spek sogi rev 24

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali

SPESIFIKASI

SISTEM OTOMASI GARDU INDUK

PT PLN (Persero) Jawa Bali 2011

Spek SOGI, 20 Mei 2011


DAFTAR ISI1. 1.1. 1.2. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6. 1.6.1. 1.6.2. 1.7. 1.8. 2. 2.1. 2.2. 2.3. 2.4. 3. 3.1. 3.2. 3.2.1. 3.2.2. 3.2.3. 3.3.1. 3.3.2. 3.3.3. 3.3.4. 3.3.5. 3.4. 3.4.1. 3.4.2. 3.5. 3.6. 3.6.1. 3.6.2. 3.6.3. 3.7. 3.7.1. 3.7.2. 3.7.3. 3.8. 3.9. 3.9.1. 3.10. 3.11. 3.12. 3.12.1. 3.12.2. 3.12.3. 3.12.4. 4. 4.1. Pendahuluan ........................................................................................................8 Latar Belakang .....................................................................................................8 Perbedaan GI Konvesional dengan SOGI...........................................................9 Demo Fungsi ...................................................................................................... 10 Syarat Teknis...................................................................................................... 12 Syarat Non Teknis .............................................................................................. 15 Implementasi SOGI ............................................................................................ 16 Gardu Induk Baru ............................................................................................... 16 Penambahan Bay Baru ...................................................................................... 16 Lingkup Pekerjaan ............................................................................................. 16 Suku cadang....................................................................................................... 18 Standar yang digunakan.................................................................................... 19 Daftar Istilah ....................................................................................................... 19 Standar Lingkungan .......................................................................................... 20 Standar Komunikasi .......................................................................................... 21 Standar Sistem Otomasi Gardu Induk .............................................................. 21 Penjelasan Umum .............................................................................................. 22 Perbandingan Mapping Data RTU dengan SOGI ............................................. 22 Arsitektur Hardware ........................................................................................... 22 Station Level Opsi 1 ........................................................................................... 23 Station Level Opsi 2 ........................................................................................... 23 Bay Level untuk 150 kV double busbar ............................................................ 24 Bay Level untuk 150 kV one-half breaker ......................................................... 25 Bay Level untuk 500 kV one-half breaker ......................................................... 27 Bay Transformer ................................................................................................ 28 Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting................................................. 29 Diameter Baru, Pembangkit Baru dan Mengganti RTU Eksisting ................... 30 Arsitektur Software Sistem Otomasi Gardu Induk........................................... 31 Penamaan IED dan substation .......................................................................... 31 IP Address .......................................................................................................... 33 Peletakan peralatan ........................................................................................... 34 Level Otomasi GI ................................................................................................ 34 Bay Level ............................................................................................................ 34 Station Level....................................................................................................... 36 Link Komunikasi ................................................................................................ 37 Kondisi Umum.................................................................................................... 37 Identifikasi Assembly dan Komponen .............................................................. 37 Enginering Tools ................................................................................................ 37 Mekanikal ............................................................................................................ 37 Fungsi Aplikasi .................................................................................................. 38 Hierarki kontrol .................................................................................................. 38 Penjelasan Sistem Kontrol ................................................................................ 39 Dependability ..................................................................................................... 39 Kinerja................................................................................................................. 39 Interface .............................................................................................................. 40 Proses Interface ................................................................................................. 40 Interface Komunikasi ......................................................................................... 40 Human Machine Interface .................................................................................. 40 Engineering Interface ........................................................................................ 40 Fungsi SCADA ................................................................................................... 41 Akuisisi data ....................................................................................................... 41

Spek SOGI, 05 Januari 2011

1 dari 111


4.2. 4.3. 4.4. 4.5. 4.6. 4.6.1. 4.7. 4.8. 4.9. 4.10. 5. 5.1. 5.2. 5.3. 5.4. 5.5. 6. 6.1. 6.2. 6.2.1. 6.2.2. 6.2.3. 6.3. 6.4. 6.5. 6.6. 6.7. 6.7.1. 6.7.2. 6.8. 6.9. 6.9.1. 6.9.2. 6.9.3. 7. 8. 9. 10. 11. 10.1. 10.2. 10.3. 10.4. 12. 11.1. 11.1.1. 11.1.2. 11.1.3. 11.1.4. 11.1.5. 11.2.

Masukan Digital .................................................................................................. 41 Peralatan kendali................................................................................................ 42 Masukan Analog................................................................................................. 42 Urutan Kejadian (Sequence Of Event / SOE) .................................................... 42 Keluaran Analog................................................................................................. 42 Perintah Load Frequency Control (LFC)........................................................... 42 Resolusi Waktu SOE .......................................................................................... 43 Sinkronisasi Waktu SOE.................................................................................... 43 Pengambilan Data Lokal SOE ........................................................................... 43 Fasilitas Uji Simulasi Kendali (Local Test) ....................................................... 43 Fungsi Komunikasi ............................................................................................ 44 Interface Komunikasi ......................................................................................... 44 Port komunikasi IED .......................................................................................... 44 Modem ................................................................................................................ 44 Protokol Komunikasi Gateway .......................................................................... 44 Switch Over Link Komunikasi ........................................................................... 44 Fungsi Human Machine Interface ..................................................................... 45 Work Station Local HMI ..................................................................................... 45 Manajemen Otomasi GI...................................................................................... 45 Human Machine Interface (HMI) ........................................................................ 45 Tampilan ............................................................................................................. 46 Fungsi utama...................................................................................................... 46 Status IED ........................................................................................................... 47 Security Control Select-check-before-execute. ............................................... 47 Perintah Immediate Execute.............................................................................. 47 Sekuritas Pesan ................................................................................................. 47 Laporan Urutan Kejadian................................................................................... 47 Alarm................................................................................................................... 48 Hirarki user ......................................................................................................... 48 Rekaman data..................................................................................................... 48 Otomasi .............................................................................................................. 49 System interlocking ........................................................................................... 49 Automatic Voltage Regulation .......................................................................... 49 Konfigurasi Otomasi GI ..................................................................................... 49 Gateway .............................................................................................................. 50 Station Unit ......................................................................................................... 51 Workstation ........................................................................................................ 52 Switch ................................................................................................................. 53 IED Bay Control Unit (BCU) ............................................................................... 54 IED I/O Unit (IED I/O) .......................................................................................... 55 Remote Terminal Unit untuk LFC ...................................................................... 56 Automatic Voltage Regulator ............................................................................ 56 IED Meter ............................................................................................................ 59 IED Relai Proteksi .............................................................................................. 60 IED Proteksi 500 kV (One and Half Breaker) .................................................... 60 IED Proteksi Line 500 kV ................................................................................... 60 IED Proteksi IBT 500/150/66 kV ......................................................................... 60 IED BUSPRO 500 kV .......................................................................................... 61 IED Proteksi Diameter 500 kV............................................................................ 61 IED Proteksi Reaktor 500 kV ............................................................................. 61 IED Proteksi 150 kV............................................................................................ 622 dari 121

Spek SOGI, 25 Mei 2011 rev24


11.2.1. 11.2.2. 11.2.3. 11.2.4. 11.2.5. 13. 12.1. 12.2. 12.3. 12.4. 12.5. 12.6. 12.7. 12.8. 14. 13.1. 13.2. 13.3. 13.4. 13.5. 13.6. 13.7. 13.8. 13.9. 13.10. 13.11. 15. 15.1. 15.2. 15.3. 15.4. 15.5. 15.6. 15.7. 15.9.1. 15.9.2. 15.9.3. 15.9.4. 16. 16.1. 16.2. 16.3. 16.4. 15.4.1. 15.4.2. 15.4.3. 16.5. 16.6. 16.7. 16.8. 16.9. 15.10.1. 15.10.2.

IED BUSPRO dan Coupler (konfigurasi double busbar) ................................. 62 IED BUSPRO dan Diameter 150 kV (Konfigurasi One And Half Breaker) ....... 62 IED Proteksi Line 150 kV .................................................................................. 62 IED Proteksi Transformator 150/20 kV atau 150/70 kV .................................... 63 IED Proteksi Kapasitor 150 kV .......................................................................... 63 Spesifikasi relay 500 KV .................................................................................... 64 Distance Relay 500 KV ....................................................................................... 64 Line Current Differential 500 KV ....................................................................... 65 Transformer Differential Relay & Restricted Earth Fault 500 KV ................... 67 Over Current Relay, Ground Fault, Thermal Relay 500 kV .............................. 68 Circulating Current Protection 500 KV ............................................................. 70 Busbar Protection Relay 500 KV ....................................................................... 71 Circuit Breaker Failure/Short Zone 500 KV ...................................................... 72 Three Phase Under/Over Voltage Relay 500 KV............................................... 73 Spesifikasi relay 150 kV ..................................................................................... 75 Distance Relay 150 KV ....................................................................................... 75 Line Current Differential 150 KV ....................................................................... 76 Transformer Differential Relay & REF 150 kV .................................................. 78 Over Current, Ground Fault, Thermal Relay 150 dan 20 KV ........................... 79 Frequency Relay 150 KV.................................................................................... 80 Stand Bay Earth Fault 20 KV ............................................................................ 82 Circulating Current Protection 150 KV ............................................................. 83 Busbar Protection Relay 150 KV ....................................................................... 84 Circuit Breaker Failure/Short Zone 150 KV ...................................................... 85 Unbalance Relay 150 KV.................................................................................... 86 Three Phase Under/Over Voltage Relay 150 KV............................................... 88 Penunjang .......................................................................................................... 90 Terminal Block ................................................................................................... 90 Kubikel ................................................................................................................ 91 Kabel Low Voltage ............................................................................................. 92 Kabel Telekomunikasi ....................................................................................... 93 Inverter 110 VDC ke 220 VAC ............................................................................ 93 Overvoltage Arrester ......................................................................................... 94 Layout Panel Kontrol dan Proteksi ................................................................... 94 Layout panel kontrol dan proteksi untuk 150 kV double busbar .................... 94 Layout panel kontrol dan proteksi untuk 150 kV one-half breaker ................. 95 Layout panel kontrol dan proteksi untuk 500 kV one-half breaker ................. 96 Posisi Lokal HMI................................................................................................. 98 Testing And Commissioning ............................................................................. 99 Acceptance Testing ........................................................................................... 99 Perencanaan Acceptance Test ......................................................................... 99 Prosedur Acceptance Test ................................................................................ 99 Pengujian Peralatan (Equipment Test) ........................................................... 100 Pengujian visual ............................................................................................... 100 Verifikasi kemampuan maksimum dan ekspansi........................................... 100 Pengujian diagnostic perangkat keras ........................................................... 100 Pengujian fungsional sistem ........................................................................... 100 Pengujian kinerja sistem ................................................................................. 101 Preliminary Factory Acceptance Tests ........................................................... 101 Pengujian sistem 150 jam................................................................................ 101 Factory Acceptance Tests ............................................................................... 102 Klasifikasi Kegagalan ...................................................................................... 103 Pengujian secara berurutan ............................................................................ 1033 dari 121



15.10.3. 15.10.4. 16.10. 16.10.1. 16.10.2. 16.11. 16.11.1. 16.11.2. 16.11.3. 16.12. 16.13. 17. 17.1. 17.2. 17.3. 17.3.1. 17.3.2. 17.4. 17.5. 17.6. 17.7. 18. 18.1. 18.2. 18.2.1. 18.2.2. 18.2.3. 18.3. 18.3.1. 18.3.2. 18.3.3. 18.3.4. 18.4. 18.4.1. 18.4.2. 18.4.3. 18.4.4. 18.4.5. 18.5. 18.5.1. 18.5.2. 18.5.3. 18.5.4. 18.5.5. 18.6. 18.6.1. 18.6.2. 18.6.3. 18.7. 18.8. 18.9. 19.

Lingkup pengujian ........................................................................................... 103 Pengujian Protokol .......................................................................................... 104 Instalasi Sistem dan Pengujian ....................................................................... 105 Persiapan Instalasi........................................................................................... 105 Pengujian .......................................................................................................... 105 Site Acceptance Test ....................................................................................... 105 Kondisi pengujian. ........................................................................................... 105 Pengujian secara berurutan ............................................................................ 106 Lingkup pengujian ........................................................................................... 106 Pengujian Kemampuan (Availability Test) ..................................................... 106 Garansi ............................................................................................................. 107 Training............................................................................................................. 108 Kebutuhan Umum ............................................................................................ 108 Training Schedule ............................................................................................ 108 Training Program ............................................................................................. 108 Overview Terhadap Perangkat Keras dan Lunak........................................... 108 Pembekalan ...................................................................................................... 109 Training SOGI ................................................................................................... 109 Pembuatan Database ....................................................................................... 109 Pembuatan Display HMI................................................................................... 110 Manajemen Sistem Perangkat Lunak ............................................................. 110 Dokumentasi .................................................................................................... 110 Perencanaan Dokumentasi ............................................................................. 111 Dokumentasi Desain ........................................................................................ 111 Dokumen Desain Perangkat Keras ................................................................. 111 Dokumen Desain Perangkat Lunak................................................................. 112 Dokumen Desain yang Terkonsep .................................................................. 112 Dokumentasi Implementasi ............................................................................. 112 Site Preparation dan Sistem Installation Manual ........................................... 112 Dokumentasi Acceptance Test Plan ............................................................... 112 Dokumentasi Acceptance Test Procedure ..................................................... 113 As-Built Documentation .................................................................................. 113 Dokumentasi Pengguna (User) ....................................................................... 113 Operator User Manual ...................................................................................... 113 Engineer User Manual ..................................................................................... 114 Hardware Maintenance Manual ....................................................................... 114 Software Maintenance Manual ........................................................................ 115 Perangkat Lunak pada Media Penyimpanan .................................................. 115 Project Documentation .................................................................................... 115 Project Schedule .............................................................................................. 116 Review Desain Sistem ..................................................................................... 117 Project Progress Report .................................................................................. 117 Minute of Project Meeting ................................................................................ 117 Dokumentasi Perubahan Kontrak ................................................................... 117 Kebutuhan Umum ............................................................................................ 117 Documentation Submittal Requirement ......................................................... 117 Documentation Preparation Requirement ...................................................... 118 Review Dokumentasi ....................................................................................... 120 Publikasi ........................................................................................................... 120 Gambar dan Dokumen Approval ..................................................................... 120 Dokumen manual untuk Instalasi, Operasi dan Pemeliharaan ..................... 121 Lisensi .............................................................................................................. 121


4 dari 121



5 dari 121


DAFTAR GAMBARGambar 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 10 Kubikel bay IED ......................................................................................................... 91 Gambar 11 Inverter 110 VDC ke 220 VAC................................................................................. 93 Gambar 12 Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk 150kV double breaker ................ 94 Gambar 13 Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk one-half breaker .......................... 95 Gambar 14 Layout Panel Proteksi Line & IBT untuk 500 kV one-half breaker ............... 96 Gambar 15 Layout Panel Kontrol dan Proteksi Busbar 500 kV one-half breaker.......... 97 Gambar 16 Lokal HMI .................................................................................................................... 98


6 dari 121


DAFTAR TABELTabel 1 Perbedaan GI Konvensional dengan SOGI .................................................................. 9 Tabel 2 Standarisasi Addressing Komunikasi ......................................................................... 33 Tabel 3 Spesifikasi Umum untuk IED ......................................................................................... 36 Tabel 4 Dokumentasi Desain ...................................................................................................... 118 Tabel 5 Dokumentasi Implementasi .......................................................................................... 118 Tabel 6 Dokumentasi User .......................................................................................................... 118 Tabel 7 Project Documentation .................................................................................................. 118


7 dari 121


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. Yang tidak dibahas pada Spesifikasi SOGI ini adalah peralatan tegangan tinggi, power supply, telekomunikasi, disturbance fault recorder, fault locator, energy meter, dll) yang dibutuhkan dalam gardu induk (GI). 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).

1.1.


8 dari 121


1.2.

Perbedaan GI Konvesional dengan SOGITabel 1 Perbedaan GI Konvensional dengan SOGI

No.

KONVENSIONAL KONTRUKSI

OTOMASI

1 2 3 4 5 6 7

Menitikberatkan pada hardware (switch, lampu indikator, semafor, meter, annunciator, dll) Banyak kabel Lebih banyak ruang yang diperlukan Lebih sulit dalam Instalasinya Engineering software lebih sederhana Interlocking dilakukan dengan rangkaian perkabelan/hardware Harga kurang kompetitif (banyak perkabelan yang diperlukan) Instalasi lebih sulit Pengujian software lebih mudah Melalui panel kontrol (discrepancy switch, tombol, lampu indikator, semafor) Pencatatan kejadian secara manual Pencatatan trip secara manual Pengukuran dicatat secara manual Rekaman kejadian lebih sulit untuk didapatkan Komunikasi ke pusat kendali (master station) dilakukan melalui perantaraan sistem lainnya (RTU) Memerlukan banyak operator

Menitikberatkan pada sistem computer/IT (PC, monitor, server, ethernet switch, dll.) Sedikit membutuhkan kabel Lebih kecil ruang yang diperlukan Lebih mudah dalam Instalasinya Engineering software lebih banyak dan rumit Interlocking dilakukan dengan fungsi logika software Harga lebih kompetitif (lebih sedikit perkabelan yang diperlukan) Instalasi lebih mudah Pengujian software lebih banyak dan rumit

COMMISSIONING 1 2

1 2 3 4 5 6

OPERASI Melalui monitor (Human Machine Interface) dengan basis komputer Pencatatan kejadian secara otomatis Pencatatan trip secara otomatis Pengukuran tercatat secara otomatis Rekaman kejadian lebih mudah untuk didapatkan Komunikasi ke pusat kendali (master station) dilakukan secara langsung (melalui protokol)

PEMELIHARAAN 1 2 Memerlukan sedikit operator Mudah dalam pemeliharaan karena sebagian besar Lebih sulit dalam pemeliharaan karena peralatan memiliki fasilitas monitoring secara kurangnya fasilitas monitoring secara otomatis otomatis TROUBLE SHOOTING Lebih sulit dalam Instalasinya Lebih mudah & sederhana dalam pemakaian software Lebih banyak berkenaan dengan hardware Instalasinya lebih mudah (dapat diamati) Tidak dibutuhkan pengetahuan khusus mengenai software Lebih mudah dalam Instalasinya Lebih sulit dan rumit dalam pemakaian software Lebih banyak berkenaan dengan software Lebih sulit karena berbasis sofware (tidak dapat diamati dengan mudah) Dibutuhkan pengetahuan khusus mengenai software

1 2 3 4 5

1 2

KEHANDALAN Lebih rendah karena banyaknya instalasi Lebih tinggi karena lebih sedikitnya instalasi perkabelan/hardware perkabelan/harware Rendah karena sedikitnya fungsi monitoring Lebih tinggi karena adanya fungsi monitoring otomatis pada peralatan otomatis pada semua peralatan


9 dari 121


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 dan IEC 60870-5-104. 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 :No1 a Protokol Komunikasi ke Master Station - IEC 60870-5-101 - IEC 60870-5-104 - HNZ (Konverter bila diperlukan) - Indactic 33 (Konverter bila diperlukan) Konfigurasi komunikasi - Partyline - Serial port RS232 - Full handshaking (RTS, CTS, CD) Komunikasi ke RTU untuk AGC/LFC - IEC 60870-5-101 - IEC 60870-5-104 SOGI dapat komunikasi dengan (tiga) merk IED - IEC 61850 Input /Output IED - Digital Input Single - Digital Input Double - Digital Output - Analog Input - Analog Output (khusus RTU) Time Tag - IED - Lokal HMI - HMI di Dispatcher Database - Down Load - Up Load - Komperisasi database IED 3 Lulus

Pengujian

Acuan

KesimpulanOK NOK

Lulus Lulus Lulus Lulus

b

Lulus Lulus Lulus

c

Lulus Lulus

d

2

Lulus Lulus Lulus Lulus Lulus

3

Lulus Lulus Lulus

4

Ke Lap Top Ke SOGI


10 dari 121


5 a

Alarm Link untuk IED - dilepas - dihubungkan Link Ke antar Switch - dilepas - dihubungkan Link ke Station Unit dan Gateway - dilepas - dihubungkan Link ke Master Station - dilepas - dihubungkan Automatic switch over link serial - Main - Back Up 110 VDC untuk IED - dilepas - dihubungkan 110 VDC untuk Switch - dilepas - dihubungkan 110 VDC/220VAC untuk Gateway - dilepas - dihubungkan Card Digital Input *) - dilepas - dimasukkan Card Digital Output *) - dilepas - dimasukkan Card Analog Input *) - dilepas - dimasukkan Card Analog Output *) - dilepas - dimasukkan Tegangan Pengaman Inverse tegangan 48 Vdc 110 Vdc Performance Digital input 1.000 Alarm/menit

Alarm Normal

b

Alarm Normal

c

Alarm Normal

d

Alarm Normal

e

Main Back Up

f

Alarm Normal

g

Alarm Normal

h

Alarm Normal

i

Alarm DI Normal

j

Alarm DO Normal

k

Alarm AI Normal

l

Alarm AO Normal

6

Tidak rusak(-15% / +25%) (-15% / +10%)

7

CPU peak 50% RAM 50%

Catatan :


11 dari 121


*) 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 Fabrikan remote station harus mempunyai produk 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. Peserta lelang melampirkan surat keterangan lulus uji protokol IEC 60870-5-101 dan IEC 61850 di PT PLN P3B JB Protokol IEC 60870-5-101, IEC 60870-5-104, HNZ, Indactic 33 dan IEC 61850 harus masuk (embeded) pada SOGI diuji saat FAT dan pada saat FAT tidak menggunakan konverter protokol. Lulus uji protokol, komunikasi partyline dan serial port RS232 harus bisa dikonfigurasi untuk full handshaking (RTS, CTS, CD). Dokumen manual, tool untuk konfigurator dalam bahasa Indonesia dan atau bahasa Inggris. Setiap jenis card mempunyai nomor part. Vendor harus mempunyai minimal 2 (dua) 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, station unit, gateway yang terhubung dengan JCC). Saat FAT harus diuji fungsi SOGI dengan konfigurasi 2 (dua) bay feeder, 2 (dua) bay transformer, double busbar, 1 (satu) Couple dengan 5 (lima) merk relay proteksi yang menggunakan protokol IEC 61850. SOGI harus Original Engineering Manufacture (OEM) IED relay tidak diijinkan digunakan untuk fungsi BCU atau sebaliknya. 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. Penerapan bay level untuk penambahan bay baru atau rehabilitasi GI dapat menggunakan pilihan sebagai berikut :Bay Level Opsi 1 : RTU IED I/O Proteksi Existing Panel Kontrol Existing Bay Baru Otomasi

b.

c. d.

e. f. g. h.

i.

j. k. l.

2.


12 dari 121


Opsi 2 Opsi 3

: :

Existing

BCU per CB Otomasi

Otomasi

m.

Surat keterangan dari institusi independen bahwa kualitas komponen SOGI masuk dalam kelas industrial, yang tahan terhadap : Asam (korosi / karat) Petir Elektromagnetik Tegangan lebih Panas Kelembaban Menyerahkan file Substation Configuration Description (SCD) kepada PLN P3B JB saat FAT dan SAT. 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. 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. Komunikasi antara IED BCU, IED Protection Unit (PU), station unit dan gateway menggunakan protokol standard IEC 61850. Untuk gardu induk konvensional migrasi menjadi SOGI dilakukan bertahap dengan menggunakan gateway, IED I/O, dan bertahap penggantian IED proteksi. Standar fungsi mininum yang harus dimiliki SOGI Telesignal Telecontrol Telemetering Event list Alarm list Trending Disturbance Fault Recording Remote reading Konfigurasi SOGI adalah single ring dengan redundant server (hot standby) dan single gateway (failure server tidak boleh mengganggu fungsi gateway). Setiap Panel dilengkapi dengan ethernet switch. Gateway lulus uji protokol IEC 60870-5-104, IEC 60870-5-101 dan dapat berkomunikasi secara parelel dengan minimal tiga control center (Inter Regional Control Center / IRCC, RCC dan DCC).13 dari 121

n. o.

p.

q. r.

s.

t.

u. v.



w. x. y.

SOGI dapat berkomunikasi minimal dengan tiga merk IED sesuai hasil konvensi IEC 61850 di PT PLN (Persero) P3B JB. Gateway terhubung langsung ke switch LAN atau terintegrasi di station unit atau terhubung langsung ke station unit 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 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

z.

aa. Mapping data operasi dan pemeliharaan dilakukan di master station 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 Station unit, HMI, gateway menggunakan tegangan 220 VAC yang disupply dari inverter (lihat poin 3.6.2). hh. Link komunikasi SOGI ke master station 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.


14 dari 121


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 (lihat poin11.1)

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 master station nn. SOGI harus lulus Uji performance oleh PT PLN (Persero) oo. 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 pp. 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.

uu. Kualitas material remote station kelas industrial tahan terhadap : Asam (korosi / karat) Asam Petir Eektromagnetik Tegangan lebih Panas Kelembaban 1.5. Syarat Non Teknis a. 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, komunikasi partyline, time tag di lokal HMI, BCU, RCC, telesinyal double (Invalid), telesinyal single, remote control dan telemetering. Surat kepuasan pengguna perusahaan listrik minimal 2 (dua) negara pada point 1.5 c, di luar negara pembuat SOGI. SOGI telah diimplementasikan dengan menggunakan protokol IEC 61850 di perusahaan listrik minimal sejak tahun 2005 di luar negara pembuat software SOGI di negara maju (sperti negara Amerika Serikat dan atau Kanada dan atau Jepang dan atau Eropa Barat dan atau Singapura dan atau Australia dan atau Cina) dan PLN P3B JB minimal sejak tahun 2009.

b. c.


15 dari 121


d.

Penawaran harga dari peserta lelang sudah termasuk biaya material (hardware, interfacing), lisensi software, instalasi, transportasi, FAT, SAT, training, migrasi, dismantling, . Rencana kerja dan syarat-syarat (RKS), spesifikasi teknik dan BOQ merupakan kesatuan yang tidak dapat dipisahkan Penawaran harga peserta lelang sudah mencakup RKS, spesifikasi teknik yang tidak tercantum di dalam BOQ SOGI harus Origional Engineering Manifacture (OEM) Mempunyai enjiner lokal yang berpengalaman membangun SOGI dan menggunakan IEC 61850. Memberi training kepada SDM PT PLN (Persero) sampai mahir mengembangkan dan memelihara. Garansi selama SOGI perangkat keras 60 bulan dari Berita Acara Serah Terima ke - 1. Memberikan surat garansi Bug dengan upgrade/perbaiakan perangkat lunak yang disuplai selama SOGI masih beroperasi.

e. f. g. h. i. j. k.

1.6. 1.6.1.

Implementasi SOGI 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). Batasan tanggung jawab instalasi di gardu induk dari marshalling kiosk (eksisting) sampai dengan MDF telekomunikasi (eksisting). Menyediakan terminal interface pada panel IED yang akan digunakan untuk pemeliharaan. Batasan tanggung jawab power supply AC dan DC adalah dari panel ACDB dan DCDB yang disediakan oleh PLN.

c. d. e.


16 dari 121


f.

Data operasi dan pemeliharaan disediakan secara lengkap oleh SOGI di sisi gateway, adapun mapping fungsi pemeliharaan atau fungsi operasi dilakukan di master station. Mengimplementasikan teleinformasi plan fungsi pemeliharaan. Perubahan database di master station menjadi tanggung jawab PT PLN (Persero). IED diletakkan di bangunan gardu induk Ruangan untuk IED dan ruang kontrol GI (untuk lokal HMI) dilengkapi dengan pendingin ruangan. HMI (Engineer Configurator dan Operator), Station Unit (Server), Gateway di letakan di ruang kontrol GI Station Unit 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. Supply tegangan AC, DC ke SOGI dan koneksi ke komunikasi harus dilengkapi dengan fasilitas/instalasi pentanahan dan over voltage protection Semua tool perangkat keras dan tool perangkat lunak untuk uji fungsi harus diberikan kepada PT PLN (Persero). Selama pelaksanaan proyek mulai tahap training, FAT, SAT dilakukan oleh staf yang akan memelihara dan mengoperasikan peralatan tersebut. Menyampaikan dokumen spesifik untuk pelaksanaan pekerjaan sebelum pekerjaan dimulai. Proposal, komunikasi surat menyurat, laporan, dan notulen dalam bahasa Indonesia. Training Survei Approval Instalasi dan pemasangan label. Migrasi/cut over masing-masing bay secara bertahap, sistem kelistrikan dalam keadaan tidak bertegangan. Factory Acceptance Test Site Acceptance Test Uji performance Dismantling

g. h. i. j. k. l.

m.

n. o.

p. q. r. s. t. u. v. w. x. y. z.

aa. Menyerahkan as built drawing dan Operation Maintenance Manual.


17 dari 121


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. b. Suku cadang jangka pendek yang dibutuhkan untuk operasi selama masa pemeliharaan dan masa garansi. Menjamin bahwa suku cadang yang sama/equivalen tersedia selama 10 (sepuluh) tahun.


18 dari 121


2. 2.1.

Standar yang digunakan Daftar IstilahAMR AVR BCU BDC BPU CB CBF CBM CCP CILO CSWI DEF DFR DS DTT FAT GFR GIS GITO GPS HMI IBT IED IHMI IRCC LASO LCD LFC LLN0 LPHD MCD MMXU MPU OCR OFR OLTC OVR PDIS1 PQM PSCH1 PSCH2 PTOC1 PTRC PU RBRF REF RFLO RTDS RTN SAS Automatic Meter Reader Automatic Voltage Regulator Bay Control Unit Binary Decoding Code Back Up Protection Unit Circuit Breaker Circuit Breaker Failure Condition Based Maintenance Circulating Current Protection Logical Node Control Interlock Logical Node Switch Controller Directional Earth Fault Digital Fault Recorder Disconnecting Switch Direct Transfer Trip Factory Acceptance Test Ground Fault Relay Gas Isolated Substation Gardu Induk Tanpa Operator Global Positioning System Human Machine Interface Inter bus Transformer Intelligent Electronic Device Logical Node untuk HMI Inter Regional Control Center Less Attended Substation Operation Liquid Crystal Display Load Frequency Control Logical Node Zero (Prefix) Logical Node Physical Device Momentary Change Detection Logical Node Measurement Unit Main Protection Unit Over Current Relay Over Frequency Relay On Load Tap Changer Over Voltage Relay Logical Node Distance Zone 1 Power Quality Meter Logical Node Protection Scheme Zone 1 Logical Node Protection Scheme Zone 2 Logical Node Time Over Current Logical Node Protection Trip Conditioning Protection Unit Logical Node Breaker Failure Restricted Earth Fault Logical Node Fault Locator Real Time Digital Simulator Relay Tegangan Nol Substation Automation System19 dari 121



SBEF SCD SDH SFTP SOE SOGI SOP SWC SZP TCS TVTR UFR UVR VDU VT-failure XCBR XML XSWI

Stand by Earth Fault Substation Configuration Description Synchronous Digital Hierarchy Shielded Foil Twisted Pair Sequence of Event Sistem Otomasi Gardu Induk Standard Operation Procedure Surge Withstand Capability Shot Zone Protection Trip Circuit Supervision Logical Node Voltage Transformer Under Frequency Relay Under Voltage Relay Visual Display Unit Voltage Transformer failure Logical Node Circuit Breaker Extra Markup Language Logical Node Circuit Switch

2.2.

Standar Lingkungan Semua peralatan proteksi, kontrol, dan HMI mengacu standar berikut ini:Type Test Name Insulation Resistance Dielectric Withstand High Voltage Impulse Test Vibration Test Shock and Bump test Damp Heat Test Cold Test Dry Heat Enclosure Protection Supply variation Overvoltage (peak withstand) Supply interruption Ripple (frequency fluctuations) Supply variations High Frequency Disturbance Electrostatic discharge Radiated Immunity Fast Transient Burst Surge immunity High frequency conducted immunity Harmonics Immunity Power Frequency Magnetic Field Immunity Power Frequency Conducted emission Radiated emission : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : Type Test Standard IEC 60255-5 / IEC 60255-27 / IEC 60870-2-1 IEC 60255-5 / IEEE C37.90 / IEC 6025527 IEC 60255-5 / IEC 60255-27 IEC 60255-21-1 IEC 60255-21-2 IEC 60068-2-3 / IEC 60068-2-30 IEC 60068-2-1 / IEC 60255-6 IEC 60068-2-2 / IEC 60068-2-1 IEC 60529 / IP 30 IEC 60255-6 IEC 60255-6 IEC 60255-11 / Max. 50ms IEC 60255-11 / Max. 12% IEC 60255-6 / 20% IEC 60255-22-1 / IEC 61000-4-12 / IEEE C37.90.1 IEC 60255-22-2 / IEC 61000-4-2 IEC 60255-22-3 / ANSI C37.90.2 / IEC 61000-4-3 IEC 60255-22-4 / IEC 61000-4-4 / IEEE C37.90.1 /(ANSI C37.90.1) IEC 61000-4-5 IEC 61000-4-6

: IEC 61000-4-7 : IEC 61000-4-8 : IEC 61000-4-16 : EN 55022 : EN 5502220 dari 121



Radio Interference Withstand

: IEC60255-22-3:1992 / ANSI C37.90.2

2.3.

Standar Komunikasi Gateway ke master station : a. IEC 60870-5-101 (Redundant) b. IEC 60870-5-104 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


21 dari 121


3. 3.1.

Penjelasan Umum Perbandingan Mapping Data RTU dengan SOGI

Gambar 1 Perbandingan Mapping Data RTU dan SOGI

3.2.

Arsitektur Hardware

Control Centre

GatewayAntenna

Station Unit (Main)

Engineer Configurator

Operator HMI

Printer

Ruang Lokal HMI di GIGPS

Station Unit (Backup)

IEC 61850

Ethernet Switch

Ethernet Switch

Ethernet Switch

Ethernet Switch

Ruang IED di GI

Bay Main Protection

Bay Backup Protection

Bay Controller

Bay Main Protection


Bay Controller

Bay Main Protection


Bay Controller

Feeder

Bus Bar dan Couple

Trafo

Gambar 2 Konfigurasi SOGI


22 dari 121


3.2.1.

Station Level Opsi 1 Gateway terintegrasi di station unit atau terhubung langsung ke station unit

Gateway Station Unit 1 Station Unit 2

Switch

Switch

Switch

Gambar 3 Arsitektur Station Level Opsi 1

3.2.2.

Station Level Opsi 2 Gateway terhubung langsung ke switch LAN


Switch

Switch

Switch

Gambar 4 Arsitektur Station Level Opsi 2


23 dari 121


3.2.3.

Bay Level untuk 150 kV double busbarINTEGRATION BY PLN

P3B Wan

Control Centre

Substation Level

IEC 870-5-101

IEC 870-5-104Single Line DiagramBus 1 Bus 2

Color Laser

Q1

Q2

Q1

Q2

Q1

Q2

Q0 Q0 Q0

Gateway RouterAntenna

Q9

Main Server 1

Main Server 2

Q8

GPSOHL TransformerRINGKASAN SISTEM

Bus Coupler

switch

switch

NO 1 2 3 4 Main Server HMI Server Master Clock ( GPS) Modem Color Laser Printer Audible Alarm Gateway Local Area Network Station Switch Bay Switch BCU ( Bay Control Unit ) Relay Protection

PERALATAN

JUMLAH 2 2 1 1 1 2 1 1 Set 1lot 1 1 1 Set 1 1 Set 1 Set

KETERANGAN Main 1 & Main 2 Main 1 & Main 2 Optional Optional

switch

switch

switch

switch

switch

5 6 7 8 9

Audio Alarm , Main 1 & Main 2

Single Ring FO Multi Mode

OHLBCU MPU BPU

TrafoBCU AVR

TrafoMPU BPU1 BPU2

Busbar & CouplerBCU MPU BPU

CommonIED I/O

10 11 12 13 14 15

Per Bay Per CB Per bay Protection Per trafo bank S/ FTP atau FO FO

AVR ( Automatic Voltage Regulator ) Koneksi Ethernet Switch dengan IED Koneksi Ethernet Switch dengan Ethernet 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.


24 dari 121


3.3.1.

Bay Level untuk 150 kV one-half breaker

Control Center

WAN P3B JB

Bus A

Substation Level

IEC 870-5- 101

IEC 870-5-104

Q0AColour laser

Q0AB

Console desk

Q0B Bus BGateway Router

Main server 1

Main server 2

switchStation LAN IEC 61850: Ethernet 100 Mbps Fiber Optic single ring

switch

switch

switch

switch

switch

switch

switch

OHLMPU BPU CCP

DiameterBCU A BCU AB BCU B

TrafoAVR

TrafoMPU BPU 1 BPU 2 CCP

BusbarBUSPRO Bus A BUSPRO Bus B

CommonIED I/O

CBF AB(n diameter)

RINGKASAN SISTEM KETERANGAN

NO 1 2 3 4 5 6 Main Server HMI Server Monitor Display Color Laser Printer Active Speaker Gateway Master Clock (GPS) Modem Ethernet Switch BCU ( Bay Control Unit ) Relay Protection AVR ( Automatic Voltage Regulator ) Local Area Network Koneksi Ethernet Switch dengan IED Koneksi Ethernet Switch dengan FO 15

PERALATAN

JUMLAH 2 2 2 1

Main & Main 1 2 Main & Main 1 2 Main & Main 1 2

Main & Main 1 2

2 1 1

Audio Alarm Main & Main , 1 2

7 8 9 10 11 12 13 14

2 1 1 set per CB 1 set per bay Per panel main

1 1 Set

1 Set 1 Set

Single Ring FO Multi Mode

FO / STP(RJ45)

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


25 dari 121


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.


26 dari 121


3.3.2.

Bay Level untuk 500 kV one-half breaker

Control Center

WAN P B JB 3Bus A

IEC 870-5-101

IEC 870-5-104

Substation LevelQ0AColour laser

Q0AB

Gateway Router

Q0B

Bus BMain server 1 Main server 2

switch

switch

Station LAN IEC 61850: Ethernet 100 Mbps Fiber Optic single ring

switch

switch

switch

switch

switch

switch

switch

switch

switch

OHLMPU1

OHLMPU2 CCP2

DiameterBCU A BCU AB BCU B

TrafoBCU 150 kV AVR RST

TrafoMPU1 BPU1 CCP1

TrafoMPU2 BPU2

BUSBARBUSPRO Bus A Main 1 BUSPRO Bus B Main 1 CBF AB1(n diameter)

BUSBARBUSPRO Bus A Main 2 BUSPRO Bus B Main 2 CBF AB2(n diameter)

COMMONIED I/O

CCP1

CCP2

RINGKASAN SISTEM KETERANGAN

NO 1 2 3 4 5 6 Main Server HMI Server Monitor Display Color Laser Printer

PERALATAN

JUMLAH 2 2 2 1

Main1 & Main2 Main1 & Main2 Main1 & Main2

Main1 & Main2

Active Speaker Gateway Master Clock GPS) ( Modem Ethernet Switch BCU( Bay Control Unit ) Relay Protection AVR( Automatic Voltage Regulatorper Bank ) Local Area Network

2 1 1

Audio Alarm Main1 & Main2 ,

7 8 9 10 11 12 13 14 15

2 1 1 set per CB 1 set per bay Per panel main

3 1 Set Single Ring FO Multi Mode

Koneksi Ethernet Switch dengan IED Koneksi Ethernet Switch dengan FO

1 Set 1 Set

FO / STP(RJ45)

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


27 dari 121


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 Trafo mempunyai 1 IED BCU .Bus A

Q0A

Q0AB

Q0B

Bus B

1 IED untuk bay TRAFO

Gambar 8 Arsitektur Bay Transformer


28 dari 121


3.3.4.

Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting


Switch

Switch

Switch

Switch

Switch

IED I/O

MPU BPU-1 BPU-2

BCU AVR

Bay Trafo BaruGambar 9 Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting


29 dari 121


3.3.5.

Diameter Baru, Pembangkit Baru dan Mengganti RTU Eksisting


Switch

Switch

Switch

Switch

Diameter RTUAnalog Output untuk LFC

IED I/OMengganti RTU eksisting

BCU A BCU AB BCU B

Gambar 10 Diameter Baru, Pembangkit Baru dan Mengganti RTU Eksisting


30 dari 121


3.4. 3.4.1.

Arsitektur Software Sistem Otomasi Gardu Induk 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, yaitu: A Karakter A B C D E

: Kode level tegangan terdiri dari 1 karakter. Range Sampai 1000 V 1 sampai 10 kV 10 sampai 30kV 30 sampai 60 kV 60 sampai 90 kV 90 sampai 200 kV 200 sampai 400 kV 400 sampai 600 kV Kode 0 1 2 3 4 5 6 7

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

Karakter B

: Nama bay terdiri dari 3 karakter. Format Penulisan BG BL BB BK BS BT BR BC

Peralatan di Gardu Induk Bay Generator Bay Line Bay Busbar Bay Kopel Bus Section Bay Trafo Bay Reactor Bay Capacitor

Karakter C Karakter D

: Urutan bay terdiri 2 angka, dimulai dari angka 01- s/d 99. : Device terdiri atas 2 karakter. Mnemonic BC MP BP AV IO31 dari 121

Jenis IED Bay Control Unit Main Protection Unit Backup Protection Unit Automatic Voltage Regulator Unit Input/Output Unit extentionSpek SOGI, 25 Mei 2011 rev24


Current Circulating Protection Circuit Breaker Failure AB Busbar Protection Common I/O

CP BF BB CO

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 TR 01 BC 1

Tegangan 150 kV Nama bay Urutan bay trafo Bay Control Unit Urutan bay control unit

Contoh 2: 5 5 BL 01 BP 1 BL 01 BP 1

Tegangan 150 kV Nama bay Urutan bay OHL Back up Protection Unit Urutan Back Up Protection Unit

Adapun penamaan peralatan pada station level antara lain station unit, HMI dan gateway diberikan dalam tabel di bawah : Fungsi peralatan Station unit 1 berupa PC Station unit 2 berupa PC HMI unit 1 berupa PC HMI unit 2 berupa PC Gateway PC Jenis peralatan SERVSTA1 SERVSTA2 HMISTA1 HMISTA2 GTW


32 dari 121


3.4.2.

IP AddressTabel 2 Standarisasi Addressing KomunikasiRegion 192 192 192 192 Nomor GI 16 16 16 16 Nomor Bay 1 2 4 1 Nomor IED 11 11 22 12 Keterangan BCU A bay 1 BCU bay 2 PU bay 4 BCU AB bay 1

Fix Number 10 10 10

Region 172 172 172

Nomor GI 16 16 16

Bay + IED 11 12 201

Keterangan BCU bay 1 PU bay 1 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 iniJenis peralatan SERVSTA1 SERVSTA2 HMISTA1 HMISTA2 SNTP Router* GTW** BCU 1 MPU 1 MPU 2/BPU 1 IED IO 1 AV1 BCU 02 MPU 01 MPU 02/BPU 01 IED IO 01 AV01 Fungsi peralatan Station unit 1 berupa PC Station unit 2 berupa PC HMI unit 1 berupa PC HMI unit 2 berupa PC GPS yang support Simple Network Time Protocol Router external Gateway PC Bay Control Unit 1 Main Protection Unit 1 Main Protection Unit 2 / Backup Protection Unit 01 IED IO untuk ekstensi BCU 01 Automatic Voltage Regulator 01 Bay Control Unit 1 Main Protection Unit 1 Main Protection Unit 2 / Backup Protection Unit 01 IED IO untuk ekstensi BCU 01 Automatic Voltage Regulator 01 IP Address xx.xx.xx.1 xx.xx.xx.2 xx.xx.xx.3 xx.xx.xx.4 xx.xx.xx.17 xx.xx.xx.18 xx.xx.xx.20 xx.xx.xx.21 xx.xx.xx.111 xx.xx.xx.112 xx.xx.xx.113 xx.xx.xx.118 xx.xx.xx.119 xx.xx.xx.121 xx.xx.xx.122 xx.xx.xx.123 xx.xx.xx.128 xx.xx.xx.129

Catatan : Penomoran router dialokasikan bila ada. * Gateway PC akan mempunyai IP address apabila dihubungkan **secara langsung ke switchSpek SOGI, 25 Mei 2011 rev24

33 dari 121


3.5.

Peletakan peralatan a. Penempatkan IED di gardu induk dengan temperatur ruangan antara 20C sampai dengan 23C 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 opersional. Setiap bay memiliki panel yang terpisah dari bay lainnya. 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 (lihat poin11.1) Bay 150 kV terdiri dari : IED proteksi main, IED proteksi back up dan IED BCU (1 IED BCU untuk setiap CB). Station unit, gateway, GPS, KVM extender (Keyboard, VDU, Mouse), switch dan inverter 110 VDC ke 220 VAC (lihat poin 3.6.2) dimasukan ke dalam panel LCD, keyboard, mouse dan printer diletakan di meja operator.

c. d.

e. f.

g. 3.6. 3.6.1.

Level Otomasi GI Bay Level a. Setiap bay 500 kV terdiri dari IED BCU, IED MPU 1 dan IED MPU 2 yang terpisah secara hardware. b. c. Setiap bay 150 kV terdiri dari IED BCU, IED MPU dan IED BPU yang terpisah secara hardware Setiap bay dilengkapi dengan switch lokal/remote untuk enable atau disable secara software atau hardware untuk fungsi remote control atau untuk kebutuhan pemeliharaan. Setiap IED mempunyai port komunikasi yang terpisah untuk: konfigurasi database SOGI Rangkaian trip dari IED proteksi sampai ke trip coil dari CB dimonitor oleh fungsi Trip Circuit Supervision (TCS), apabila terjadi gangguan akan mengirim alarm. Setiap bay harus dapat dioperasikan secara manual dari masingmasing IED BCU apabila station level terganggu. 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. Sistem interlock sesuai Standard Operation Procedure (SOP) gardu induk.34 dari 121

d.

e.

f. g.

h.



i.

IED proteksi, IED BCU, gateway, ethernet switch, station unit, GPS, inverter, memiliki self diagnostic unit dan memberikan indikasi alarm. IED memiliki kemampuan remote reset indikasi proteksi yang muncul. Untuk release lock out dapat dilakukan sesuai dengan SOP. 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. IED dapat diintegrasikan secara langsung ke panel Gas Isolated Substation (GIS) atau medium voltage yang berada dalam ruangan. IED BCU mempunyai mengontrol bay. switch lokal/remote untuk interlock

j.

k.

l.

m. n.

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. Komunikasi IED dengan switch menggunakan konfigurasi point to multi point. 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. IED harus lulus uji conformance Test IEC61850 dari lembaga independent (KEMA).

o. p.

q.


35 dari 121


Tabel 3 Spesifikasi Umum untuk IED NO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Description Rack Standard Tampilan Key-Pad Indikasi Technology Supply Frequency Licensed Software for setting & analysis Connection between relay to computer Default Setting & Programmable Logic Controller Communication Port to PC Test Plug Test Block Requirement : 19 : Embedded LCD : Enable to change setting by key-pad : LED : Numerical IED : 110 VDC (-15% s.d +10%) : 50 Hz 5% : Included : Included : Enable : built in : Included : 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


36 dari 121


b.

c. d. e. f. 3.6.3.

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 HMI baik dari overall Single Line Diagram maupun dari bay Single Line Diagram (informasi detail hanya muncul pada window bay Single Line Diagram). Perubahan database, setting IED dapat dilakukan dari HMI. Setiap user mempunyai password. Station Unit : Server redundant Fungsi SCADA, historikal data dan statistik Server berfungsi untuk manajemen dari IED dan workstation. Gateway merupakan interfacing protocol Dapat menampung IED sesuai kapasitas I/O Dapat meneruskan perintah kontrol dari Master station atau lokal kontrol. Inverter 110 VDC ke 220 VAC.

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 1 breaker dipasang 1 (satu) switch. Kondisi Umum 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. Enginering Tools Kontraktor harus menyerahkan engineering tools yang digunakan untuk setting, download dan upload database, uji fungsi, diagnostik dan simulator (berupa laptop dan software). Mekanikal a. Ukuran Board/Rack standard (19 inch) b. Terlindung dalam kubikel c. Instalasi dalam kubikel37 dari 121

3.7. 3.7.1.

3.7.2.

3.7.3.



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 Hierarki kontrolSubstationSwitchyard HV Equipment Marshalling kiosk Bay Control Unit Control Room Human Machine Interface

3.9.

Control Centre

Bay Control Unit

Remote Control Centre Dispatcher Monitor Remote HMI

Local CB Box Remote

Key Switch Local HMI Local BCU

C

Selector Switch Local (Push Button)

Local DS 1 Box Remote

DS 1


Close & Open Status

Close & Open Status

Close & Open Status


DS 2



DS 3

Selector Switch Local (Push Button) 1 2 3 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. b.

Manual Switch Bay Control Unit (IED BCU) Local bay hanya dapat dioperasikan dari Bay Control Unit (IED) Remote bay hanya dapat dioperasikan dari HMI (SOGI)38 dari 121



c.

d.

HMI (Sistem Otomasi Gardu Induk) Local Substation hanya dapat dioperasikan dari HMI (SOGI) Remote Substation hanya dapat dioperasikan dari Control Center Control Center Untuk SOGI yang master stationnya 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 master station sesuai standardisasi SCADA, walaupun dalam posisi lokal Dependability Agar dapat dicapai dependability yang tinggi maka: a. Station unit (server dan gateway) dan komunikasi 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 master station. Kinerja a. Kapasitas station unit 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) station unit 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.

3.10.

3.11.


39 dari 121


3.12. 3.12.1.

Interface 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. Interface Komunikasi Komunikasi server / Station Unit / Gate Way dengan master station menggunakan protocol. Komunikasi IED dengan HMI, server / Station Unit / Gate Way menggunakan jalur telekomunikasi Ethernet. Sinkronisasi waktu diambil dari master station melalui protokol standard IEC 60870-5-101/104 dan atau GPS di station unit melalui SNTP. 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. Master Station. 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.

3.12.2.

3.12.3.

3.12.4.


40 dari 121


4. 4.1.

Fungsi SCADA Fungsi utama SCADA adalah sebagai berikut: 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. 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 master station). 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 master station). 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

4.2.


41 dari 121


10 cycle per detik. Akumulator mempunyai kemampuan untuk mereset (kembali ke nol) dari master station 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). 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 ). 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 master station 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. 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 o C. 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 . Perintah Load Frequency Control (LFC) Untuk GI pembangkit yang ikut berpartisipasi dalam program LFC harus memiliki kemampuan untuk mengakses LFC dari master station ke peralatan LFC di pembangkit. Jenis perintah kendali LFC yaitu :

4.4.

4.5.

4.6.

4.6.1.


42 dari 121


a. b. c.

Besaran untuk menaikkan atau menurunkan beban (MW) unit pembangkit. Kontrol set point LFC Kontrol set point berupa sinyal analog. 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. Sinkronisasi Waktu SOE Setiap clock internal IED harus disinkronisasi dengan GPS di SOGI (apabila master station masih belum dapat berkomunikasi dengan GPS) dan atau GPS dari master station. Pengambilan Data Lokal SOE Pengambilan data SOE dalam format ASCII. 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.

4.8.

4.9.

4.10.


43 dari 121


5. 5.1.

Fungsi Komunikasi Interface Komunikasi a. IED ke Station Unit / Server. b. Gateway ke Control Center. Tersedia port komunikasi serial RS232/RS485 atau TCP/IP. Port komunikasi IED Semua IED yang disuplai minimal mempunyai dua port, untuk berkomunikasi dengan switch dan untuk berkomunikasi dengan konfigurator. Modem Modem di gateway harus dapat dikonfigurasi sesuai dengan modem yang ada di master station menggunakan 4 kawat sebagai interface jaringan komunikasi. 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. 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 master station.

5.2.

5.3.

5.4.

5.5.


44 dari 121


6. 6.1.

Fungsi Human Machine Interface Work Station Local HMINO1 2 3 4 Name Manufacture/Type Class Hardware Processor Jumlah processor terpasang Operating System RAM : Hard Disk - Kecepatan - Kapasitas Terpasang : Optical Drive Graphic Adapter 256 MB Communication Port : 10/100 BaseTX Ethernet port Serial port USB Port Power Supply Fan pendingin Casing Software GUI License LCD - Ukuran - Resolusi

Description

Requirement

5 6 7

8 9 10

11 12 13 14

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

WorkstationLatest technology 1 Linux / UNIX / Windows 8 GB 7200 rpm 500 GB DVD R/RW 2 port 2 1 2 220 10% VAC Single Rack Mount

Yes Yes24 inch 1920 x 1200

15

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 master station. 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.


45 dari 121


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. 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 Station unit b. Setting IED dari HMI c. Download dan upload database IED dari HMI d. Backup database IED dan Station Unit

6.2.3.


46 dari 121


6.3.

Status IED Station unit akan menerima reporting secara real time dari IED. 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-beforeexecute 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

spek sogi rev 24

Documents