harus diberikan dalam Hardware Maintenance Manual: a. Functional Description

Functional Description mencakup overview mengenai bagaimana peralatan beroperasi. Operational sequence dari major assemblies dalam peralatan harus dijelaskan dan digambarkan dengan diagram blok fungsional.

b. Preventive Maintenance Instruction Instruksi mencakup semua pengujian visual yang dapat diaplikasikan, pengujian perangkat keras dan routine diagnostic, dan pengaturan yang diperlukan untuk periodic preventive maintenance. Instruksi mengenai bagaimana melakukan loading dan



menggunakan tiap program pengujian dan diagnostik dan peralatan pengujian standar atau khusus merupakan bagian terpisah dari prosedur ini.

c. Corrective Maintenance Insruction Instruksi ini mencakup panduan untuk lokasi malfungsi terhadap card replacement level. Panduan ini mencakup detail untuk penentuan lokasi penyebab malfungsi peralatan secara cepat dan efisien dan kemungkinan penyebab, dan instruksi untuk memperbaiki malfungsi tersebut. Panduan ini menjelaskan bagaimana menggunakan pengujian on-line dan program diagnostik serta beberapa peralatan pengujian khusus. Hardware Maintenance Manual harus memberikan petunjuk yang jelas untuk menentukan lokasi pemeliharaan lebih lanjut dan informasi diagnostik dalam dokumentasi manufacture. Hardware Maintenance Manual untuk semua peralatan harus mengacu pada OEM manual yang harus dilengkapi oleh kontraktor untuk melakukan pemeliharaan level pertama.

20.4.4. Software Maintenance Manual

Software Maintenance Manual harus dikirimkan untuk meng-cover semua fitur dan fungsi sebagaimana diimplementasikan dalam Automation dokumen tambahan atau lampiran untuk meng-cover pemeliharaan recently introduced software tidak dapat dibenarkan. Software Maintenance Manual dapat berupa Standard Document, Custom Document atau OEM Document sebagaimana ditentukan oleh desain sistem. Manual ini harus memberikan informasi pemeliharaan, pada: a. Operating system b. Compiler bahasa pemrograman tingkat tinggi c. Editor teks interaktif d. Software utilities e. Software system generation/ installation f. Database generation and population g. Manajemen konfigurasi perangkat lunak h. Perubahan daylight saving routine

20.4.5. Perangkat Lunak pada Media Penyimpanan Kontraktor harus memberikan satu set paket perangkat lunak dalam format yang dapat dibaca komputer dalam bentuk DVD berupa: a. Perangkat lunak operating system b. Perangkat lunak third-party yang relevan Semua lingkungan pengujian program, test driver, tool, dan informal program yang digunakan dalam lingkungan pemrograman pada Automation.

20.5. Project Documentation

Project Documentation, seperti halnya Dokumentasi Implementasi, menjadi penting bila sistem sedang dibangun. Hal ini merupakan responsibilitas kontraktor untuk meyakinkan bahwa dokumentasi ini diproduksi dan dikirimkan melalui timely manner.



Dua jenis dokumentasi harus ditentukan: Standard Documentation dan Custom Documentation. Standard Documentation termasuk dokumentasi Original Equipment Manufacturer (OEM) dan dokumentasi yang berkaitan dengan fungsi kontraktor dan perangkat keras yang telah diproduksi seusai isi kontrak. Custom Documentation mencakup semua dokumentasi yang berhubungan dengan fungsi dan spesifikasi perangkat keras yang dibuat PT PLN (Persero). Project yang berhubungan akan mendukung penukaran (exchange) dari Dokumentasi Desain, Dokumentasi Implementasi, dan Project Documentation tetapi juga akan mendukung pengiriman dokumen biasa yang kurang, seperti data request atau notice. Untuk menjaga order dan retrievability dalam hubungan ini, PLN bersedia untuk mengikuti aturan yang akan diberikan di bawah ini : a. Semua korepondensi harus dibuat tanggal dan nomor sesuai

urutannya b. Masing-masing korespondensi harus dibatasi terhadap satu topik.

Topik korespondensi harus dijelaskan dalam subject line yang mendahului teks. Penjelasan ini harus spesifik; generic subject line harus dihindari.

c. Kontraktor harus mengalamatkan semua project yang berhubungan dengan Project Manager PT PLN (Persero). Project berkait yang berasal dari PT PLN (Persero) ke kontraktor harus menuju pada Project Manager PT PLN (Persero) dan dialamatkan ke Project Manager Kontraktor.

20.5.1. Project Schedule

Project Schedule harus dipersiapkan dan dilaksanakan oleh kontraktor. Project Schedule harus menunjukkan actual calendar dates, dan harus menunjukkan semua perangkat keras, perangkat lunak, dokumentasi yang dapat dikirimkan dengan kontrak, serta training yang mengacu pada keseluruhan project. Keseluruhan durasi fase project dan timing dari pengiriman project harus tidak berubah kecuali telah dinegosiasikan melalui formal change control. Project Schedule harus disiapkan menggunakan Project Management System, yang harus digunakan dalam project ini. Project Management System ini harus digunakan untuk merencanakan dan menjadualkan project activites termasuk pengembangan, integrasi, pengujian, pengiriman, instalasi, dan pengujian site availability, dari permulaan project hingga diterimanya Automation oleh PT PLN (Persero). Kegiatan PT PLN (Persero) yang berdampak pada jadual, seperti review dan approval dokumen, penyiapan database, dan lain-lain, harus termasuk dalam jadual. Payment milestone juga harus ditunjukkan. PT PLN (Persero) dan kontraktor harus menukar jadual secara elektronis bila memungkinkan dan mereview serta merevisinya per bulan. Jadual tersebut harus dikeluarkan ulang tiap progress report bulanan dan harus menunjukkan secara grafis, awal tanggal event yang telah dijadualkan dan tanggal event yang diterima secara aktual.



20.5.2. Review Desain Sistem Bidder harus mengusulkan review desain sistem yang berada pada kantor Bidder untuk memberikan PT PLN (Persero) semua fasilitas dalam hal approval desain sistem global untuk Automation.

20.5.3. Project Progress Report

Project Progress Report harus berisikan: a. Deskripsi mengenai pekerjaan yang diselesaikan dalam reporting

period b. Pekerjaan yang diharapkan untuk diselesaikan dalam reoprting

period selanjutnya c. Problem yang paling utama d. Log dari kontraktor dan korespondensi PT PLN (Persero) e. Revisi Project Schedule yang paling terakhir f. Versi Master Document Directory yang paling terakhir

20.5.4. Minute of Project Meeting

Minute of Project Meeting harus berisi: a. Tanggal dan tempat pertemuan disertai dengan nama semua

partisipan b. Catatan semua agreement yang dicapai c. Catatan semua request yang diminta d. Catatan semua respon yang diberikan e. Penentuan semua topik signifikan yang didiskusikan f. Tanggal dan tempat yang dijadualkan untuk pertemuan selanjutnya g. Action Item List yang telah di up-date

20.5.5. Dokumentasi Perubahan Kontrak Informasi berikut harus ada dalam tiap permintaan adanya perubahan: a. Alasan perubahan yang diusulkan b. Deskripsi perubahan yang diusulkan c. Definisi cakupan perubahan yang diusulkan d. Definisi dasar dimana perubahan yang diusulkan telah dievaluasi e. Diskusi keuntungan dan kerugian perubahan yang diusulkan

termasuk alternatif lain yang dapat dipertimbangkan f. Dokumentasi teknis pendukung yang sesuai untuk evaluasi oleh PT

PLN (Persero) g. Dampak pada biaya h. Dampak pada jadual i. Validity period dari proposal

20.6. Kebutuhan Umum

20.6.1. Documentation Submittal Requirement Tabel berikut ini menjelaskan dokumentasi yang dikirimkan, bagian dimana dokumen dijelaskan, dan berisi jumlah yang dibutuhkan dari final version dokumen tersebut.



Tabel 4 Dokumentasi Desain

Judul dokumen Draft Final

Dokumen desain perangkat keras

Dokumen desain perangkat lunak

Tabel 5 Dokumentasi Implementasi


Documentaton Plan

Site Preparation / Manual Instalasi Sistem

Acceptance Test Plan

Acceptance Test Procedure

As-Built documentation

Tabel 6 Dokumentasi User


Data Preparation Guide

Power System Operation User Manual

Power System Engineer User Manual

Hardware Maintenance Manual

Software Maintenance Manual

OEM Document

Tabel 7 Project Documentation


Detailed Project Schedule

Monthly Project Progress Report

Minutes of Project Meeting

Contract Change Documents

Semua dokumentasi yang dikirimkan kontraktor harus berisi: nomor dokumentasi, drawing documentation, nomor revisi atau issue, dan tanggal release atau revisi.

20.6.2. Documentation Preparation Requirement Semua custom document harus dipersiapkan menggunakan Microsoft Office XP, Visio atau Autocad, dan program Microsoft lainnya. Kontraktor harus memberikan salinan elektronis semua custom document, dan PT PLN (Persero) harus diijinkan untuk mengedit file ini dan menghasilkannya dari dokumen tercetak untuk penggunaan sendiri. Halaman cover tiap custom document yang dikirimkan untuk review PT PLN (Persero) harus berisi informasi berikut : a. Logo kontraktor. b. Logo PT PLN (Persero). c. Nama dokumen, nomor identifikasi, dan nomor revisi.



d. Tanggal dikeluarkannya dokumen.

Kontraktor harus secara jelas menandai tiap dokumentasi atau informasi teknis yang dikirimkan ke PT PLN (Persero) sebagai pemilik kepentingan.

Dokumen Tekstual Semua dokumen harus dicetak dalam bentuk sheet dengan standar A4 atau format 8,5” x 11”, sebagaimana ditetapkan oleh PT PLN (Persero), dan dibatasi dalam sturdy D-ring type loose leaf binders. Dibutuhkan letter quality printing untuk dokumen draft maupun final-nya; printout berupa dot matrix atau berbentuk huruf besar tidak dapat diterima. Dokumen yang besar harus disusun menjadi separate volume dimana tebalnya harus kurang dari 3 inchi. Untuk menghasilkan dokumen yang dibutuhkan dapat digunakan high quality plain-paper copying, offset printing, atau proses pencetakan lain yang disetujui. Map dokumen tersebut harus memiliki saku (pocket) pada bagian belakangnya yang dapat menyimpan kartu identifikasi dokumen. Kartu ini harus mengidentifikasi set dokumen dan volume number. Semua material teks harus diketik, termasuk semua revisi, persamaan matematis, catatan, dan koreksi. Teks yang ditulis tangan tidak diperbolehkan. Material ilustratif dan drawing harus dimasukkan dan dicetak dalam kertas ukuran A4 atau 8,5” x 11” sebagaimana ditetapkan PT PLN (Persero). Penggunaan fold-out sheet harus dikurangi. Tabel daftar isi, mencantumkan semua bagian yang bernomor dan nomor halaman yang berhubungan dengan itu, harus diberikan dalam masing-masing dokumen.

Dokumen dalam Bentuk Perangkat Lunak Semua data, informasi, dan dokumentasi disimpan dalam bentuk perangkat lunak dengan kriteria berikut ini: a. Data, informasi, dan dokumentasi dalam bentuk perangkat lunak

under Windows XP b. Data, informasi, dan dokumentasi ditulis dalam bahasa Indonesia

dan bahasa Inggris c. Data, informasi, dan dokumentasi disimpan pada sebuah PC khusus

di komputer offline d. Pengguna dapat dengan mudah mencari data, informasi, dan

dokumentasi yang diperlukan secara rinci (per kata) e. Pengguna dapat dengan mudah mengubah data, informasi, dan

dokumentasi dalam bahasa Inggris menjadi bahasa Indonesia dan sebaliknya

f. Data, informasi, dan dokumentasi tersebut dapat diperbaharui oleh pengguna menggunakan program interaktif under Windows XP

g. Pengguna dapat mencetak data, informasi, dan dokumentasi tersebut secara manusiawi

h. Menyediakan tampilan help untuk membantu pengguna melihat, mengubah, menggunakan, atau mencetak data, informasi, dan dokumentasi.



20.6.3. Review Dokumentasi Umum Semua custom documentation harus dikirimkan oleh kontraktor ke PT PLN (Persero) dengan maksud menunjukkan bahwa dokumentasi telah lengkap, dapat dibaca, telah benar ejaannya, dan dapat diaplikasikan ke sistem. PT PLN (Persero) harus memiliki resensi dan approval right dalam Custom Documentation dan harus memiliki hak terhadap: a. Fungsionalitas yang dibutuhkan secara kontrak yang dijelaskan

secara eksplisit dalam Dokumentasi Desain b. Explicit demonstration dan pengujian fungsionalitas yang tampak

dalam Implementation Documentation c. Dokumentasi yang disiapkan dalam hubungannya dengan kebutuhan

penyiapan dokumentasi PT PLN (Persero) dapat memberikan komentar dalam desain yang diusulkan kontraktor, Bila dokumen tidak dibutuhkan oleh PT PLN (Persero), kontraktor harus menambah atau meninjau kembali dokumen tersebut dan mengirim ulang dokumen tersebut dalam waktu 15 hari kerja. Bila dokumen telah dikirim ulang, PT PLN (Persero) harus memiliki waktu 15 hari kerja lagi untuk me-review dokumen tersebut. Obligation Approval dari tiap dokumen oleh PT PLN (Persero) harus tidak mengurangi kontraktor dalam hal responsibilitas memenuhi semua kebutuhan dalam kontrak, termasuk kebutuhan bahwa Design Documentation harus benar. Kontraktor tidak dapat meminta tambahan biaya atau penambahan waktu untuk penundaan revisi dokumen yang mungkin penting untuk meyakinkan pemenuhan ketentuan dalam kontrak. Approval of Document Setelah dokumen diterima dan direview oleh PT PLN (Persero), kontraktor akan diinformasikan bahwa dokumen telah disetujui seperti yang dikirimkan. Bila dibutuhkan revisi, PT PLN (Persero) akan mengembalikan satu set ke kontraktor dengan revisi yang dibutuhkan. Kontraktor harus membuat secara tepat revisi yang dibutuhkan dan mengirim ulang dokumen dalam waktu 15 hari kerja setelah tanggal notifikasi.

20.7. Publikasi

PT PLN (Persero) harus diijinkan untuk membuat salinan atau duplikat dan memberitahukan isi dari semua dokumentasi yang diberikan kontraktor termasuk publikasi, dokumentasi, manual, drawing, atau data.

20.8. Gambar dan Dokumen Approval

Semua gambar dan dokumentasi harus mempunyai label disudut kanan bawah sebagai berikut: PT PLN (Persero) Automation Kontrak No…. Dan dengan menambahkan judul gambar/dokumen, nama kontraktor, serta tanggal dokumen tsb.



Sebelum fabrikasi dimulai, dokumen/gambar yang memperlihatkan deskripsi, dimensi, fungsi secara sistem, konstruksi, unjuk kerja detail dari peralatan harus disampaikan kepada PT PLN (Persero) untuk persetujuan (approval). 2 (dua) set gambar/dokumen tersebut harus disampaikan sesuai jadual, dan harus direvisi/dimodifikasi oleh kontraktor bila dipandang perlu. Apabila terjadi revisi, kontraktor harus meminta persetujuan kembali dari PT PLN (Persero). Fabrikasi tidak dapat dimulai sebelum persetujuan dari PT PLN (Persero). Persetujuan dari PT PLN (Persero) terhadap gambar / dokumen harus dilampirkan dalam dokumentasi, agar kontraktor tidak melepaskan tanggung jawabnya untuk memenuhi scope dan kinerja sesuai dengan spesifikasi ini.

20.9. Dokumen manual untuk Instalasi, Operasi dan Pemeliharaan

Lisensi semua perangkat lunak yang dipergunakan harus diberikan oleh kontraktor atas nama PT PLN (Persero). Kontraktor berkewajiban menyampaikan 5 (lima) copy dokumen manual untuk detail instalasi dan Operasi & Pemeliharaan. Kontraktor juga harus menyampaikan 5 (lima) copy setiap gambar/dokumen as built untuk setiap lokasi/peralatan dan source code, masing-masing hardcopy (5 copy) dan softcopy (3 copy). Seluruh dokumentasi/gambar harus sesuai dengan ISO 2000 Sistem manual harus terdiri dari manual invidual peralatan, gambar layout, gambar wiring, dan setting software. Gambar-gambar harus dibuat dalam file computer under Windows. Softcopy seluruh dokumen harus disimpan dalam PC khusus dan CD-ROM Softcopy dalam PC dan CD-ROM tersebut harus mempunyai kemampuan pencarian dokumen, bagian dokumen atau item di dalam dokumen secara perangkat lunak Seluruh softcopy dokumentasi harus dibuat dalam format yang mendukung perubahan data oleh pengguna Semua dokumentasi tersebut diatas harus diserahkan sebelum BAST II ditandatangani.

21. Lisensi Lisensi untuk sofware SOGI dan tool fungsi operasi dan enjinering / konfigurator (1 (satu lisensi untuk semua lokasi).