spesidikasi remote station

i

SPESIFIKASI REMOTE STATION

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

Jakarta Selatan 12160

STANDAR PT PLN (PERSERO)

SPLN S3.001-3: 2012 Lampiran Surat Keputusan Direksi

PT PLN (PERSERO) No. 000. K/DIR/2012


STANDAR PT PLN (PERSERO)

SPLN S3.001-3: 2012 Lampiran Surat Keputusan Direksi

PT PLN (PERSERO) No. 000. K/DIR/2012

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



Disusun oleh :

Kelompok Bidang SCADA Standardisasi dengan Surat Keputusan Direksi

PT PLN(Persero) No.184.K/DIR/2011

Kelompok Kerja Standardisasi Spesifikasi Remote Station

dengan Surat Keputusan Direksi PT PLN(Persero)

No.1010.K/DIR/2011

Diterbitkan oleh :

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


Sk pengesahan direksi

Susunan Kelompok Bidang SCADA Standardisasi Surat Keputusan Direksi PT PLN (Persero) : No. 184. K/DIR/2011

1. Ir. Solida : Sebagai Ketua merangkap Anggota 2. Tri Hardimasyar, ST, Msc : Sebagai Sekretaris merangkap Anggota 3. Ir. Bob Saril, M Eng,Sc : Sebagai Anggota 4. Ir. Hernadi Buhron : Sebagai Anggota 5. Agus Harya Maulana, ST, MT : Sebagai Anggota 6. Ir. Tjatur Endik : Sebagai Anggota 7. Novrizal Erdiyansyah, ST, MT : Sebagai Anggota 8. Ir. I Putu Riasa : Sebagai Anggota 9. Ir. Rully Chaerul : Sebagai Anggota 10. Ir. Hesti Sayoga : Sebagai Anggota 11. Ir. Ridwan Nainggolan : Sebagai Anggota 12. Ir. M. Ikhsan Asaad, MM : Sebagai Anggota 13. Ir. Putu Eka Astawa, ST : Sebagai Anggota 14. Ir. Anang Imam S : Sebagai Anggota 15. Ir. Edwin Nugraha Putra : Sebagai Anggota

Susunan Kelompok Kerja Standardisasi Spesifikasi Remote Station

Surat Keputusan Direksi PT PLN (Persero) : No. 1010. K/DIR/2011

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

SPLN S3.001-3: 2012

i

Daftar Isi

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

4.1 Daftar Istilah .......................................................................................................... 1 4.2 Definisi................................................................................................................... 2

4.2.1 Alarm .................................................................................................... 2 4.2.2 Aplikasi ................................................................................................. 3 4.2.3 Circuit breaker ...................................................................................... 3 4.2.4 Control center ....................................................................................... 3 4.2.5 Dispatcher ............................................................................................ 3 4.2.6 Distribution control center (DCC).......................................................... 3 4.2.7 Gateway ............................................................................................... 3 4.2.8 Human machine interface (HMI)........................................................... 3 4.2.9 Inter distribution control center (IDCC) ................................................. 3 4.2.10 Inter regional control center (IRCC)...................................................... 3 4.2.11 Interface................................................................................................ 3 4.2.12 Master station ....................................................................................... 3 4.2.13 Media telekomunikasi ........................................................................... 3 4.2.14 National control center (NCC)............................................................... 3 4.2.15 Protokol ................................................................................................ 3 4.2.16 Real time .............................................................................................. 3 4.2.17 Regional control center (RCC).............................................................. 4 4.2.18 Remote control ..................................................................................... 4 4.2.19 Remote station ..................................................................................... 4 4.2.20 Server ................................................................................................... 4 4.2.21 Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI) ................................................... 4 4.2.22 Supervisory control and data acquisition (SCADA) .............................. 4 4.2.23 Switch ................................................................................................... 4 4.2.24 Telesignal ............................................................................................. 4 4.2.25 Telemetering......................................................................................... 4 4.2.26 Verifikasi Database............................................................................... 4

5 Syarat-syarat .................................................................................................................. 5 5.1 Syarat Teknis RTU................................................................................................ 5 5.2 Syarat Non Teknis RTU ........................................................................................ 5 5.3 Syarat Teknis SOGI .............................................................................................. 6 5.4 Syarat Non Teknis SOGI....................................................................................... 8 5.5 Lingkup Pekerjaan................................................................................................. 9 5.6 Standar lingkungan ............................................................................................. 11 5.7 Supply daya......................................................................................................... 13

6 Remote Terminal Unit (RTU)........................................................................................ 14 6.1 Konfigurasi RTU.................................................................................................. 14

6.1.1 RTU untuk LBS pole mounted dan recloser pole mounted................. 14 6.1.2 Konfigurasi Remote Station untuk Gardu Hubung dan Gardu Distribusi15

6.2 Protokol Komunikasi............................................................................................ 15

SPLN S3.001-3: 2012

ii

6.2.1 Gateway/RTU ke Control Center ........................................................ 15 6.2.2 Gateway ke IED.................................................................................. 15

6.3 Persyaratan Umum RTU/Gateway untuk 20KV .................................................. 16 6.4 Spesifikasi Umum untuk IED 20kV...................................................................... 16 6.5 Spesifikasi RTU untuk Pole Mounted.................................................................. 16

6.5.1 RTU untuk LBS pole mounted ............................................................ 16 6.5.2 IED Recloser Pole Mounted ............................................................... 17

6.6 Spesifikasi untuk Gateway dan IED di GD dan GH............................................. 19 6.6.1 Gateway untuk GH dan GD................................................................ 19 6.6.2 Switch untuk GD dan GH.................................................................... 20 6.6.3 IED untuk GH dan GD ........................................................................ 20

6.7 Serial line adapter ............................................................................................... 24 6.8 Ethernet adapter.................................................................................................. 24 6.9 Modul power supply ............................................................................................ 24 6.10 Modul input output (I/O)....................................................................................... 24 6.11 Telesignaling ....................................................................................................... 25 6.12 Telemetering ....................................................................................................... 25 6.13 Sinkronisasi waktu............................................................................................... 25 6.14 Perintah remote control ....................................................................................... 26 6.15 Informasi status dan diagnostik........................................................................... 26 6.16 Konfigurator RTU ................................................................................................ 26 6.17 Perangkat lunak .................................................................................................. 26

6.17.1 Fungsi aplikasi.................................................................................... 26 7 Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI)........................................................................... 27

7.1 Implementasi SOGI ............................................................................................. 27 7.1.1 Gardu Induk Baru ............................................................................... 27 7.1.2 Penambahan Bay Baru dan migrasi RTU........................................... 27

7.2 Protokol Komunikasi........................................................................................... 27 7.2.1 Gateway ke Control Center ................................................................ 27 7.2.2 Gateway ke IED.................................................................................. 27

7.3 Standar Sistem Otomasi Gardu Induk................................................................. 28 7.4 Perbandingan Mapping Data RTU dengan SOGI ............................................... 28 7.5 Arsitektur SOGI ................................................................................................... 29

7.5.1 Arsitektur Hardware............................................................................ 29 7.5.2 Station Level Opsi 1 ........................................................................... 30 7.5.3 Station Level Opsi 2 ........................................................................... 31

7.6 Bay Level............................................................................................................. 31 7.6.1 Bay Level untuk 150 kV double busbar .............................................. 31 7.6.2 Bay Level untuk 150 kV one-half breaker ........................................... 32 7.6.3 Bay level untuk 500 kV dan 275 kV one-half breaker ......................... 34 7.6.4 Bay Transformer................................................................................. 36 7.6.5 Bay level untuk 20 kV ......................................................................... 37

7.7 Migrasi RTU ....................................................................................................... 39 7.7.1 Bay trafo baru dan mengganti RTU eksisting ..................................... 39 7.7.2 Diameter Baru, pembangkit baru dan mengganti RTU eksisting ........ 40

7.8 Arsitektur Software Sistem Otomasi Gardu Induk............................................... 40 7.8.1 Penamaan IED dan substation ........................................................... 40 7.8.2 IP Address .......................................................................................... 43

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

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

SPLN S3.001-3: 2012

iii

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

7.11 Identifikasi dan Tools........................................................................................... 49 7.11.1 Identifikasi Assembly dan Komponen................................................. 49 7.11.2 Enginering Tools................................................................................. 49 7.11.3 Mekanikal ........................................................................................... 49

7.12 Fungsi Aplikasi .................................................................................................... 49 7.13 Hierarki kontrol .................................................................................................... 50

7.13.1 Penjelasan Sistem Kontrol.................................................................. 50 7.14 Dependability....................................................................................................... 51 7.15 Kinerja ................................................................................................................. 51 7.16 Interface .............................................................................................................. 51

7.16.1 Proses Interface ................................................................................. 51 7.16.2 Interface Komunikasi .......................................................................... 51 7.16.3 Human Machine Interface................................................................... 51 7.16.4 Engineering Interface ......................................................................... 52

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

7.18 Fungsi Komunikasi .............................................................................................. 54 7.18.1 Interface Komunikasi .......................................................................... 54 7.18.2 Port komunikasi IED ........................................................................... 54 7.18.3 Modem................................................................................................ 54 7.18.4 Protokol Komunikasi Gateway............................................................ 54 7.18.5 Switch Over Link Komunikasi ............................................................. 54

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

7.20 Otomasi ............................................................................................................... 57 7.20.1 System interlock bay .......................................................................... 57

SPLN S3.001-3: 2012

iv

7.20.2 Automatic Voltage Regulation ............................................................ 59 7.20.3 Diagram Logic .................................................................................... 59

7.21 Spesifikasi Station Level ..................................................................................... 59 7.21.1 Gateway ............................................................................................. 59 7.21.2 Server ................................................................................................. 59 7.21.3 Workstation......................................................................................... 60 7.21.4 Switch ................................................................................................. 61

7.22 Spesifikasi IED Control........................................................................................ 62 7.22.1 IED Bay Control Unit (BCU)................................................................ 62 7.22.2 IED I/O................................................................................................ 63 7.22.3 Remote Terminal Unit untuk LFC ....................................................... 64 7.22.4 Automatic Voltage Regulator (AVR) ................................................... 64

7.23 IED Proteksi 500 kV dan 275 kV ......................................................................... 65 7.23.1 IED Proteksi 500 dan 275 kV (One and Half Breaker)........................ 66 7.23.2 IED Proteksi Line 500 dan 275 kV...................................................... 66 7.23.3 IED Proteksi IBT 500/150/66 kV ......................................................... 66 7.23.4 IED BUSPRO 500 kV dan 275 kV ...................................................... 67 7.23.5 IED Proteksi Diameter 500 kV dan 275 kV......................................... 67 7.23.6 IED Proteksi Reaktor 500 kV dan 275 kV........................................... 67

7.24 IED Proteksi 150 kV ............................................................................................ 67 7.24.1 IED Busbar dan Coupler (konfigurasi double busbar) ........................ 68 7.24.2 IED Busbar dan Diameter 150 kV (Konfigurasi One And Half Breaker)68 7.24.3 IED Proteksi Line 150 kV................................................................... 68 7.24.4 IED Proteksi Transformator 150/20 kV, 70/20 kV dan 150/70 kV ....... 69 7.24.5 IED Proteksi Kapasitor 150 kV ........................................................... 69

7.25 Spesifikasi relay 500 KV...................................................................................... 69 7.25.1 Distance Relay 500 KV....................................................................... 69 7.25.2 Line Current Differential 500 KV ......................................................... 71 7.25.3 Transformer Differential Relay & Restricted Earth Fault 500 KV ....... 73 7.25.4 Over Current Relay, Ground Fault, Thermal Relay 500 kV................. 74 7.25.5 Circulating Current Protection 500 KV................................................ 76 7.25.6 Busbar Protection Relay 500 KV ........................................................ 77 7.25.7 Circuit Breaker Failure/Short Zone 500 KV (CB AB) .......................... 78 7.25.8 Three Phase Under/Over Voltage Relay 500 KV................................ 79

7.26 Spesifikasi relay 150 kV ...................................................................................... 80 7.26.1 Distance Relay 150 KV....................................................................... 80 7.26.2 Line Current Differential 150 KV ......................................................... 82 7.26.3 Transformer Differential Relay & REF 150 kV .................................... 84 7.26.4 Over Current, Ground Fault, Negative Phase Sequence/Unbalance relay (46) and Thermal Relay 150 KV dan 70 KV .......................................... 85 7.26.5 Frequency Relay 150 KV.................................................................... 87 7.26.6 Circulating Current Protection 150 KV................................................ 88 7.26.7 Busbar Protection Relay 150 KV ........................................................ 89 7.26.8 Circuit Breaker Failure/Short Zone 150 KV......................................... 90 7.26.9 Auto Reclose eksternal 2 CB single or three phase ........................... 91 7.26.10 Unbalance Relay 150 KV ............................................................. 92 7.26.11 Three Phase Under/Over Voltage Relay 150 KV ......................... 93

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

SPLN S3.001-3: 2012

v

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

8.4.1 Panel Indoor ....................................................................................... 98 8.4.2 Panel Outdoor .................................................................................... 99

8.5 Bay Kios ............................................................................................................ 100 8.5.1 Kontainer .......................................................................................... 100 8.5.2 Gardu Tembok.................................................................................. 100

8.6 Inverter 110 VDC ke 220 VAC .......................................................................... 101 8.7 KWh Meter Transaksi........................................................................................ 102 8.8 IED Meter .......................................................................................................... 104 8.9 Media Telekomunikasi....................................................................................... 104 8.10 Layout................................................................................................................ 105

8.10.1 Layout HMI Lokal............................................................................. 105 8.10.2 Layout pasokan listrik ke panel SOGI............................................... 106 8.10.3 Layout Panel Kontrol dan Proteksi ................................................... 107 8.10.4 Layout Panel Kontrol dan Proteksi 150 kV one-half breaker ............ 108 8.10.5 Layout Panel Kontrol dan Proteksi 500 kV one-half breaker ............ 109

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

SPLN S3.001-3: 2012

vi

Daftar Gambar Gambar 1. Konfigurasi Umum RTU...................................................................................14 Gambar 2. Konfigurasi RTU untuk LBS pole mounted dan recloser pole mounted ..........14 Gambar 3. Konfigurasi Remote Station menggunakan komunikasi Serial ........................15 Gambar 4. Telesignaling....................................................................................................25 Gambar 5. Telemetering....................................................................................................25 Gambar 6. Arsitektur Station Level Opsi 1 ........................................................................30 Gambar 7. Arsitektur Station Level Opsi 2 ........................................................................31 Gambar 8. Contoh Arsitektur Bay Level untuk 150 KV double busbar..............................32 Gambar 9. Arsitektur Bay Level untuk 150 KV one-half breaker .......................................33 Gambar 10. Arsitektur Bay Level untuk 500 KV atau 275 one-half breaker .....................35 Gambar 11. Arsitektur Bay Transformer............................................................................36 Gambar 12. Arsitektur bay level untuk 20 kV ....................................................................38 Gambar 13. Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting ..............................................39 Gambar 14. Diameter Baru, Pembangkit Baru dan Mengganti RTU Eksisting .................40 Gambar 15. Contoh penempatan BCM pada panel. .........................................................48 Gambar 16. Hirarki Kontrol ................................................................................................50 Gambar 17. Hirarki Interlocking Full SOGI ........................................................................58 Gambar 18. Hirarki Interlocking Migrasi RTU Ke IED I/O..................................................58 Gambar 25. Panel Indoor ..................................................................................................98 Gambar 19. Inverter 110 VDC ke 220 VAC.....................................................................101 Gambar 24. HMI Lokal.....................................................................................................105 Gambar 20. Layout Panel Kontrol dan Proteksi 150kV double breaker ..........................107 Gambar 21. Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk one-half breaker .........................108 Gambar 22. Layout Panel Proteksi Line & IBT 500 kV one-half breaker.........................109 Gambar 23. Layout Panel Kontrol dan Proteksi Busbar 500 kV one-half breaker...........109

SPLN S3.001-3: 2012

vii

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

SPLN S3.001-3: 2012

viii

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

SPLN S3.001-3: 2012

1

Spesifikasi Remote Station

1 Ruang lingkup

Standar ini dimaksudkan untuk menetapkan standar spesifikasi remote station di setiap unit PLN, yang terdiri darispesifikasi RTU dan SOGI.Standar ini berlaku untuk sistem SCADA sesuai dengan yang tertuang pada SPLN S3.001: 2008.

2 Tujuan

Standar ini ditujukan untuk memberikan pedoman yang terarah dan seragam dalam penerapan standar spesifikasiremote station yang mengutamakan mutu, keandalan dan ekonomis.Standar ini merupakan acuan dalam perencanaan remote station, pembangunan remote station yang baru, pengembangan remote stationyang telah ada, dan penggantian remote station.

3 Acuan normatif

Dokumen normatif berikut berisi persyaratan-persyaratan yang menjadi referensi dalam pembuatan standar Spesifikasi Remote Station.Pada saat publikasi, edisi yang ditunjukkan adalah valid.Semua dokumen normatif dimungkinkan untuk dilakukan revisi sehingga pihak-pihak yang menggunakan standar ini diharapkan untuk mencari kemungkinan menggunakan edisi terbaru dokumen normatif yang bersangkutan.

a. SPLN S3.001: 2008 “Peralatan SCADA Sistem Tenaga Listrik” b. IEC 60529 (2001-02) ”Degrees of Protection Provided by Enclosures (IP Code)” c. SPLN T5.002-1: 2010 ”Pola Proteksi Saluran Transmisi Bagian 1 : Tegangan Tinggi

66 kV dan 150 kV” d. SPLN T5.002-2: 2010”Pola Proteksi Saluran Transmisi Bagian 2 : Tegangan Ekstra

Tinggi 275 kV dan 500 kV” e. SPLN D3.006-1: 2010 ”Meter statik energi Listrik Fase Tiga” f. IEC 60870-5”Telecontrol Equipment and Systems” g. IEC 61850 ”Communication networks systems in substations” h. IEC 61131 ”Fast Logic Programming” i. IEC 61346-2 “Voltage Related Object Classes”

4 Istilah dan definisi

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

SPLN S3.001-3: 2012

2

DS Disconnecting Switch DTT Direct Transfer Trip FAT Factory Acceptance Test GFR Ground Fault Relay GIS Gas Insulated Substation GITO Gardu Induk Tanpa Operator GOOSE GPS

Generic Object Oriented Substation Event Global Positioning System

HMI Human Machine Interface IBT Inter bus Transformer IED Intelligent Electronic Device IRCC Inter RegionalControlCenter KVM LASO

Keyboard Video Mouse Less Attended Substation Operation

LCD Liquid Crystal Display LFC Load Frequency Control MCD Momentary Change Detection MPU Main Protection Unit OCR Over Current Relay OFR Over Frequency Relay OLS Over Load Shedding OLTC On Load Tap Changer OVR Over Voltage Relay PQM Power Quality Meter PU Protection Unit REF Restricted Earth Fault 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 UFR Under Frequency Relay UVR Under Voltage Relay VDU Visual Display Unit VT-failure Voltage Transformer failure XML Extra Markup Language

4.2 Definisi 4.2.1 Alarm Perubahan kondisi dari peralatan atau sistem yang telah terdeteksi sebelumnya karena fungsi yang tidak dilakukan oleh operator/dispatcher, atau kegagalan peralatan untuk merespon secara benar.Indikasi alarm berupa audible atau visual, atau keduanya.

SPLN S3.001-3: 2012

3

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

4.2.3 Circuit breaker Saklar yang menghubungkan dan memutuskan sirkit tenaga listrik yang bertegangan dalam kondisi operasi normal dan mampu memutuskan arus beban dan arus hubung singkat.

4.2.4 Control center Pusat kendali pengoperasian sistem tenaga listrik dimana master station ditempatkan.

4.2.5 Dispatcher Petugas yang melakukan supervisi dari control center.

4.2.6 Distribution control center (DCC) Pusat kendali jaringan distribusi.

4.2.7 Gateway Simpul rele (relay node) jaringan data dimana jalur transmisi dengan definisi protokol yang berbeda dari semua tujuh layer protokol terinterkoneksi oleh konversi protokol.

4.2.8 Human machine interface (HMI) Perangkat dimana pengguna berinteraksi dengan sistem SCADA. HMI menyediakan fasilitas dimana pengguna dapat memberikan input kepada sistem dan sistem dapat memberikan output kepada pengguna.

4.2.9 Inter distribution control center (IDCC) Pusat kendali yang terhubung dengan beberapa distribution control center.

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

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

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

4.2.13 Media telekomunikasi Media yang menghubungkan antar peralatan untuk melakukan pertukaran informasi.

4.2.14 National control center (NCC) Pusat kendali yang terhubung dengan beberapa inter regional control center.

4.2.15 Protokol Sekumpulan semantik dan aturan cara penulisan (sintaksis) yang menentukan cara unit fungsional dalam berkomunikasi. [ISO/IEC 2382-9]

4.2.16 Real time Waktu aktual selama proses berlangsung.

SPLN S3.001-3: 2012

4

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

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

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

4.2.20 Server Komputer yang berfungsi menyediakan layanan khusus kepada komputer lainnya.

4.2.21 Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI) Sistem untuk mengelola, mengendalikan, dan melindungi (protect) sistem tenaga listrik. Hal ini dapat dicapai dengan mengambil informasi real time dari sistem, didukung oleh aplikasi local dan remote control yang handal dan proteksi sistem tenaga listrik. Sebuah Substation Automation terdiri dari local intelligence, komunikasi data dan supervisory control, serta monitoring.

4.2.22 Supervisory control and data acquisition (SCADA) Sistem yang mengawasi dan mengendalikan peralatan proses yang tersebar secara geografis. [ IEC 870-1-3 ]

4.2.23 Switch Terminal yang berfungsi untuk menghubungkan antar komputer dan komputer ke peripheral dalam satu LAN.

4.2.24 Telesignal Pengawasan status dari peralatan operasional dalam jarak tertentu dengan menggunakan teknik telekomunikasi seperti kondisi alarm, posisi switch atau posisi katup. [IEV 371-01-04]

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

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

SPLN S3.001-3: 2012

5

5 Syarat-syarat 5.1 Syarat Teknis RTU

a. Melampirkan surat keterangan dari PT PLN (Persero) PUSLITBANG bahwa RTU telah lulus uji fungsi protokol IEC 60870-5-101.

b. Dapat komunikasi partyline dan serial port RS232 harus bisa dikonfigurasi untuk full handshaking (RTS, CTS, CD) dan dapat berkomunikasi secara paralel dengan minimal dua control center (RCC dan DCC).

c. Kualitas komponen RTU masuk dalam kelas industrial, yang tahan terhadap : • Asam (korosi / karat) • Petir (dapat berupa peralatan eksternal) • Elektromagnetik • Tegangan lebih • Panas • Kelembaban

d. Barang yang telah dipasok harus dijamin 100 % (seratus persen) baru dan asli (genuine) sesuai dengan spesifikasi teknik yang dipesan dan bebas dari cacat kerusakan yang terlihat maupun yang tersembunyi, dan harus disertai dengan dokumen-dokumen : • Asli Certificate of Origin dan Certificate of Manufacture termasuk Factory

test certificate”. • Buku Instruction Manual, dalam bentuk hardcopy dan softcopy.

e. Seluruh peralatan yang disupply harus dijamin kualitasnya mulai dari material, desain teknik dan prosedur fabrikasi, testing dan packingnya, dan harus ditunjukkan dengan sertifikat Quality Control/Assurance system pabrik.

f. Penerapan standard SCADA (Teleinformasi Plan) dalam RTU mengikuti Standardisasi Teleinformasi Data untuk fungsi Operasi dan fungsi Pemeliharaan sesuai SPLN terbaru.

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

h. Urutan terminasi pada panel interface mengikuti urutan TeleInformasi Plan (TIP) yang diperlukan untuk bay.

5.2 Syarat Non Teknis RTU a. Kontraktor atau vendor yang boleh mengikuti lelang RTU ≥ 3 (lima) Gardu Induk

atau ≥ 1 (satu) Unit Pembangkit, harus melampirkan surat keterangan kepuasan pengguna SOGI dengan syarat yang sudah tersedia link komunikasi untuk semua kontrak minimal T - 4 telah berfungsi 100%, dan atau semua kontrak minimal T - 3 telah berfungsi 90%, dan atau semua kontrak minimal T - 2 telah berfungsi 70 %, dan atau semua kontrak minimal T - 1 telah berfungsi 30 % dan dengan mencantumkan merek / tipe RTU yang terhubung dengan control center berfungsi baik dan pernyataan ini ditandatangani oleh manajer control center.

Yang dimaksud RTU berfungsi baik adalah tidak ada permasalahan yang sifatnya major seperti protokol komunikasi, time tag di HMI lokal, telesinyal, remote control, telemetering dan telemetering.

SPLN S3.001-3: 2012

6

Contoh kasus untuk T-4 yaitu apabila ada kontraktor/vendor akan mengikuti tender di tahun 2012, proyek yang dikerjakan di tahun 2012-4=2008 harus sudah berfungsi 100%.

b. Kalau terjadi perbedaan antara spesifikasi teknik, BOQ dan TPG maka PLN akan memutuskan yang terbaik.

c. Melampirkan surat keterangan kepuasan pengguna bahwa RTU yang diimplementasikan minimal 2 (dua) perusahaan listrik di luar negara pembuat RTU, yaitu: Amerika Serikat dan atau Kanada dan atau Jepang dan atau negara di Eropa Barat dan atau Singapura dan atau Australia dan atau Cina dan atau Korea Selatan.

d. Penawaran harga dari peserta lelang sudah termasuk biaya material (hardware, interfacing), lisensi software, instalasi, transportasi, FAT, SAT, training, migrasi, dismantling.

e. Rencana kerja dan syarat-syarat (RKS), spesifikasi teknik dan Bill of Quantity (BOQ) merupakan kesatuan yang tidak dapat dipisahkan.

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

g. Komponen inti remote station harus Original Equipment Manufacturer (OEM).

h. Vendor harus mempunyai minimal 3 (tiga) orang enjiner warga negara Indonesia yang mampu mengintegrasikan RTU (dibuktikan dengan demo konfigurasi).

5.3 Syarat Teknis SOGI a. Pabrikan SOGI harus mempunyai produk origional IED BCU, aplikasi SOGI

(SCADA, historikal dll) di station unit, aplikasi HMI lokal, aplikasi gateway.

b. Melampirkan surat keterangan dari PT PLN (Persero) PUSLITBANG bahwa gateway telah lulus uji fungsi protokol IEC 60870-5-101

c. Melampirkan surat keterangan bahwa BCU, IED Proteksi, AVR dan kWh meter yang akan disupply telah lulus uji fungsi protokol IEC 61850 dari PT PLN (Persero) PUSLITBANG.

d. Melampirkan surat keterangan bahwa BCU, IED Proteksi, AVR dan kWh meter lulus uji conformance test IEC61850 dari lembaga independent (KEMA).

e. Melampirkan surat keterangan bahwa IED Main Proteksi (Distance, Line Current Differential, Transformer Differential, Busbar Differential, Circulating Current Protection (Low Impedance) telah lulus uji dinamik dengan Real Time Digital Simulator (RTDS) dari PLN (Persero) PUSLITBANG.

f. SOGI dapat berkomunikasi minimal dengan tiga merk IED ( satu merk dari produk aplikasi SOGI dan dua merk dari produk aplikasi SOGI yang lain) dengan protokol IEC 61850.

g. Untuk fungsi trip dari electro mechanical protection (transformator, shunt reactor, power generator) ditarik langsung ke tripping coil Circuit Breaker melalui Lock Out Relay .

h. Fungsi AR (auto reclose) dan synchronizing cek menjadi bagian dari IED MPU, tetapi untuk manual closing check sync dilakukan di IED BCU

SPLN S3.001-3: 2012

7

i. Pada konfigurasi one-half breaker sistem 500 kV, 275 kV dan 150 kV, Autoreclose merupakan relay independent yang memiliki kemampuan untuk trip dan reclose dua CB.

j. Dapat komunikasi partyline dan serial port RS232 harus bisa dikonfigurasi untuk full handshaking (RTS, CTS, CD)) dan dapat berkomunikasi secara paralel dengan minimal dua control center (RCC dan DCC).

k. Interlocking antar IED BCU dengan menggunakan GOOSE

l. IED Proteksi Tegangan Tinggi tidak diijinkan digunakan untuk fungsi BCU atau sebaliknya.

m. IED Proteksi dan Kontrol untuk Tegangan Menengah merupakan 1 (satu) IED.

n. AVR tidak boleh menggunakan fungsi IED BCU.

o. Sistem 500 kV dan 150 kV setiap panel dilengkapi dengan 1 (satu) ethernet switch

p. Sistem 20 kV setiap 6 (enam) panel dilengkapi dengan 1 (satu) ethernet switch. Ethernet switch diletakkan pada panel terpisah dari panel kubikel 20 kV.

q. Mapping data informasi dilakukan di Control Center untuk kebutuhan operasi dan pemeliharaan.

r. Power supply IED menggunakan tegangan 110 VDC, , sedangkan Server, workstation, gateway menggunakan tegangan 220 VAC yang di-supply dari inverter.

s. Bay 500 kV : 1 IED BCU untuk setiap CB, IED MPU 1 dan IED MPU 2 terpisah secara hardware ; untuk IED MPU 1 dan IED MPU 2 harus berbeda jenis proteksi atau jika jenisnya sama harus menggunakan algoritma pengukuran yang berbeda atau manufaktur yang berbeda (sesuai dengan SPLN T5.002-2:2010).

t. Bay 150 kV : 1 IED BCU untuk setiap CB, untuk IED MPU, IED BPU terpisah secara hardware.

u. Bay 20 kV : 1 IED untuk fungsi kontrol dan proteksi.

v. Bay 150 kV terdiri dari : IED MPU, IED BPU dan IED BCU (1 set IED BCU untuk setiap CB).

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

x. Menyerahkan file Substation Configuration Description (SCD) kepada PT PLN (Persero) saat FAT dan SAT.

y. Kualitas komponen SOGI masuk dalam kelas industrial, yang tahan terhadap : • Asam (korosi / karat) • Petir (dapat berupa peralatan eksternal) • Elektromagnetik • Tegangan lebih • Panas • Kelembaban

z. Barang yang telah dipasok harus dijamin 100 % (seratus persen) baru dan asli (genuine) sesuai dengan spesifikasi teknik yang dipesan dan bebas dari cacat

SPLN S3.001-3: 2012

8

kerusakan yang terlihat maupun yang tersembunyi, dan harus disertai dengan dokumen-dokumen : • Asli Certificate of Origin dan Certificate of Manufacture termasuk Factory

test certificate”. • Buku Instruction Manual, dalam bentuk hardcopy dan softcopy.

aa. Seluruh peralatan yang disupply harus dijamin kualitasnya mulai dari material, desain teknik dan prosedur fabrikasi, testing dan packingnya, dan harus ditunjukkan dengan sertifikat Quality Control/Assurance system pabrik.

bb. SOGI harus terdiri dari station level dan bay level. Setiap implementasi pembangunan SOGI berupa : • Station level diterapkan pada pembangunan GI baru (peralatan primer

Gardu Induk dapat mengakomodasi teleinformasi data fungsi pemeliharaan), penambahan bay baru & rehabilitasi GI.

• Penerapan bay level untuk penambahan bay baru atau migrasi RTU dapat menggunakan pilihan sebagai berikut :

cc. Unit pembangkit, GITET, SOGI dinyatakan laik operasi apabila sistem telah dikomisioning point to point dari Control Center.

dd. Untuk pembangunan GI baru, hanya diimplementasikan 1 (satu) SOGI untuk level tegangan TET, TT dan TM.

ee. Saat FAT untuk proyek pengadaan SOGI yang terdiri dari station level dan bay level harus diuji fungsi dengan konfigurasi 1 (satu) tipikal bay feeder, 1 (satu) tipikal bay transformer, double busbar, 1 (satu) tipikal couple dengan 3 (tiga) merk relai proteksi dan 3 (tiga) merk BCU yang menggunakan protokol IEC 61850.

ff. Penerapan standar SCADA (Teleinformasi Plan) dalam SOGI dan pemetaan (mapping) database di gateway harus mengikuti standardisasi Teleinformasi Data yang terbaru.

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

hh. Urutan terminasi pada panel interface (disconnection dan shorting) mengikuti urutan TeleInformasi Plan (TIP) yang diperlukan untuk bay.

5.4 Syarat Non Teknis SOGI a. Kontraktor atau vendor yang boleh mengikuti lelang SOGI ≥ 3 (lima) Gardu

Induk atau ≥ 1 (satu) Unit Pembangkit, harus melampirkan surat keterangan kepuasan pengguna SOGI dengan syarat yang sudah tersedia link komunikasi untuk semua kontrak minimal T - 4 telah berfungsi 100%, dan atau semua kontrak minimal T - 3 telah berfungsi 90%, dan atau semua kontrak minimal T - 2 telah berfungsi 70 %, dan atau semua kontrak minimal T - 1 telah berfungsi 30 % dan dengan mencantumkan merek / tipe SOGI yang terhubung dengan control center berfungsi baik dan pernyataan ini ditandatangani oleh manajer control center.

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

SPLN S3.001-3: 2012

9

Yang dimaksud SOGI berfungsi baik adalah tidak ada permasalahan yang sifatnya major seperti protokol komunikasi, time tag di HMI lokal, telesinyal, remote control, telemetering, telemetering dan relay proteksi.

b. Kalau terjadi perbedaan antara spesifikasi teknik, BOQ dan TPG maka PLN akan memutuskan yang terbaik.

c. Melampirkan surat keterangan kepuasan pengguna bahwa SOGI yang menggunakan protokol IEC 61850 telah diimplementasikan minimal 2 (dua) perusahaan listrik di luar negara pembuat aplikasi SOGI, yaitu: Amerika Serikat dan atau Kanada dan atau Jepang dan atau negara di Eropa Barat dan atau Singapura dan atau Australia dan atau Cina dan atau Korea Selatan.

d. Penawaran harga dari peserta lelang sudah termasuk biaya material (hardware, interfacing), lisensi software, instalasi, transportasi, FAT, SAT, training, migrasi, dismantling.

e. Rencana kerja dan syarat-syarat (RKS), spesifikasi teknik dan Bill of Quantity (BOQ) merupakan kesatuan yang tidak dapat dipisahkan.

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

g. Komponen inti remote station harus Original Equipment Manufacturer (OEM).

h. Vendor harus mempunyai minimal 3 (tiga) orang enjiner warga negara Indonesia yang mampu mengintegrasikan BCU dan IED proteksi didalam sistem SOGI (dibuktikan dengan demo, mampu mengintegrasikan BCU dan IED proteksi didalam sistem SOGI yang terdiri dari BCU, relay proteksi, server, gateway yang terhubung dengan control centre).

5.5 Lingkup Pekerjaan a. Sifat dari lingkup pekerjaan adalah proyek supply-erect, dan diserah terimakan

dalam keadaan berfungsi dengan baik dan sempurna.

b. Semua lisensi perangkat lunak yang merupakan original software diberikan dalam bentuk DVD yang dapat digunakan untuk re-install remote station termasuk semua jenis IED, diberikan atas nama PT PLN (Persero) dan dapat ditempatkan di mana saja di lingkungan PT PLN (Persero).

c. Batasan tanggung jawab pembangunan SOGI untuk GI baru adalah dari marshalling kios (aset PLN) sampai dengan MDF telekomunikasi (aset PLN).

SPLN S3.001-3: 2012

10

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

e. Menyediakan panel terminal interface (disconnection dan shorting) yang akan digunakan untuk pemeliharaan.

f. Batasan tanggung jawab power supply AC dan DC adalah dari panel ACDB dan DCDB yang disediakan oleh PT PLN (Persero).

g. Data operasi dan pemeliharaan disediakan secara lengkap disisi remote station, adapun mapping fungsi pemeliharaan atau fungsi operasi dilakukan di Control Center.

h. Mengimplementasikan teleinformasi plan fungsi pemeliharaan.

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

j. IED ditempatkan di bangunan gardu induk.

SPLN S3.001-3: 2012

11

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

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

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

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

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

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

q. Training.

r. Survei.

s. Approval.

t. Instalasi dan pemasangan label.

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

v. Factory Acceptance Test.

w. Site Acceptance Test.

x. Uji kinerja.

y. Dismantling.

z. Menyerahkan as built drawing dan Operation Maintenance Manual.

5.6 Standar lingkungan Semua remote station mengacu standar berikut ini:

Type Test Name 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%

SPLN S3.001-3: 2012

12

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

SPLN S3.001-3: 2012

13

5.7 Supply daya Supply daya yang dipilih adalah sesuai dengan tabel berikut dengan range (-15% s.d +10%)

Tabel 1. Supply daya untuk remote station

Pole Mounted

GH, GD Bay level Station level No. Peralatan

DC 24 V DC 48 V DC 110 V AC 220 V

1. Gateway √ √

2. Server √

3. HMI lokal √

4. RTU √ √

5. IED √ √

6. Meter Transaksi √

7. Digital Meter √ √

8. Switch √ √

GH = Gardu Hubung GD = Gardu Distribusi

SPLN S3.001-3: 2012

14

6 Remote Terminal Unit (RTU) 6.1 Konfigurasi RTU

Gambar 1. Konfigurasi Umum RTU

Pada konfigurasi ini, RTU terhubung langsung ke Control Center dan memiliki kemampuan untuk berkomunikasi dengan sub-RTU dan IED.RTU juga memiliki kemampuan untuk diakses melalui HMI lokal. RTU harus memiliki fungsi analog input (AI), digital input (DI), analog output (AO), dan digital output (DO) seperti pada gambar 1.

6.1.1 RTU untuk LBS pole mounted dan recloser pole mounted Konfigurasi RTU Pole Mounted yang digunakan untuk LBS dan recloser adalah sebagai berikut:

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

SPLN S3.001-3: 2012

15

6.1.2 Konfigurasi Remote Station untuk Gardu Hubung dan Gardu Distribusi

Konfigurasi RTU yang digunakan untuk gardu hubung (GH) dan gardu distribusi adalah sebagai berikut:

Gambar 3. Konfigurasi Remote Station menggunakan komunikasi Serial

Gambar 4. Konfigurasi Remote Station menggunakan komunikasi ethernet

6.2 Protokol Komunikasi 6.2.1 Gateway/RTU ke Control Center Urutan prioritas protokol yang digunakan antara gateway/RTU dengan Control Center mengacu pada SPLN S3.001: 2008 yaitu: a. IEC 60870-5-101 (Redundant); b. IEC 60870-5-104 (optional); c. DNP 3.0 serial dan/atau DNP 3.0 TCP/IP(optional).

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

SPLN S3.001-3: 2012

16

6.3 Persyaratan Umum RTU/Gateway untuk 20KV

NO Description Requirement 1 Rentang suhu : 0 s/d 70 °C (untuk outdoor)

0 s/d 55 °C (untuk indoor) 2 EMC : sesuai standar IEC 60870-2, IEC 60255,

IEC 60950, IEC 61000, EN5008222, dan CISPR

3 Kelembaban : 5 – 95 %

4 Anti korosif : Ya 5 Anti debu : Ya

Jumlah IED o Gardu Hubung : 24 o Gardu Distribusi : 4 o LBS Pole Mounted : 1

6

o Recloser Pole Mounted : 1 7 Prosesor : ≥ 16 bit 5 Power Supply

o Gardu Hubung : 48 VDC (-15% s.d +10%) o Gardu Distribusi : 48 VDC (-15% s.d +10%) o LBSPole Mounted : 24 VDC (-15% s.d +10%)

6

o RecloserPole Mounted : 24 VDC (-15% s.d +10%) 7 Jumlah I/O per IED : sesuai dengan SPLN terbaru

6.4 Spesifikasi Umum untuk IED 20kV No Description Requirement 1 Rack Standard : Flash Mount (khusus untuk Proteksi)

Wall Mount with Din Rail 2 Tampilan : Embedded LCD / LED 3 Key-Pad : Enable to change setting by key-pad 4 Indikasi/Annunciator : LED (kecuali IED I/O) 5 Technology : Numerical IED 6 Supply : 48 VDC (-15% s.d +10%) 7 Frequency : 50 Hz ± 5% 8 Licensed Software for setting & analysis : Included 9 Connection between relay to computer : Included 10 Default Setting & Programmable Logic

Controller : Enable

11 Communication Port to PC : built in 12 Test Plug : Included 13 Test Block : Included

6.5 Spesifikasi RTU untuk Pole Mounted 6.5.1 RTU untuk LBS pole mounted

NO Description Requirement 1 Name : ............................................. 2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Auxiliary supply Voltage : 24 VDC (-15% s.d +10%)

SPLN S3.001-3: 2012

17

4 DC Burden (trip condition) : ≤ 30 VA Digital Input Capasity : ≥ 8 Rated voltage range : 24 to 220 VDC Minimum voltage threshold : - 20% Maximum permitted voltage : + 20% Power consumpsion : < 0,2 Watt/input

5

Digital Output Live Contact : Normally Open Capasity : ≥ 4 Binary input / output Rated voltage : min 24V DC Contacts : min 5 A continuous

: min 30 A make and carry

6

: min 0.2 A, 24 VDC break ComunicationPort : − Serial Communication : RS232 / RS485

data rate (bps) : 9600 – 19200 port : 1 port

− Ethernet : 100 Base data rate : 100 Mbps port : 1 port

7

type port : ST / SC / MTRJ / LC / RJ45 Local Configuration Terminal Interface : RJ45 / RS485 / RS232

8

Database configuration : Upload and download 9 Protocol : IEC 60870-5-101 (wajib), IEC 60870-

5-104 (optional), DNP3.0 (optional)

6.5.2 IED Recloser Pole Mounted NO Description Requirement

1 Name : Over Current Relay & Ground Fault Relay 20 KV Pole Mounted

2 Manufacture/Type : ……………./……………… 3 Auxiliary supply Voltage : 24 VDC (-15% s.d +10%)

4 Models : Three phase Overcurrent, Single phase Ground Fault Voltage / Current AC Voltage (secondary) : Min. (48 - 60) V rms. phase-ground Connection : 1 phase, 2 wires Primary Nominal Voltage : Min (20 – 22) kV,

selectable VT matching AC Current (Secondary) : 1 A and 5A Connection : 3 phase, 4 wires Primary Nominal Current : Min. (10 – 400) A,

selectable CT matching Taps

5

Frequency : 50 Hz AC Burden 6 In = 1 A : 0.2 VA

SPLN S3.001-3: 2012

18

In = 5 A : 1.0 VA 7 DC Burden (trip condition) : ≤ 30 VA

Binary input / output and push button Rated voltage : ≥ 24 VDC Trip contacts : ≥ 5 A 24 VDC continuously ≥ 9 A make and carry, 1 sec ≥ 0.2 A, 24 VDC break Auxiliary contacts : ≥ 5 A 24 VDC continuously ≥ 9A make and carry, 1 sec ≥ 0.2 A, 24 VDC break Binary Input : ≥ 8 Binary Output Contact : ≥ 4

8

Push button : 2 (untuk Close dan Open), programmable Analog Input (AC) Capasity : 4 (3 arus, 1 tegangan) Rated current : 1A and 5A Rated voltage : 57 V

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

Measurement range current : ± 20% Accuracy : ± 0.5%

9

Sampling periode : 100 ms 9 Event records : ≥ 192 event records in ring buffer FIFO

Internal disturbance recorder : ≥ 4 analog signal ≥ 8 digital signal Trigger analogue signal : trip signal or analogue value change Trigger event signal : internal and external trigger Recording duration each fault : ≥ 4 oscillograph for each ≥ 2.0 second Sampling rate : ≥ 16 sample / cycle

10

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 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 0.05 – 1.0 * In (in 0.05 steps) High set Over Current : Min 1 – 8 * Is (in 0.5 steps)

11

Earth Fault : Min 1 – 4 * In (in 0.5 steps) Characteristic Over Current & Ground Fault

: Standard Inverse

Very Inverse Extremely Inverse Long Time Inverse

12

Definite Time TimeSettingRange Over Curret & Ground Fault

min 0.05 – 1 with 0.05 steps for IEC standard Inverse (TMS) : min 0.5 – 15 with step 0.5 for ANSI/IEEE standard

Definite Independent Time : min 0.04 – 30 s in 0.1 steps

13

High set delay : min 0.04 – 500 millisecond in 0.01 steps

SPLN S3.001-3: 2012

19

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

: ≥ 95 %

AutoRecloser : three phase Dead time TPAR : min 0.1 – 30 sec in 0.1 sec steps

15

Reclaim time : min 5 – 100 sec in 1 sec steps 16 Measurement : Enable

Minimum Feature Watch dog : Enable Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable Auto Reclose : Enable

17

MMI (Man Machine Interface) : Enable Comunication Port − Serial Communication : RS232 / RS485



18


19

Database configuration : Upload and download 20 Protocol : IEC 60870-5-101 (wajib), IEC 60870-5-104 (optional),

DNP3.0 (optional)

6.6 Spesifikasi untuk Gateway dan IED di GD dan GH 6.6.1 Gateway untuk GH dan GD

NO Description Requirement 1 Name : ............................................. 2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Prosesor : ≥ 16bit 4 Event buffer : ≥ 256 event records in ring buffer

FIFO Communication to SCADA / Control Center

: Dapat berkomunikasi dengan 1 Control Center

− Serial Communication : RS232 / RS485 data rate (bps) : 300 – 19200 port : 1 port

− Ethernet : 100 Base data rate : 100 Mbps port : 1 port type port : ST / SC / MTRJ / LC / RJ45

5

− Protocol Supported : IEC 60870-5-101 (wajib), IEC 60870-5-104 (optional), DNP3.0 (optional)

Communication to IED : − Serial Communication : RS485

data rate (bps) : 9600 – 19200 port : ≥ 2 port

6

− Ethernet : 100 Base

SPLN S3.001-3: 2012

20

data rate : 100 Mbps port : 1 port type port : ST / SC / MTRJ / LC / RJ45

Protocol Supported : IEC 61850, IEC 60870-5-101 (optional), IEC 60870-5-104 (optional), IEC 60870-5-104 (optional), DNP3.0 (optional)

Jumlah IED : Gardu Hubung : 24 IED

7

Gardu Distribusi : 4 IED 8 Jumlah I/O per IED : Sesuai dengan SPLN terbaru 9 Power Supply : 48 VDC (-15% s.d +10%)

6.6.2 Switch untuk GD dan GH

NO Description Requirement 1 Name : ............................................. 2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Technology : Fully manageable 4 Approval / Certificate : IEC 61850 dari KEMA 5 Management Interface : Web base HTML, Command Line

Interface, Telnet EthernetPort : − Type port : 100 Base

6

− Kapasitas port per-Switch : Minimal 8 port (disesuaikan) 7 Tipe port - Switch – IED ST / SC / MTRJ / LC - Switch – Server RJ45 - Switch – Switch ST / SC / MTRJ / LC

8 Power supply : 48 VDC (-15% s.d +10%) 9 Rack mountable : Yes

6.6.3 IED untuk GH dan GD 6.7.3.1 IED Kontrol dan Proteksi untuk GD dan GH IED Kontrol dan Proteksi yang terpasang di setiap kubikel, mempunyai fungsi :

a. Remote kontrol, telesinyal dan telemetering. b. Fungsi Proteksi (Over Current, Ground Fault, Thermal Overload) c. Dapat terhubung dengan gateway.

NO Description Requirement 1 Name : Over Current Relay & Ground Fault Relay dan Thermal

Relay 20 KV di GH dan GD 2 Manufacture/Type : ……………./……………… 3 Auxiliary supply Voltage : 48 VDC (-15% s.d +10%)

4 Models : Three phase Overcurrent, Single phase Ground Fault and Thermal Overload

Current AC Current (Secondary) : 1 A and 5A Connection : 3 phase, 4 wires

5

Primary Nominal Current : Min. (10 – 400) A, selectable CT matching Taps

SPLN S3.001-3: 2012

21

Frequency : 50 Hz AC Burden In = 1 A : 0.2 VA

6

In = 5 A : 1.0 VA 7 DC Burden (trip condition) : ≤ 30 VA

Binary input / output and push button Rated voltage : ≥ 48 VDC Trip contacts : ≥ 5 A 48 VDC continuously ≥ 9 A make and carry, 1 sec ≥ 0.2 A, 48 VDC break Auxiliary contacts : ≥ 5 A 48 VDC continuously ≥ 9A make and carry, 1 sec ≥ 0.2 A, 48 VDC break Binary Input : ≥ 8

8

Binary output Contact Push button

: :

≥ 4 2 (untuk Close dan Open), programmable

9 Event records : ≥ 48 event records in ring buffer FIFO Internal disturbance recorder : ≥ 4 analog signal ≥ 8 digital signal Trigger analogue signal : trip signal or analogue value change Trigger event signal : internal and external trigger Recording duration each fault : ≥ 4 oscillograph for each ≥ 2.0 second Sampling rate : ≥ 16 sample / cycle

10

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 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 0.05 – 1.0 * In (in 0.05 steps) High set Over Current : Min 1 – 8 * Is (in 0.5 steps)

11


: Standard Inverse

: Very Inverse : Extremely Inverse : Long Time Inverse

12

: Definite Time TimeSettingRange Over Curret & Ground Fault



13

High set delay : min 0.04 – 500 millisecond in 0.01 steps 14 Drop off to pick up ratio Over Curret &

Ground Fault : ≥ 95 %

SettingRange 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

15

Time constant : Min. 1 – 100 minute, with step 1

SPLN S3.001-3: 2012

22

16 Measurement : Enable Minimum Feature Watch dog : Enable Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable

17

MMI (Man Machine Interface) : Enable Comunication Port − Serial Communication : RS232 / RS485

data rate (bps) : 9600 – 19200

port : 1 port

− Ethernet : 100 Base

data rate : 100 Mbps

port : 1 port

18

type port : ST / SC / MTRJ / LC / RJ45

Local Configuration Terminal Interface : RJ45 / RS485 / RS232

19

Database configuration : Upload and download 20 Protocol : IEC61850, IEC 60870-5-103 (optional), IEC 60870-5-

104 (optional), DNP3.0 (optional)

6.7.3.2 IED Kontrol untuk GH dan GD. IED Kontrol yang terpasang di setiap kubikel, mempunyai fungsi :

a. Remote kontrol, telesinyal dan telemetering. b. Dapat dihubungkan dengan analog input (input arus, input tegangan dan

rationya dapat diset sesuai kebutuhan). c. Dapat terhubung dengan gateway.

NO Description Requirement 1 Name : ............................................. 2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Auxiliary supply Voltage : 48 VDC (-15% s.d +10%)

Current / Voltage AC Voltage (secondary) : Min. (48 – 60) V rms. phase-ground Connection : 1 phase, 2 wires Primary Nominal Voltage : Min. (20 – 22) kV,

selectable VT matching AC Current (secondary) : 1 A and 5A Connection : 3 phase, 4 wire Primary Nominal Current : Min. (10 – 400) A,


4

Frequency : 50 Hz AC Burden In = 1 A : ≤ 0.2 VA

5

In = 5 A : ≤ 1.0 VA 6 DC Burden (trip condition) : ≤ 30 Watt

Digital Input Capasity : ≥ 8

7

Rated voltage range : 24 to 220 VDC

SPLN S3.001-3: 2012

23

Minimum voltage threshold : - 20% Maximum permitted voltage : + 20% Power consumpsion : < 0,2 Watt/input Digital Output Live Contact : Normally Open Capasity : ≥ 4 Binary input / output Rated voltage : min 48 V DC Contacts : min 5 A continuous


8

: min 0.2 A, 48 VDC break Analog Input (AC) Capasity : ≥ 4 (3 arus, 1 tegangan) Rated current : 1 and 5A Rated voltage : 57 V


Measurement range current : ± 20% Accuracy : ± 0.5%

9

Sampling periode : 100 ms ComunicationPort : − Serial Communication : RS232 / RS485



10


11

Database configuration : Upload and download 12 Protocol : IEC61850, IEC 60870-5-101

(optional), IEC 60870-5-104 (optional), DNP3.0 (optional)

6.7.3.3 IED I/O untuk GH dan GD. IED I/O yang terpasang di setiap kubikel mempunyai fungsi :

a. Remote kontrol dan telesinyal. b. Dapat terhubung dengan gateway.

NO Description Requirement 1 Name : ............................................. 2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Auxiliary supply Voltage : 48 VDC (-15% s.d +10%) 4 DC Burden (trip condition) : ≤ 30 Watt

Digital Input Capasity : Sesuai kebutuhan SPLN terbaru Rated voltage range : 24 to 220 VDC Minimum voltage threshold : - 20% Maximum permitted voltage : + 20%

5

Power consumpsion : < 0,2 Watt/input

SPLN S3.001-3: 2012

24

Digital Output Live Contact : Normally Open Capasity : Sesuai kebutuhan SPLN terbaru Binary input / output Rated voltage : min 48 V DC Contacts : min 5 A continuous


6

: min 0.2 A, 48 VDC break ComunicationPort : − Serial Communication : RS232 / RS485



7


8

Database configuration : Upload and download 9 Protocol : IEC61850, IEC 60870-5-101

(optional), IEC 60870-5-104 (optional), DNP3.0 (optional)

6.7 Serial line adapter RTU harus dilengkapi dengan serial line adapter yang terdiri dari: a. Port RS232C, RS422, atau RS485 dengan baud rate 300 – 19.200 bps. b. Konektor DB9/DB25.

6.8 Ethernet adapter RTU harus dilengkapi dengan ethernet adapter yang terdiri dari: a. Ethernet interface 100 Mbps pada 100 Base.

6.9 Modul power supply Modul power supply pada RTU kapasitasnya 2 (dua) kali beban RTU.

6.10 Modul input output (I/O) RTU harus dilengkapi dengan modul I/O yaitu sebagai berikut: a. Digital input

- Dry contact - Wet contact - Tegangan input yang digunakan adalah :

• Tegangan 48 VDC antara 24 – 60 VDC • Tegangan 24 VDC antara 12 – 30 VDC

b. Digital output - Dry contact

c. Analog input Analog input memiliki resolusi sebesar 15 bit + 1 bit sign. Akurasi analog input adalah berupa kelas 0,25.

d. Analog output Analog output memiliki resolusi sebesar 11 bit + sign. Akurasi analog output adalah berupa kelas 0,25.

SPLN S3.001-3: 2012

25

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

Gambar 4. Telesignaling

6.12 Telemetering Analog value dikonversi oleh analog digital converter (ADC) menjadi nilai integer. Berikut adalah ilustrasi konversi nilai input 0 – 100% dengan menggunakan 15 bit plus 1 bit sign.

Gambar 5. Telemetering

6.13 Sinkronisasi waktu RTU dapat melakukan sinkronisasi waktu dengan cara sebagai berikut:

a. Sinkronisasi waktu melalui protokol komunikasi, dengan menggunakan waktu pada Control Center.

b. Sinkronisasi waktu melalui GPS yang terpasang pada remote station (optional).

SPLN S3.001-3: 2012

26

6.14 Perintah remote control Jenis perintah remote control sebagai berikut:

a. Single command output b. Double command output

Perintah acknowledge dari RTU ke control center dapat dilakukan dalam waktu maksimal1,5 detik. Jika dideteksi terdapat error, maka perintah remote control akan dibatalkan.

6.15 Informasi status dan diagnostik RTU harus dapat melaporkan status dan kondisi error yang terjadi kepada control center melalui system event. Informasi ini dapat melalui system message pada RTU dan secara fisik ditampilkan secara visual.

6.16 Konfigurator RTU Aplikasi konfigurator yang diperlukan adalah sebagai berikut:

a. User interface; b. Konfigurasi dan verifikasi database; c. Download dan upload; d. Diagnostik.

6.17 Perangkat lunak 6.17.1 Fungsi aplikasi Fungsi aplikasi yang tersedia di RTU adalah :

a. Fungsi remote kontrol; b. Fungsi telesinyal; c. Fungsi telemetering; d. Fungsi analag output; e. Fungsi tap changer; f. Process archive; g. Load archive; h. Diagnostik secara real time; i. Monitoring data real time.

SPLN S3.001-3: 2012

27

7 Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI) 7.1 Implementasi SOGI 7.1.1 Gardu Induk Baru Implementasi SOGI pada GI baru adalah full otomasi, batasan pekerjaannya yaitu dari marshalling kios sampai dengan panel MDF telekomunikasi.

7.1.2 Penambahan Bay Baru dan migrasi RTU Implementasi SOGI pada Bay baru melalui tahapan sebagai berikut : a. Membongkar RTU eksisting yang terdiri dari panel RTU, panel relay auxiliary,

panel transduser, panel interface kabel dibongkar. b. Memasang baru panel terminal interface kabel dan IED I/O. c. Bay baru full otomasi, batasan pekerjaannya yaitu dari marshalling kios sampai

dengan MDF telekomunikasi.

Master Station

RTU

Panel kontrol dan proteksi konvensional

Panel MDF, Panel Auxilliary Relay, Panel

Transducer

Gateway

IED I/O

Local HMIServer

IEC 60870-5-101

IEC 61850

IEC 61850

7.2 Protokol Komunikasi 7.2.1 Gateway ke Control Center

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

7.2.2 Gateway ke IED a. IEC 61850

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

b. DNP3 (optional)

SPLN S3.001-3: 2012

28

c. IEC 60870-5-104 (optional)

d. IEC 60870-5-101 (optional)

e. IEC 60870-5-103 (optional)

f. Modbus (optional untuk peralatan pendukung)

7.3 Standar Sistem Otomasi Gardu Induk a. IEC 61850

b. IEC 61131-3

7.4 Perbandingan Mapping Data RTU dengan SOGI

Gambar 6 Perbandingan Mapping Data RTU dan SOGI

SPLN S3.001-3: 2012

29

7.5 Arsitektur SOGI 7.5.1 Arsitektur Hardware Berikut adalah konfigurasi umum dari Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI). Fungsi gateway dan fungsi server bisa digabung ke dalam satu perangkat keras server dan bisa juga terpisah ke dalam dua perangkat keras yang berbeda (ada server dan ada gateway).

Gambar 7. Konfigurasi SOGI

SPLN S3.001-3: 2012

30

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

Gateway

Server 1 Server 2

Switch

Switch

Switch LAN IEC 61850

Ethernet 100 Mbps Fiber Optic Single Ring

Gambar 6. Arsitektur Station Level Opsi 1

SPLN S3.001-3: 2012

31

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

Gateway

Server 1 Server 2

Switch

Switch

Switch

LAN IEC 61850 Ethernet 100 Mbps Fiber Optic Single Ring

Gambar 7. Arsitektur Station Level Opsi 2

7.6 Bay Level 7.6.1 Bay Level untuk 150 kV double busbar Jumlah IED berdasarkan tipikal bay lengkap yang ada pada Gardu Induk :

a. Per tipikal bay line : 3 IED ( BCU, MPU, BPU) b. Per tipikal bay trafo: 5 IED ( BCU, MPU, BPU-1,BPU-2 termasuk fungsi proteksi dan

kontrol sisi Incoming 20kV, AVR) c. Per tipikal bay capacitor: 3 IED ( BCU, BPU-1, BPU-2) d. Per tipikal bay generator: 1 IED ( IED I/O), RTU LFC/AGC e. Per tipikal bay bus coupler: 2 IED ( BCU, BPU) f. Per tipikal busbar: 1 set IED (IED Buspro) g. Common System : 1 IED I/O.

SPLN S3.001-3: 2012

32

Contoh kebutuhan jumlah IED dengan konfigurasi single line diagram terdiri dari bay line, trafo dan bus coupler bisa dilihat pada gambar 8. Apabila konfigurasi single line diagram terdapat bay kapasitor atau bay generator bisa melihat jumlah IED yang telah dijelaskan di atas.

Gambar 8. Contoh Arsitektur Bay Level untuk 150 KV double busbar

7.6.2 Bay Level untuk 150 kV one-half breaker Jumlah IED berdasarkan tipikal bay lengkap yang ada pada Gardu Induk :

a. 1 CB = 1 IED BCU b. Per tipikal Bay Line : 2 IED (MPU, BPU) termasuk AR untuk 2 CB c. Per tipikal Bay Trafo: 3 IED (MPU, BPU-1,BPU-2 termasuk fungsi proteksi dan kontrol

sisi Incoming 20kV) dan 1 IED AVR d. Per tipikal Bay Capacitor: 2 IED (BPU-1, BPU-2) e. Per tipikal Generator: 1 IED I/O, RTU LFC/AGC f. Per tipikal busbar: 2 set IED (IED Buspro Bus A dan IED Buspro Bus B) g. Per tipikal diameter : 1 CB menggunakan 1 IED (IED CBF/SZP) h. Common System : 1 IED I/O.

SPLN S3.001-3: 2012

33

Contoh kebutuhan jumlah IED dengan konfigurasi single line diagram terdiri dari bay line, diameter, trafo dan bus bar bisa dilihat pada gambar 9. Apabila konfigurasi single line diagram terdapat bay kapasitor atau bay generator bisa melihat jumlah IED yang telah dijelaskan di atas.

Gambar 9. Arsitektur Bay Level untuk 150 KV one-half breaker

SPLN S3.001-3: 2012

34

7.6.3 Bay level untuk 500 kV dan 275 kV one-half breaker Jumlah IED berdasarkan tipikal bay lengkap yang ada pada Gardu Induk ::

a. 1 CB = 1 IED BCU b. Per tipikal Bay Line : 2 IED ( MPU-1, MPU-2) termasuk AR untuk 2 CB c. Per tipikal Bay Trafo: 5 IED ( MPU-1, MPU-2, BPU-1, BPU-2, BPU-3), 1 IED BCU sisi

150 kV dan 1 IED AVR (untuk 3 bank) d. Per tipikal Bay Reactor: 2 IED ( MPU-1, BPU-1), 1 IED BCU e. Per tipikal Generator: 1 IED I/O, RTU LFC/AGC f. Per tipikal Busbar: 4 set IED (IED Buspro Bus A Main 1, IED Buspro Bus A Main 2,

IED Buspro Bus B Main 1, IED Buspro Bus B Main 2 ) g. Per tipikal Diameter : 1 T-Zone menggunakan 2 IED (IED CCP-1 dan IED CCP-2) dan

1 CB menggunakan 1 IED (IED CBF/SZP) h. Common System : 1 IED I/O. Contoh kebutuhan jumlah IED dengan konfigurasi single line diagram terdiri dari bay line, diameter, trafo dan bus bar bisa dilihat pada gambar 10. Apabila konfigurasi single line diagram terdapat bay kapasitor atau bay generator bisa melihat jumlah IED yang telah dijelaskan di atas.

SPLN S3.001-3: 2012

35

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

SPLN S3.001-3: 2012

36

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

Gambar 11. Arsitektur Bay Transformer

SPLN S3.001-3: 2012

37

7.6.5 Bay level untuk 20 kV Jumlah IED berdasarkan tipikal bay lengkap yang ada pada Gardu Induk :

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

SPLN S3.001-3: 2012

38

Gateway

Server 1 Server 2

Switch Switch

Switch

Printer laser

Control Center

Substation Level

No

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

PERALATAN

Server

Local HMI

Monitor Display

Colour Laser Printer

Active Speaker

Gateway

Master Clock

Modem

Ethernet Switch

IED

Local Area Network

Koneksi Ethernet Switch dengan IED

JUMLAH

2

2

2

1

2

1

2

1

1 set

1 set

KETERANGAN

Main & Backup

Enjiner & Operator

Alarm

Single ring FO multi mode

RINGKASAN SISTEM

Koneksi Ethernet Switch dengan switch13 1 set FO

LAN IEC 61850 Ethernet 100 Mbps Fiber Optic Single Ring

Lokal HMI& Workstation

Lokal HMI& Workstation

Out Going

IEDKontrol & Proteksi

In Coming


Out Going


IEC 870-5-101

Gambar 12. Arsitektur bay level untuk 20 kV

SPLN S3.001-3: 2012

39

7.7 Migrasi RTU 7.7.1 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 Switch

Gambar 13. Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting

SPLN S3.001-3: 2012

40

7.7.2 Diameter Baru, pembangkit baru dan mengganti RTU eksisting

Gateway

Server 1 Server 2

SwitchSwitch

BCU A

BCU AB

BCU B

DiameterRTU

Analog Output untuk LFCIED I/O

Mengganti RTU eksisting

Switch Switch

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

7.8 Arsitektur Software Sistem Otomasi Gardu Induk 7.8.1 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 12 karakter yang dapat dikelompokkan menjadi:

A B C D E1 4 2 4 1

Karakter A : Kode level tegangan terdiri dari 1 karakter.

SPLN S3.001-3: 2012

41

Tegangan (KV) Range IEC

Tegangan Rendah (TR) < 1 kV N Tegangan Menengah (TM) 1 sampai < 6 kV M Tegangan Menengah (TM) 6 sampai < 10 kV L Tegangan Menengah (TM) 10 sampai < 20 kV K Tegangan Menengah (TM) 20 sampai < 30 kV J Tegangan Menengah (TM) 30 sampai < 45 kV H Tegangan Tinggi (TT) 45 sampai < 60 kV G Tegangan Tinggi (TT) 60 sampai < 110 kV F Tegangan Tinggi (TT) 110 sampai < 220 kV E Tegangan Ekstra Tinggi (TET) 220 sampai < 380 kV D Tegangan Ekstra Tinggi (TET) 380 sampai ≤ 420 kV C Tegangan Ekstra Tinggi (TET) > 420 kV B

Karakter B : Nama bay terdiri dari maksimal 4 karakter.

Peralatan di Gardu Induk Format Penulisan Common COMN IBT IBT Trafo TRFO Busbar BBAR Bus Coupler BCPL Bus Section BSEC Cable Feeder CABF OHL Feeder OHLF Diameter DIAM Capasitor CAPS Reactor REAC Generator GENE Gen Transf GENT Blok BLOK Incoming 20kV INCO Outgoing 20kV OUTG Trafo PS SST

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

Karakter D : Device terdiri atas maksimal 4 karakter.

Jenis Peralatan Mnemonic Bay Control Unit BCU IED I/O IO AVR AVR

SPLN S3.001-3: 2012

42

KWH Meter KWH RTU untuk LFC LFC IED Meter MTR Distance Relay PDIS Line Current Differential PLDF Transformer Differential Relay & Restricted Earth Fault

PTDF

Over Current Relay, Ground Fault, Thermal Relay PTOC Circulating Current Protection PCCP Busbar Protection Relay PBDF Circuit Breaker Failure/Short Zone (CB AB) PCBF Three Phase Under/Over Voltage Relay PUOV Frequency Relay PUOF Standby Earth Fault PSEF Unbalance Relay PPBR Server SERV HMI HMI Printer PRNT GPS GPS Router ROUT Gateway GWAY Switch SWTC Configurator CFG

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:

B DIAM 01 BCU 2

B Tegangan 500 kV DIAM Nama bay Diameter 01 Urutan bay Diameter BCU Bay Control Unit 2 Urutan IED untuk BCU AB

Contoh 2:

E OHLF 02 PDIS 1

SPLN S3.001-3: 2012

43

E Tegangan 150 kV OHLF Nama bay OHL Feeder 02 Urutan bay OHL nomor 2 PDIS Distance Relay (MPU) 1 Urutan IED

Contoh 3:

J OUTG 05 PTOC 1

J Tegangan 20 kV OUTG Nama bay Outgoing 20kV 05 Urutan bay Outgoing 20kV nomor 5 PTOC Over Current Relay, Ground Fault Relay 1 Urutan IED

7.8.2 IP Address Pengalamatan IP Address untuk setiap peralatan di SOGI harus unik dengan struktur tertentu yang akan dijelaskan di bawah ini.

Penggunaan IP Address untuk setiap peralatan dalam satu SOGI memakai Class B dengan subnet mask 255.255.0.0 dan untuk pengelompokan IP Address sebagai berikut :

A B C D IP Address A1 A2 A3 B1 B2 B3 C1 C2 C3 D1 D2 D3

A. Lokasi Control Center

Control Center Keterangan A1 A2 A3 0 - 255

x 0 x Jawa 00 - 09

x 1 x Bali 10 - 19

x 2 x Sumatera 20 - 29

x 3 x Kalimantan 30 - 39

x 4 x Sulawesi 40 - 49

x 5 x NTB 50 - 59

x 6 x NTT 60 - 69

x 7 x Maluku 70 - 79

x 8 x Papua 80 - 89

B. Nomor urut Gardu Induk

SPLN S3.001-3: 2012

44

Gardu Induk Keterangan B1 B2 B3 0 - 255

x x x Nomor GI

0 - 255

C. Level dan nomor urut bay

Level Nomor urut bay Keterangan

C1 C2 C3 0 - 255

0 x x Bay Level Transmisi

000 - 099

1 x x Bay Level Distribusi

100 - 199

2 x x Station Level 200 - 255

SPLN S3.001-3: 2012

45

D. Jenis dan nomor urut IED

Jenis

Peralatan Number Keterangan

D1 D2 D3 0 - 255

0 0 x Bay Control Unit 000 - 009

0 1 x IED I/O 010 - 019

0 2 x AVR 020 - 029

0 3 x KWH Meter 030 - 039

0 4 x RTU untuk LFC 040 - 049

0 5 x IED Meter 050 - 059

0 6 x Distance Relay 060 - 069

0 7 x Line Current Differential 070 - 079

0 8 x Transformer Differential Relay & Restricted Earth Fault

080 - 089

0 9 x Over Current Relay, Ground Fault, Thermal Relay

090 - 099

1 0 x Circulating Current Protection 100 - 109

1 1 x Busbar Protection Relay 110 - 119

1 2 x Circuit Breaker Failure/Short Zone (CB AB) 120 - 129

1 3 x Three Phase Under/Over Voltage Relay 130 - 139

1 4 x Frequency Relay 140 - 149

1 5 x Standby Earth Fault 150 - 159

1 6 x Unbalance Relay 160 - 169

1 7 x 1 8 x 1 9 x

Switch 170 - 199

2 0 x Server 200 - 209

2 1 x HMI + Printer 210 - 219

2 2 x Gateway 220 - 229

2 3 x Router 230 - 255

2 4 x GPS 240 - 249

2 5 x Configurator 250 - 255

SPLN S3.001-3: 2012

46

7.9 Penempatan peralatan Peralatan SOGI ditempatkan dengan ketentuan sebagai berikut:

a. Apabila penambahan bay baru untuk penempatan IED di ruang gardu induk tidak mencukupi, maka IED untuk bay baru diijinkan untuk diletakkan di kontainer yang lokasinya di swich yard. Setiap kontainer merupakan perkalian 2 (dua) bay untuk sistem double busbar atau 1 (satu) diameter dan 2 (dua) bay untuk sistem one-half breaker hal ini untuk memudahkan operasional.

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

c. 1 (satu) panel CBF untuk 3 diameter.

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

e. VDU, keyboard, mouse dan printer ditempatkan di meja operator.

7.10 Level Otomasi GI 7.10.1 Bay Level a. Bay 500 kV : 1 IED BCU untuk setiap CB, sedangkan untuk merk dan hardware IED

MPU 1 dan IED MPU 2 harus berbeda jenis proteksi atau jika jenisnya sama harus menggunakan algoritma pengukuran yang berbeda atau manufaktur yang berbeda (sesuai dengan SPLN T5.002-2:2010).

b. Bay 150 kV : 1 IED BCU untuk setiap CB, untuk IED MPU, IED BPU terpisah secara hardware

c. Setiap bay dilengkapi dengan switch lokal/remote untuk enable atau disable secara software atau hardware untuk fungsi remote control atau untuk kebutuhan pemeliharaan.

d. Setiap IED mempunyai port komunikasi yang terpisah untuk konfigurasi database.

e. Rangkaian trip dari IED proteksi sampai ke trip coil di CB, dimonitor oleh fungsi Trip Circuit Supervision (TCS), apabila terjadi gangguan akan mengirim alarm.

f. TCS adalah relay independent (relay elektromekanik) yang terpisah dari IED dan akan memberikan alarm berupa dry contact yang akan dihubungkan ke IED BCU.

g. Setiap bay harus dapat dioperasikan secara manual dari masing-masing IED BCU apabila station level terganggu.

h. Jika terjadi gangguan pada IED manapun yang disebabkan adanya kegagalan catu daya 110 VDC atau ketidaknormalan / kerusakan IED, maka IED tidak mengeluarkan perintah pada rangkaian proses tetapi harus memberikan alarm.

i. Sistem interlock oleh software diterapkan pada BCU dan sesuai Standard Operation Procedure (SOP) gardu induk secara umum.

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, directional earth fault relay) dan IED BCU harus tersedia fasilitas indikasi VT-failure.

SPLN S3.001-3: 2012

47

m. IED dapat diintegrasikan secara langsung ke panel Gas Insulated Substation (GIS) atau medium voltage yang berada dalam ruangan.

n. IED BCU mempunyai switch lokal/remote untuk interlock mengontrol bay.

o. IED BCU mempunyai embedded LCD/LED untuk menampilkan minimal topologi bay, arus dan tegangan, daya aktif dan reaktif. Dapat melakukan remote control bay (CB) termasuk manual synchrocheck dan by-pass interlock.

p. Komunikasi IED dengan switch menggunakan konfigurasi point to multi point.

q. Integrasi dari primary equipment ke IED melalui marshaling kiosk dan terminal interface.

r. Primary equipment terhubung dengan marshalling kios yang terletak di switchyard. s. Terminal Interface dan IED terletak gedung/kontainer dengan kubikal ukuran yang

sama. t. Untuk pengendalian peralatan gardu induk pada tiap bay terdapat

tiga pilihan dimana setiap pemilihannya memiliki kelebihan dan kekurangan (keandalan, keamanan, biaya investasi dan waktu pekerjaan) yang bisa dipertimbangkan oleh masing-masing pengguna. Pemilihan fungsi kendali menggunakan kombinasi BCU dan Bay Control Mimic (BCM) menggunakan tiga pilihan seperti di bawah ini. 1. Pilihan pertama, fungsi pengendalian dilakukan oleh BCU saja. 2. Pilihan kedua, fungsi pengendalian redundan dilakukan oleh BCU dan

BCM dimana fungsi interlock dan synchronizing dilakukan oleh BCU. 3. Pilihan ketiga, fungsi pengendalian redundan dilakukan oleh BCU dan

BCM dimana fungsi interlock dan synchronizing terpisah antara BCU dengan BCM.

Contoh penempatan BCM bisa dilihat pada gambar di bawah ini:

SPLN S3.001-3: 2012

48

Gambar 15. Contoh penempatan BCM pada panel.

7.10.2 Spesifikasi Umum untuk IED (BCU, Proteksi, I/O, Meter) No Description Requirement 1 Rack Standard : 19“ 2 Tampilan : Embedded LCD / LED (kecuali IED

I/O) 3 Key-Pad : Enable to change setting by key-pad4 Indikasi/Annunciator : LED (kecuali IED I/O) 5 Technology : Numerical IED 6 Power 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

7.10.3 Local Area Network 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 setiap panel dipasang 1 switch. d. Ethernet switch untuk sistem 500 kV setiap panel dipasang 1 switch.

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

a. HMI − Mempunyai minimal dua workstation untuk operator 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 SOGI − Format tampilan :

• System overview • Overall single line diagram • Bay single line diagram • AC and DC distribution system

SPLN S3.001-3: 2012

49

• 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 HMI Lokal. − Perubahan database, setting IED dapat dilakukan dari Laptop Engineer. − 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.

7.11 Identifikasi dan Tools 7.11.1 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.

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

7.11.3 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.

7.12 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

SPLN S3.001-3: 2012

50

7.13 Hierarki kontrol

Gambar 16. Hirarki Kontrol

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

− Local bay hanya dapat dioperasikan dari Bay Control Unit − Remote bay hanya dapat dioperasikan dari HMI Lokal

c. HMI Lokal − Local Substation hanya dapat dioperasikan dari HMI Lokal − Remote Substation hanya dapat dioperasikan dari ControlCenter

d. ControlCenter

7.13.1 Penjelasan Sistem Kontrol a. Local Remote General Gardu Induk hanya dapat dioperasikan melalui HMI Lokal.

Posisi terakhir tidak boleh berubah apabila HMI Lokal padam / rusak. b. BCU mempunyai fasilitas Lokal Remote secara software (HMI Lokal) dan/atau

hardware (BCU). c. Semua status, alarm dan pengukuran dikirim ke HMI Lokal dan Control Center sesuai

standardisasi SCADA, walaupun dalam posisi lokal.

SPLN S3.001-3: 2012

51

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

7.15 Kinerja a. Kapasitas server minimal 10.000 I/O. b. Kapasitas Otomasi GI minimal 96 IED. c. Kapasitas switch 48 buah, 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 HMI lokal sampai ke dummy untuk kebutuhan tes lokal: a. Urutan kejadian memiliki resolusi maksimal 1 detik. b. Pengambilan status telemetering maksimal 2 detik. c. Kontrol maksimal 2 detik.

Batasan pengujian HMI dispatcher sampai dengan dummy, 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.

7.16 Interface 7.16.1 Proses Interface Otomasi GI langsung terhubung ke primary equipment (CT dan PT).Interface dengan pengukuran digital seperti posisi tap trafo dilakukan dengan Binary Code Decimal (BCD) atau Gray Code.

7.16.2 Interface Komunikasi Komunikasi server / gateway dengan Control Center menggunakan protocol IEC 60870-5-101 atau IEC 60870-5-104 (option), atau DNP3 (option).

Komunikasi IED dengan, 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.

7.16.3 Human Machine Interface Human Machine Interface untuk:

a. Bay level. BCU dapat menampilkan single line diagram dari bay yang bersangkutan. Setiap IED memungkinkan untuk koneksi dengan PC/laptop untuk membantu selama komisioning dan pemeliharaan.

SPLN S3.001-3: 2012

52

b. Station level. Workstation untuk single line diagram, kontrol lokal dan alarm.Server untuk menejemen SOGI, penyimpanan data, analisa rekaman gangguan dan lain-lain.

c. Control Center.

7.16.4 Engineering Interface Engineering tool menyediakan interface Extra Markup Language (XML) untuk pertukaran data I/O.

7.17 Fungsi SCADA Fungsi utama SCADA adalah sebagai berikut:

7.17.1 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.

7.17.2 Digital input 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 ControlCenter). 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

SPLN S3.001-3: 2012

53

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.

7.17.3 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).

7.17.4 Analog input Akurasi masukan analog minimal 99,75%, 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 ).

7.17.5 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.

7.17.6 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.

7.17.7 Sinkronisasi Waktu Setiap clock internal IED harus disinkronisasi dengan GPS di Control Center melalui server dan atau gateway, apabila SOGI tidak terhubung dengan Control Center maka sinkronisasi melalui GPS yang terpasang di SOGI.

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

7.17.9 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 250Ω.

SPLN S3.001-3: 2012

54

7.17.10 Perintah Load Frequency Control (LFC) Untuk GI pembangkit yang ikut berpartisipasi dalam program LFC harus memiliki kemampuan untuk mengakses LFC dari ControlCenter 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. 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).

7.17.11 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.

7.18 Fungsi Komunikasi 7.18.1 Interface Komunikasi a. IED ke Server. b. Gateway ke ControlCenter.

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

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

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

7.18.4 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.

7.18.5 Switch Over Link Komunikasi Gateway harus dapat pindah link (switch over link) secara otomatis bila terjadi gangguan pada salah satu link komunikasi serial IEC 60870-5-101 dan tidak ada data yang hilang. Permintaan link data Gateway dapat diinisiasi oleh Control Center.

7.19 Fungsi Human Machine Interface 7.19.1 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.

SPLN S3.001-3: 2012

55

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

7.19.3 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.

7.19.4 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 dan station unit.

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 Local Port IED. c. Download dan upload database IED dari HMI. d. Backup database IED dan server.

7.19.5 Status IED Server akan menerima reporting secara real time dari IED.

SPLN S3.001-3: 2012

56

7.19.6 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 .

7.19.7 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.

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

7.19.9 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 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.

7.19.10 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 khusus untuk SOGI.

Alarm ditampilkan lewat HMI menggunakan tampilan window khusus:

a. Kronologis alarm.

SPLN S3.001-3: 2012

57

b. N alarm terakhir dengan warna berbeda sebelum di acknowledge. c. Single Line Diagram akan menampilkan keadaan real time, status alarm untuk setiap

peralatan. d. Setiap alarm, annunsiator dapat direset dari HMI dan alarm tersebut akan hilang

apabila kondisi normal.

7.19.11 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.

7.19.12 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.

7.20 Otomasi 7.20.1 System interlock bay System Interlocking terbagi menjadi dua:

a. Interlocking Hardware : Diterapkan disisi switchyard (GIS atau AIS), dan di MK tidak ada local remote control.

b. Interlocking Software Diterapkan di BCU.

SPLN S3.001-3: 2012

58

Gambar 17. Hirarki Interlocking Full SOGI

Gambar 18. Hirarki Interlocking Migrasi RTU Ke IED I/O

SPLN S3.001-3: 2012

59

7.20.2 Automatic Voltage Regulation Fungsi Automatic Voltage Regulation (AVR) digunakan untuk mengatur tegangan transformator melalui OLTC.

Posisi tap bisa dimonitor dari IED maupun HMI lokal.

IED memiliki akses untuk pengaturan tegangan secara manual atau otomatis.

7.20.3 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)

7.21 Spesifikasi Station Level 7.21.1 Gateway

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

Communication to Control Center : Dapat berkomunikasi dengan 2 Control Centre

− Serial Communication : RS232 / RS485 data rate (bps) : 300 – 19200 port : 4 port (2 redundant)


3

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

Communication to Substation Automation System (SAS)

:

Protocol Supported : IEC 61850

4

5 Power Supply : 220 VAC ±10%, 6 Catatan :Gateway terhubung langsung ke

switch LAN atau terintegrasi di server atau terhubung langsung ke server

7.21.2 Server NO Description Requirement

1 Name : ............................................. 2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Class : Industrial server

Hardware Processor : 4 Core, 2 GHz (sesuai dengan

teknologi terakhir) Jumlah processor terpasang : 2

4

: 5 Operating System : Linux / UNIX / Windows

SPLN S3.001-3: 2012

60

6 RAM : : ≥ 8 GB Hard Disk : - Kecepatan : ≥ 7200 rpm - Kapasitas Terpasang : 1000 GB

7

: 8 Optical Drive : DVD ± R/RW 9 Graphic Adapter 128 MB : 1 port

Communication Port : 100 Base : 2 Serial port : 1

10

USB Port : 2 11 Power Supply : 220 ±10%, VAC (Double) 12 Fan pendingin : Redundant 13 Rackmountable : Yes

Software GUI for Maintenance : Yes Control Sequences : Data logging : 7 hari Historical recording and archiving : 93 hari Alarm management : yes Remote Configuration : yes

14

Kapasitas Kapasitas input/output : 10.000 Kapasitas komunikasi dengan IED : 96

15

Performance Digital input change of state : 500 ms Alarm acknoledgment : 1s Analog input change of value : 1s Control initiation : 750ms Digital input 1000 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

16

17 Protocol : : IEC 61850

7.21.3 Workstation NO Description Requirement

1 Name : 2 Manufacture/Type : 3 Class : Workstation

Hardware : Processor : 4 Core, 3 GHz (sesuai dengan

teknologi terakhir)

4

Jumlah processor terpasang : 1 5 Operating System : Linux / UNIX / Windows

SPLN S3.001-3: 2012

61

6 RAM : : ≥ 8 GB Hard Disk : - Kecepatan : ≥ 7200 rpm

7

- Kapasitas Terpasang : : ≥ 500 GB 8 Optical Drive : DVD ± R/RW 9 Graphic Adapter 256 MB : 2 port

CommunicationPort : : 100 Base : 2 Serial port : 1

10

USBPort : ≥ 2 11 Power Supply : 220 ± 10% VAC 12 Fan pendingin : Single 13 Casing : Tower / Rack Mount

Software : GUI : Yes

14

License : Yes 15 Protocol : : IEC 61850

7.21.4 Switch NO Description Requirement

1 Name : ............................................. 2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Technology : Fully managable 4 Approval / Certificate : IEC 61850 dari KEMA 5 Management Interface : Web base HTML, Command Line

Interface, Telnet EthernetPort : − Type port : 100 Base

6

− Kapasitas port per-Switch : Minimal 8 port (disesuaikan) 7 Tipe port - Switch – IED ST / SC / MTRJ / LC - Switch – Server RJ45 - Switch – Switch ST / SC / MTRJ / LC

8 Power supply : 110 VDC (-15% s.d +10%) 9 Rack mountable : yes

SPLN S3.001-3: 2012

62

7.22 Spesifikasi IED Control 7.22.1 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 menampilkan besaran V, I, P, Q, S, F, Cos Ф (power faktor) g. Mempunyai alarm batasan ukur.

NO Description Requirement

1 Name : ............................................. 2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Auxiliary supply Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

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,


4


5

In = 5 A : ≤ 1.0 VA 6 DC Burden (trip condition) : ≤ 50 VA

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

7

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

8

: min 0.2 A, 110 VDC break Analog Input (AC) Kapasitas : 7 input (3 arus, 4 tegangan) Rated current : 1 and 5A Rated voltage : 100 / 120 V

9


SPLN S3.001-3: 2012

63

Measurement range current : ± 20% Accuracy : ± 0.5% Sampling periode : 100 ms Analog Input (DC) Kapasitas : 2

10

Rated Input : 4-20 mA 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

12

LL/DB and DL/LB : Enable 13 ComunicationPort : ST / SC / MTRJ / LC


14

Database configuration : Upload dan download 15 Protocol : IEC61850

7.22.2 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. Remote kontrol, 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.


1 Name : ............................................. 2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Auxiliary supply Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

Analog input DC mA : 4 – 20 mA

4

: 5 DC Burden : ≤ 50 VA

Digital Input Rated voltage range : 24 to 220 VDC Minimum voltage threshold : - 20% Maximum permitted voltage : + 20%

6

Power consumpsion : < 0,2 Watt/input Digital Output Live Contact : Normally Open Binary input / output Rated voltage : min 125 V DC Contacts : min 5 A continuous


7

: min 0.2 A, 110 VDC break 8 ComunicationPort : ST / SC / MTRJ / LC


9


SPLN S3.001-3: 2012

64

7.22.3 Remote Terminal Unit untuk LFC NO Description Requirement

1 Name : ............................................. 2 Manufacture/Type : …………../…………………..

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

4 CPU : 32 bit RAM : 32Mbyte Analog input DC mA : 4 – 20 mA

5

6 DC Burden : ≤ 50 VA 7 Analog output (DC)

DC mA : 4-20 mA Digital Input

8

Rated voltage range : 24/48/110 VDC Minimum voltage threshold : - 20% Maximum permitted voltage : + 20%

Power consumpsion : < 0,2 Watt/input Digital Output Live Contact : Normally Open Binary input / output Rated voltage : min 110 V DC Contacts : min 5 A continuous


9

: min 0.2 A, 110 VDC break 10 ComunicationPort : ST / SC / MTRJ / LC /RS232 / RS485


11

Database configuration : Upload dan download 12 Protocol : IEC60870-5-101, IEC60870-5-104

(option)

7.22.4 Automatic Voltage Regulator (AVR) NO Description Requirement

1 Name : Automatic Voltage Regulator 2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Auxiliary supply Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

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 VDC ( -15% ; +10% ) - Digital Input :

Kapasitas : 8

4

Rated voltage range : 110 VDC Burden - Current circuits ( In ) : ≤ 0.2 VA (1 A)

≤ 1.0 VA (5 A) - Reference voltage ( Vn ) : 100 V or 110 V

5

- Auxiliary volatge : ≤ 50 VA Control function setting ranges Setting SettingRange Step size − Regulated Voltage Vs : 90% - 120% of Vn 0,1 %

6

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

SPLN S3.001-3: 2012

65

− 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 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 : SettingRange Step size Initial time (definite) tINIT 0 - 20 secs 0 - 20 secs

7

: 20 - 300 secs 10 secs Supervision function settings Setting SettingRange 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

8

Transformers Ratios CT ratios : 9999 : 1 Default = 1:1 VT ratios : 9999 : 1 Default = 1:1

9

: 10 Measurement : Enable 11 Maintenance : Free : no need to have components

which require maintenance or replacement during life of the device

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

12

Immunity (IEC 61000-4-8) needs to be 1000A/m

13 Bandwidth settings : setting 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 : SOGI : BCD Migrasi RTU ke SOGI : 4 - 20 mA atau BCD atau dual/binary atau resistance contact series (potentiometer) atau gray code

Temperature storage : 70 Celcius to -30 Celcius

16

operation : 55 Celcius to -25 Celcius 17 ComunicationPort : ST / SC / MTRJ / LC 18 Local Configuration Terminal Interface : RJ45 / RS485 / RS232 Database configuration : Upload dan download

19 Protocol : IEC61850

7.23 IED Proteksi 500 kV dan 275 kV 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 seperti : Distance Protection, Line

SPLN S3.001-3: 2012

66

Current Differential Protection, Transformer Differential Protection, Busbar Differential Protection, Diameter Differerential Protection/CCP (Low Impedance) harus lulus pengujian RTDS menggunakan model sistem PT PLN (Persero) dengan Security Index dan Dependability Index minimal 99.5 %.

Untuk fungsi trip dari electro mechanical protection (transformator, shunt reactor, power generator) ditarik langsung ke tripping coil Circuit Breaker melalui Lock Out Relay dan indikasi dimunculkan pada IED BCU.

Untuk fungsi transfer trip dari GITET remote ditarik langsung ke tripping coil Circuit Breaker melalui Lock Out Relay dan indikasi dimunculkan pada IED BCU.

7.23.1 IED Proteksi 500 dan 275 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 berbeda jenis proteksi atau jika jenisnya sama harus menggunakan algoritma pengukuran yang berbeda atau manufaktur yang berbeda (sesuai dengan SPLN T5.002-2:2010).

7.23.2 IED Proteksi Line 500 dan 275 kV Untuk Bay Line 500 kV dan 275 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. Untuk sistem 500 kV (konfigurasi One and Half Breaker), fungsi Auto Reclose (AR) external tetap disediakan dan cek synchronizingnya menjadi bagian dari IED proteksi, tetapi untuk manual closing cek synchronizingnya dilakukan di IED BCU . Pola proteksi minimum untuk line 500 kV dan 275 kV adalah sebagai berikut : a. Pola 1

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

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

c. 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.

7.23.3 IED Proteksi IBT 500/150/66 kV Untuk Bay Transformator 500/150kV terdiri dari 5 (lima) buah yaitu : IED MPU-1, MPU-2, BPU-1, BPU-2 dan BPU-3.

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). 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.

SPLN S3.001-3: 2012

67

IED BPU-3 a. Over Current dan Ground Fault relay sisi tegangan 66 kV (sisi tersier). b. Neutral Voltage Displacement relay sisi tegangan 66 kV (jika sisi tersier tidak

ditanahkan). BPU-1 ditempatkan pada panel MPU-1 dan BPU-2 dan BPU-3 ditempatkan pada panel MPU-2.


Lock Out Relay untuk fungsi tripping Mechanical Protection, diletakkan di panel MPU-1.

7.23.4 IED BUSPRO 500 kV dan 275 kV Proteksi untuk Busbar pada sistem 500 KV dan 275 kV konfigurasi one and half breaker terdiri dari IED Buspro Bus A Main 1, IED Buspro Bus A Main 2, IED Buspro Bus B Main 1, IED Buspro Bus B Main 2.

IED Buspro Main 1 dan IED Buspro Main 2 menggunakan jenis Low Impedance.

Relay Differential Busbar hanya diaktifkan untuk proteksi Busbar, sedangkan untuk fungsi CBF/SZP menggunakan relay Independent.

7.23.5 IED Proteksi Diameter 500 kV dan 275 kV Proteksi untuk Diameter pada system 500 kV dan 275 KV (one and half breaker) terdiri dari :

a. IED MPU-1 dan MPU-2 untuk Circulating Current Protection (CCP) untuk diameter pada penghantar yang menggunakan CT line.

b. IED BPU Diameter CBF/SZP untuk masing-masing CB .

7.23.6 IED Proteksi Reaktor 500 kV dan 275 kV Proteksi untuk Bay Reaktor pada system 500 kV dan 275 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. Elektro mechanical protection (alarm dan trip) pada transformator dan shunt reactor ditarik langsung ke IED BCU dengan keharusan memberikan keamanan terhadap kemungkinan pengaruh induksi.

7.24 IED Proteksi 150 kV 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 seperti : Distance Protection, Line Current Differential Protection, Transformer Differential Protection, Busbar Differential Protection dan Diameter Differerential Protection/CCP (Low Impedance) harus lulus

SPLN S3.001-3: 2012

68

pengujian RTDS menggunakan model sistem PT PLN (Persero) dengan Security Index dan Dependability Index minimal 99.5 %.


Untuk fungsi transfer trip dari GITET remote ditarik langsung ke tripping coil Circuit Breaker melalui Lock Out Relay dan indikasi dimunculkan pada IED BCU.

7.24.1 IED Busbar dan Coupler (konfigurasi double busbar) IED MPU untuk Busbar dan IED BPU untuk Coupler

IED MPU minimal harus mempunyai fungsi – fungsi sebagai berikut :

a. Proteksi Busbar tipe low impedance.

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.

7.24.2 IED Busbar 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 Buspro Bus A, IED Buspro Bus B, IED MPU Circulating Current Protection (CCP) dan IED BPU.

a. Proteksi Busbar

IED Buspro menggunakan jenis Low Impedance.

b. Proteksi Diameter

IED MPU CCP merupakan proteksi diameter. IED MPU CCP dipasang pada diameter yang menggunakan CT line.

IED BPU Diameter yang minimal harus mempunyai fungsi – fungsi sebagai berikut :

1. Circuit Breaker Failure (CBF) untuk CB A (semua CB pada busbar A), CB B (semua CB pada busbar B) dan CB AB.

2. Short Zone Protection (SZP) untuk CB A (semua CB pada busbar A), CB B (semua CB pada busbar B) dan CB AB.

7.24.3 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.

SPLN S3.001-3: 2012

69

Fungsi AR (auto reclose) dan synchronizing cek menjadi bagian dari IED proteksi, tetapi untuk manual closing check sync dilakukan di BCU.

7.24.4 IED Proteksi Transformator 150/20 kV, 70/20 kV dan 150/70 kV Untuk Bay Transformator 150/20 kV, 70/20 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 IED BPU-2 ditempatkan pada panel tegangan tinggi, sehingga tidak diperlukan lagi pada panel trafo sisi sekunder

Status electromechanical protection (eksternal trip dari trafo) ditarik langsung ke IED BCU.

7.24.5 IED Proteksi Kapasitor 150 kV IED Proteksi Kapasitor terdiri dari IED BPU-1 dan IED BPU-2.

IED BPU-1 mempunyai fungsi :

a. Three Phase Under/Over Voltage Relay atau Single Phase sesuai dengan peralatan primary.

IED BPU-2 mempunyai fungsi :

a. Over Current relay. b. Ground Fault relay. c. Unbalanced Relay (46)

7.25 Spesifikasi relay 500 KV 7.25.1 Distance Relay 500 KV

NO Description Requirement 1 Name : Distance Relay 500 KV 2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Auxiliary supply Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

Voltage / Current AC Voltage (secondary) : Min. (100 – 120) V rms. phase-phase Number Of Element : ≥ 4 (3 VT Line & 1 VT Bus) Connection : 3 phase, 4 wires

4

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

SPLN S3.001-3: 2012

70

AC Current (secondary) : 1 A and 5A Number of Element : ≥ 4 (3 Phase & 1 Mutual Compensation) 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 VA Binary Input / Output Rated voltage : ≥ 110 VDC Trip contacts : ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Auxiliary contacts ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Binary Input : ≥ 24

7

Binary output Contact : ≥ 24 8 Event records : ≥192 event records in ring buffer FIFO

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

9

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 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 and Quadrilateral Phase-ground : Dynamic Mho and Quadrilateral and Reactance

: Min. 0.1 Ω - 200 Ω in 0.01 Ω step (1 A) Quadrilateral reactance reach : Min. 0.02 Ω - 40 Ω in 0.01 Ω step (5 A) : Min. 0.1 Ω - 200 Ω in 0.01 Ω step (1 A) Quadrilateral resistance reach : Min. 0.02 Ω - 40 Ω in 0.01 Ω step (5 A) : Min. 0.1 Ω - 200 Ω in 0.01 Ω step (1 A) MHO impedance reach : 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– 800 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

10

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

SPLN S3.001-3: 2012

71

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

Single phase and three phase tripping Tripping Scheme : Suitable for one or two breaker

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 : Basicand Permissive Sensitivity : Min. 5 % In

11

Have phase selection ability for single pole auto-recloser

: A must

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

Minimum Feature Power Swing Blocking : Enable Out of Step : Enable Switch on to Fault Auto Reclose dan Syncro check

: :

Enable Enable

Self Diagnostic : Enable Voltage Transf. Supervision : Enable Watch dog : Enable Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable

13

LCD Display : Enable 13 ComunicationPort : ST / SC / MTRJ / LC


14


7.25.2 Line Current Differential 500 KV NO Description Requirement 1 Name : Line Current Differential Relay 500 KV 2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Auxiliary supply Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

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

4

Connection : 3 phase, 4 wires

SPLN S3.001-3: 2012

72

Number Of Element : ≥ 4 (3 VT Line & 1 VT Bus) Primary Nominal Voltage : Min. (20 – 500) kV,

selectable VT matching AC Current (secondary) : 1 A and 5A Number of Element : ≥ 4 (3 Phase & 1 Mutual Compensation) Connection : 3 phase, 4 wire Primary Nominal Current : Min. (50 – 4000) A,

selectable CT matching Taps Frequency : 50 Hz AC Burden In = 1 A : ≤ 0.2 VA

5 In = 5 A : ≤ 1.0 VA

6 DC Burden (trip condition) : ≤ 50 VA Binary input / output Rated voltage : ≥ 110 VDC Trip contacts : ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Tripping time contact : < 20 millisecond Auxiliary contacts ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Binary Input : ≥ 24

7

Binary output Contact : ≥ 24 8 Event records : ≥ 192 event records in ring buffer FIFO



9

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 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 Maximum Operating Time at SIR=10 : ≤ 20 millisecond, at 80 % reach setting Direct Transfer Trip (DTT) Operating time contact (exclude communication)

: < 20 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

10

Tripping Scheme : Single phase and three phase tripping

SPLN S3.001-3: 2012

73

Suitable for one or two breaker Telecommunication System : Telecommunication equipment link using optical fiber

must be matching with the lines distance


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

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

: A must 11

Minimum number of relay address : 64 Minimum Feature Power Swing Blocking : Enable Out of Step : Enable Switch on to Fault : Enable Self Diagnostic : Enable Auto Reclose dan Syncro Check : Enable Watch dog : Enable Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable Voltage Transf. Supervision : Enable

12

LCD Display : Enable 13 ComunicationPort : ST / SC / MTRJ / LC


14


7.25.3 Transformer Differential Relay & Restricted Earth Fault 500 KV NO Description Requirement 1 Name : Differential Relay dan Restricted Earth Fault 500 KV

2 Manufacture/Type : …………../………………….. Auxiliary supply 3 Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%) Current AC Current (Secondary) : 1 A and 5A Connection (500kV) : 3 phase, 4 wires + 1 phase, 2 wire Connection (150kV) : 3 phase, 4 wires + 1 phase, 2 wire Connection (66kV) : 3 phase, 4 wires Primary Nominal Current : Min. (50 – 4000) A,


4

Frequency : 50 Hz 5 AC Burden

SPLN S3.001-3: 2012

74

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

6 DC Burden (trip condition) : ≤ 50 VA Binary input / output Rated voltage : ≥ 110 VDC Trip contacts : ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Auxiliary contacts ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Binary Input : ≥ 24

7


Internal disturbance recorder : ≥ 11 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


9

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 10 Setting Range for Slope Differential : Low Set 15 – 40 %, step 5%

High Set 50 – 90 %, step 5% 11 Setting Range for Differensial Curent : 0.1 – 1, step 0.01 12 Setting Range for REF : 0.1 – 0.5 In, step 0.01 13 Accuracy at set value : ≤ 7.5 %

Operating Time Low Set : ≤ 20 ms

14 High Set : ≤ 20 ms (sesui hasil uji RTDS)

15 Internal ACT : Yes 16 Applicable for all vector group : Yes 17 Harmonic restraint function to block

inrush current : A must

Minimum Feature Watch dog : Enable Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable

18

MMI (Man Machine Interface) : Enable 19 ComunicationPort : ST / SC / MTRJ / LC


20


7.25.4 Over Current Relay, Ground Fault, Thermal Relay 500 kV NO Description Requirement 1 Name : Over Current Relay dan Ground Fault Relay 500 kV


4 Models : Three phase Overcurrent and Single phase Ground Fault

SPLN S3.001-3: 2012

75

Current AC Current (secondary) : 1 A and 5A Connection : 3 phase, 4 wires Primary Nominal Current : Min. (50 – 4000) A,


5


6


Binary input / output Rated voltage : ≥ 110 VDC Trip contacts : ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Auxiliary contacts ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Binary Input : ≥ 8

8



oscillograph ≥ 2.0 second Sampling rate : ≥16 sample / cycle

10

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 SettingRange Over Current & Ground Fault

Low set Over Current : Min 0.4 – 2.0 * In (in 0.05 steps) Earth Fault : Min 0.05 – 1.0 * In (in 0.05 steps) High set : Over Current : Min 1 – 8 * In (in 0.5 steps)

11


: Standard Inverse


12

: Definite Time TimeSettingRange Over Current & Ground Fault



13

High set delay : min 0.04 – 0.5 s in 0.01 steps 14 Drop off to pick up ratio Over

Current & Ground Fault : ≥ 95 %

15 SettingRange Thermal Overload

SPLN S3.001-3: 2012

76

Full load current trip : Min. 0.3 – 1.5 In, with step 0.01 Alarm thermal overload : Min. 50 – 100%, with step 1 Time constant : Min. 1 – 100 minute, with step 1

16 Measurement : Enable Minimum Feature Watch dog : Enable Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable

17



19


7.25.5 Circulating Current Protection 500 KV NO Description Requirement 1 Name : Circulating Current Protection 500 KV 2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Auxiliary supply Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%) 4 Measuring Method : Low Impedance

Current AC Current (Secondary) : 1 A and 5A Connection (Bias 1, bias 2, bias 3) : 3 x (3 phase, 4 wires) Primary Nominal Current : Min. (50 – 4000) A,


5


6



8


Internal disturbance recorder : ≥ 9 analog signal x jumlah diamater : ≥ 16 digital signal x jumlah diamater Trigger analogue signal : Trip signal or analogue value change Trigger event signal : internal and external trigger Recording duration each fault : ≥ 8 oscillograph, durasi setiap


10

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 11 SettingRange : 0.1 – 0.5 In

SPLN S3.001-3: 2012

77

12 Accuracy at set value : ≤ 7.5 % 13 Operating Time : ≤ 20 ms (hasil uji RTDS)


14



16


7.25.6 Busbar Protection Relay 500 KV NO Description Requirement

1 Name : Busbar Protection Relay 500 KV 2 Manufacture/Type : …………../…………………..


4 Measuring Method : Low Impedance Current AC Current (Secondary) : 1 A and 5A Connection : (3 phase, 4 wires) x n Primary Nominal Current : Min. (50 – 4000) A,


5


6

In = 5 A : ≤ 1.0 VA DC Burden (trip condition) Centralized : ≤ 150 Watt

7

Distributed (per IED) : ≤ 50 Watt Binary input / output Rated voltage : ≥ 110 VDC Trip contacts : ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Auxiliary contacts ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Binary Input : ≥ 10 x jumlah bay

8

Binary output Contact : ≥ 8 x jumlah bay 9 Event records : ≥ 192 event records in ring buffer FIFO

Internal disturbance recorder : ≥ 3 analog signal x jumlah diamater : ≥ 5 digital signal x jumlah diamater Trigger analogue signal : Trip signal or analogue value change Trigger event signal : internal and external trigger Recording duration each fault : ≥ 8 oscillograph, durasi setiap


10

Format file : COMTRADE IEC 60255-24

SPLN S3.001-3: 2012

78

11 Configuration : Centralized / Distributed 12 Number of Input : > Diameter 13 Number of Zone / Section : > number section at the busbar 14 Operating Time : < 20ms

SettingRange : Number of Slope : ≥ 1 Slope Percentage Slope : Min range 40 – 60 %

15

I Pick Up Level : Min 0.2 to 1 p.u. ( in step of 0.01) 16 Accuracy at set value : 5% of measurement

Monitoring Function I diff, I per Feeder : YES Event Logic : YES

17

Self Check / Watch Dog : YES Feature Suitable for double busbar with or without couplers.

: YES

CBF & SZP : YES Check Zone : YES Dead Zone : YES Stability due to CT saturation : YES Current supervision : YES Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable

18



20


7.25.7 Circuit Breaker Failure/Short Zone 500 KV (CB AB) NO Description Requirement

1 Name : Circuit Breaker Failure/Short Zone 500 KV 2 Manufacture/Type : …………../…………………..

Auxiliary supply 3 Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%) Current AC Current (Secondary) : 1 A and 5A Connection : 3 phase, 4 wires Primary Nominal Current : Min. (50 – 4000) A,


4


5


Binary input / output Rated voltage : ≥ 110 VDC Trip contacts : ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec

7

: ≥ 0.2 A, 110 VDC break

SPLN S3.001-3: 2012

79

Auxiliary contacts ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Binary Input : ≥ 8 Binary output Contact : ≥ 8

8 Event records : ≥ 192 event records in ring buffer FIFO Internal disturbance recorder : ≥ 4 analog signal x jumlah diamater : ≥ 8 digital signal x jumlah diameter Trigger analogue signal : Trip signal or analogue value change Trigger event signal : internal and external trigger Recording duration each fault : ≥ 8 oscillograph, durasi setiap


9

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 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

Short Zone/Dead Zone Protection Range setting Min 10% – 100% x rated current, step 1%

11 Dead ZoneTime

:

Min 10 ms – 10 second, step 10 ms Minimum Feature Retrip / first stage trip : Enable Backtrip / adjacent trip / second stage trip

: Enable

Watch dog : Enable Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable

12



14


7.25.8 Three Phase Under/Over Voltage Relay 500 KV

NO Description Requirement 1 Name : Voltage Unbalanced Relay and Three Phase

Under/Over Voltage Relay 500 KV

2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Auxiliary supply Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

AC Burden Vn = 100 V : ≤ 1.0 VA

4

Vn = 110 V : ≤ 1.0 VA 5 DC Burden (trip condition) : ≤ 50 VA

Voltage 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

6

Frequency : 50 Hz

SPLN S3.001-3: 2012

80

7 Rated Voltage (Un) : 110 Volt AC Binary input / output Rated voltage : ≥ 110 VDC Trip contacts : ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Auxiliary contacts ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Binary Input : ≥ 24

8




10

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 11 Continuous Withstand Voltage : > 200 % * Un 12 Voltage setting range : Min range UVR 10 % – 90 % * Un

Min range OVR 100 % - 150% * Un Time delay setting range : ≥ 0.00 – 9.9 sec, time step 0.01 Drop off to pick-up ratio Overvoltage : ≥ 95 %

13

Undervoltage : ≤ 105 % Accuracy Operating Voltage : < 5 % of setting voltage

14

Operating Time : < 5 % of the time setting Minimum Feature Watch dog : Enable Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable

15



17


7.26 Spesifikasi relay 150 kV 7.26.1 Distance Relay 150 KV

NO Description Requirement 1 Name : Distance Relay 150 KV 2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Auxiliary supply Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

Voltage / Current 4 AC Voltage (secondary) : Min. (100 – 120) V rms. phase-phase

SPLN S3.001-3: 2012

81

Connection : 3 phase, 4 wires Number Of Element : ≥ 4 (3 VT Line & 1 VT Bus) Connection : 3 phase, 4 wires Primary Nominal Voltage : Min. (20 – 500) kV,

selectable VT matching AC Current (secondary) : 1 A and 5A Number of Element : ≥ 4 (3 Phase & 1 Mutual Compensation) Primary Nominal Current : Min. (50 – 4000) A,

Programmable CT ratio Frequency : 50 Hz AC Burden In = 1 A : ≤ 0.2 VA

5


Binary input / output Rated voltage : ≥ 110 VDC Trip contacts : ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Auxiliary contacts ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Binary Input : ≥ 16 Binary output Contact : ≥ 16 (Double busbars) or

7

: ≥ 24 (One and half Breaker) 8 Event records : ≥ 192 event records in ring buffer FIFO



9

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 10 Setting Zone Min 4 (four) Zone (for phase-phase and phase-ground

element)

11 Setting Group Minimum 2 (two) setting Group Reach Characteristic Phase-phase Mho and Quadrilateral Phase-ground Dynamic Mho and Quadrilateral or Reactance

Min. 0.25 Ω – 200 Ω (1 A) Forward Reach Zone Min. 0.05 Ω – 40 Ω (5 A) Min. 0.5 Ω – 100 Ω (1 A) Reverse Reach Zone Min. 0.1 Ω – 20 Ω (5 A)

Zero sequence compensation (kn or ko)

Used for all zones

Angle Characteristic Min. 60o – 80o in 10 steps Measuring Accuracy ≤ 5 % Sensitivity ≤ 10 % In Maximum Operating Time at SIR=10 ≤ 30 millisecond, at 80 % reach setting System Impedance Ratio 1<SIR<30

12

Scheme Basic, PUTT, POTT + WI, and Blocking

SPLN S3.001-3: 2012

82

Tripping Scheme Single phase and three phase tripping Time Setting - Zone 1 Instantaneous - Zone 2 (t2) Min. 100 – 2500 ms, in steps 10 ms - Zone 3 (t3) Min. 100 – 3500 ms, in steps 10 ms Time Signalling Channel Min. 0 – 80 ms, in steps 1 ms Directional Earth Fault Enable Sensitivity : ≤ 10 % In Characteristic Time Curve : Inverse or Definite, or Both

13

Teleprotection Scheme : Basic& Permissive 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

Minimum Feature Power Swing Blocking : Enable Switch on to Fault : Enable Self Diagnostic : Enable Voltage Transf. Supervision : Enable Auto Reclose dan Syncro Check : Enable Watch dog : Enable Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable

14



16


7.26.2 Line Current Differential 150 KV NO Description Requirement

1 Name : Line Current Differential 150 KV 2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Auxiliary supply Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

Voltage / Current AC Voltage (secondary) : Min. (100 – 120) V rms. phase-phase Connection : 3 phase, 4 wires Number Of Element : ≥ 4 (3 VT Line & 1 VT Bus) Primary Nominal Voltage : Min. (20 – 500) kV,

selectable VT matching AC Current (secondary) : 1 A and 5A Number of Element : ≥ 4 (3 Phase & 1 Mutual Compensation)

4

Connection : 3 phase, 4 wires

SPLN S3.001-3: 2012

83

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


5


Binary input / output Rated voltage : ≥ 110 VDC Trip contacts : ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Auxiliary contacts ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Binary Input : ≥ 16 Binary output Contact : ≥ 16 (Double busbars) or

7

: ≥ 24 (One and half Breaker) 8 Event records : ≥ 192 event records in ring buffer FIFO

Internal disturbance recorder : ≥ 8 analog signal : ≥ 32 digital signal Trigger analogue signal : trip signal or analogue value change Trigger event signal : internal and external trigger Recording duration each fault : ≥ 8 oscillograph for each ≥ 2.0 second Sampling rate : ≥ 16 sample / cycle

9

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 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 : ≤ 7.5 % 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 : ≤ 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

Single phase and three phase tripping Tripping Scheme :Suitable for one or two breaker

10

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


SPLN S3.001-3: 2012

84

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

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

: A must 11

Minimum number of relay address : 64

Minimum Feature Power Swing Blocking : Enable Out of Step : Enable Switch on to Fault : Enable Self Diagnostic : Enable Auto Reclose dan Syncro Check : Enable Watch dog : Enable Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable Voltage Transf. Supervision : Enable

12



14


7.26.3 Transformer Differential Relay & REF 150 kV NO Description Requirement

1 Name : Differential Relay dan Restricted Earth Fault 150 KV

2 Manufacture/Type : …………../………………….. Auxiliary supply 3 Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%) Current AC Current (Secondary) : 1 A and 5A Connection (150kV) : 3 phase, 4 wires + 1 phase, 2 wire Connection (20kV) : 3 phase, 4 wires + 1 phase, 2 wire Primary Nominal Current : Min. (50 – 4000) A,


4


5


Binary input / output Rated voltage : ≥ 110 VDC Trip contacts : ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec

7

: ≥ 0.2 A, 110 VDC break

SPLN S3.001-3: 2012

85

Auxiliary contacts ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110VDC break Binary Input : ≥ 16 Binary output Contact : ≥ 16 (1.5 Breaker), ≥ 8 (Double Bus Bar)

8 Event records : ≥ 192 event records in ring buffer FIFO 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 for each ≥ 2.0 second Sampling rate : ≥16 sample / cycle

9

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 10 SettingRange for Slope Differential : Low Set 15 – 40 %, step 5%

High Set 50 – 90 %, step 5% 11 SettingRange for Differensial Curent : 0.1 – 1, step 0.01 12 SettingRange for REF : 0.1 – 0.5 In, step 0.01 13 Accuracy at set value : ≤ 7.5 %

Operating Time Low Set : ≤ 30 ms

14 High Set : ≤ 30 ms

15 Internal ACT : Yes 16 Applicable for all vector group : Yes 17 Harmonic restraint function to block

inrush current : A must


18


Local Configuration Terminal Interface : RJ45 / RS485 / RS232 20 Database configuration : Upload dan download


7.26.4 Over Current, Ground Fault, Negative Phase Sequence/Unbalance relay (46) and Thermal Relay 150 KV dan 70 KV

NO Description Requirement 1 Name : Over Current Relay & Ground Fault Relay 150 KV and

Unbalance Relay 150 KV*)


4 Models : Three phase Overcurrent , Single phase Ground Fault, negative phase sequence/Unbalance*)

Current AC Current (Secondary) : 1 A and 5A Connection : 3 phase, 4 wires Primary Nominal Current : Min. (50 – 4000) A,


5

Frequency : 50 Hz 6 AC Burden

SPLN S3.001-3: 2012

86

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

7 DC Burden (trip condition) : ≤ 50 VA Binary input / output Rated voltage : ≥ 110 VDC Trip contacts : ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Auxiliary contacts ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Binary Input : ≥ 8 (OHL & Coupler)

≥ 16 (Transformer)

8


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 for each ≥ 2.0 second Sampling rate : ≥ 16 sample / cycle

10

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 SettingRange Over Curret & Ground Fault

Two setting group

Low set Over Current : Min 0.4 – 2.0 * In (in 0.05 steps) Earth Fault : Min 0.05 – 1.0 * In (in 0.05 steps) High set : Over Current : Min 1 – 8 * Is (in 0.5 steps)

11


: Standard Inverse


12

: Definite Time TimeSettingRange Over Curret & Ground Fault



13

High set delay : min 0.04 – 500 millisecond in 0.01 steps 14 Drop off to pick up ratio Over Curret &

Ground Fault : ≥ 95 %

Phase Unbalance**) stage 2 (two) Setting range * In Min 0.2 - 0.5 * In Characteristic : Definite or inverse Time delay setting range (definite) 0.04 – 5 sec

15

Time Multiplier Setting (inverse) min 0.05 - 1 with 0.01 steps for IEC standard

SPLN S3.001-3: 2012

87

Drop off to pick-up ratio ≥ 95 % SettingRange 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

16

Time constant : Min. 1 – 100 minute, with step 1 17 Measurement : Enable


18


Local Configuration 20 Terminal Interface : RJ45 / RS485 / RS232 Database configuration : Upload dan download

21 Protocol : IEC61850 *) Dibutuhkan hanya untuk Proteksi Kapasitor

7.26.5 Frequency Relay 150 KV NO Description Requirement

1 Name : Frequency Relay 150 KV 2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Auxiliary supply Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

Voltage 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

4

Frequency : 50 Hz AC Burden Vn = 100 V : ≤ 1.0 VA

5


Binary input / output Rated voltage : ≥ 110 VDC Trip contacts : ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Auxiliary contacts ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Relay Operating Time : ≤ 200 ms Binary Input : ≥ 8

7

Binary output Contact : ≥ 16 8 Event records : ≥192 event records in ring buffer FIFO

Internal disturbance recorder : ≥ 4 analog signal : ≥ 16 digital signal Trigger analogue signal : trip signal or analogue value change Trigger event signal : internal and external trigger

9

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

SPLN S3.001-3: 2012

88

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

10 Low voltage-blocking : measuring range

: Min. 0.4 – 0.9 * Un

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

11

Setting range of frequency-change (df/dt)

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

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

: ≤ 0.1 Hz/s

Number of frequency-change (df/dt) stage

: Min. 2 stages

12

Number of output contact : Min. 4 trip contacts (programmable) 13 Others : The changing of voltage not affected the characteristic


14



16


7.26.6 Circulating Current Protection 150 KV NO Description Requirement

1 Name : Circulating Current Protection 150 KV 2 Manufacture/Type : …………../…………………..


4 Measuring Method : Low Impedance Current AC Current (Secondary) : 1 A and 5A Connection (Bias 1, bias 2, bias 3) : 3 x (3 phase, 4 wires) Primary Nominal Current : Min. (50 – 4000) A,


5


6


Binary input / output 8 Rated voltage : ≥ 110 VDC

SPLN S3.001-3: 2012

89

Trip contacts : ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Auxiliary contacts ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Binary Input : ≥ 8 Binary output Contact : ≥ 16

9 Event records : ≥ 192 event records in ring buffer FIFO Internal disturbance recorder : ≥ 9 analog signal x jumlah diamater : ≥ 16 digital signal x jumlah diamater 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

10

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 11 SettingRange : 0.1 – 0.5 In 12 Accuracy at set value : ≤ 7.5 % 13 Operating Time : ≤ 20 ms


14



16


7.26.7 Busbar Protection Relay 150 KV NO Description Requirement

1 Name : Busbar Protection Relay 150 KV 2 Manufacture/Type : …………../…………………..


4 Measuring Method : Low Impedance Current AC Current (Secondary) : 1 A and 5A Connection : (3 phase, 4 wires) x n Primary Nominal Current : Min. (50 – 4000) A,


5


6

In = 5 A : ≤ 1.0 VA DC Burden (trip condition) Centralized : ≤ 150 Watt

7

Distributed (per IED) : ≤ 50 Watt Binary input / output Rated voltage : ≥ 110 VDC

8

Trip contacts : ≥ 5 A 110 VDC continuously

SPLN S3.001-3: 2012

90

: ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Auxiliary contacts ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Binary Input : ≥ 16 x jumlah bay Binary output Contact : ≥ 8 x jumlah bay

9 Event records : ≥ 192 event records in ring buffer FIFO Internal disturbance recorder : ≥ 3 analog signal x jumlah diamater : ≥ 5 digital signal x jumlah diamater Trigger analogue signal : Trip signal or analogue value change Trigger event signal : internal and external trigger Recording duration each fault : ≥ 8 oscillograph, durasi setiap


10

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 11 Configuration : Centralized / Distributed 12 Number of Input : > Diameter 13 Number of Zone / Section : > number section at the busbar 14 Operating Time : < 20ms

SettingRange : Number of Slope : ≥ 1 Slope Percentage Slope : Min range 40 – 60 %

15

I Pick Up Level : Min 0.2 to 1 p.u. ( in step of 0.01) 16 Accuracy at set value : 5% of measurement

Monitoring Function 17 I diff, I per Feeder : YES Event Logic : YES Self Check / Watch Dog : YES

Feature Suitable for double busbar with or without couplers.

: YES

CBF & SZP : YES Check Zone : YES Dead Zone : YES Stability due to CT saturation : YES Current supervision : YES Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable

18



20


7.26.8 Circuit Breaker Failure/Short Zone 150 KV NO Description Requirement

1 Name : Circuit Breaker Failure/Short Zone 150 KV 2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Auxiliary supply

SPLN S3.001-3: 2012

91

Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%) Current AC Current (Secondary) : 1 A and 5A Connection : 3 phase, 4 wires Primary Nominal Current : Min. (50 – 4000) A,


4


5



7


Internal disturbance recorder : ≥ 4 analog signal x jumlah diamater : ≥ 8 digital signal x jumlah diameter Trigger analogue signal : Trip signal or analogue value change Trigger event signal : internal and external trigger Recording duration each fault : ≥ 8 oscillograph, durasi setiap


9

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 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

Short Zone/Dead Zone Protection Range setting Min 10% – 100% x rated current, step 1%

11 Dead ZoneTime

:

Min 10 ms – 10 second, step 10 ms Minimum Feature Retrip / first stage trip : Enable Backtrip / adjacent trip / second stage trip

: Enable

Watch dog : Enable Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable

12



14


7.26.9 Auto Reclose eksternal 2 CB single or three phase Untuk MPU yang tidak dapat memenuhi AR internal untuk 2 CB

SPLN S3.001-3: 2012

92

NO Description Requirement 1 Name : Auto Reclose eksternal 2 CB single or three phase 2 Manufacture/Type : …………../…………………..


4 Frequency : 50 Hz 5 DC Burden (trip condition) : ≤ 50 VA


6

Binary output Contact : ≥ 16 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

7

Reclaim time : min 5 – 100 sec in 1 sec steps 8 Trip & Reclose : Min 2 CB

7.26.10 Unbalance Relay 150 KV

NO Description Requirement 1 Name : Unbalance Relay 150 KV 2 Manufacture/Type : …………../…………………..

Auxiliary supply 3 Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%) Current AC Current (secondary) : 1 A and 5A Connection : 3 phase, 4 wires Primary Nominal Current : Min. (50 – 4000) A,


4


5



7


SPLN S3.001-3: 2012

93



9

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 Accuracy Operating of measurement : ≤ 5 % of setting

10

Operating Time : ≤ 5 % of the time setting Overload stage 2 (two) Setting range Min 0.4 - 1.4 * In Characteristic : Definite or inverse Time delay setting range (definite) 0.05 – 5 sec Time Multiplier Setting (inverse) min 0.05 - 1 with 0.01 steps for IEC standard

11

Drop off to pick-up ratio ≥ 95 % 12 Continuous Withstand Voltage : ≥ 200 % * Un

Phase Unbalance stage 2 (two) Setting range * In Min 0.2 - 0.5 * In Characteristic : Definite or inverse Time delay setting range (definite) 0.04 – 5 sec Time Multiplier Setting (inverse) min 0.05 - 1 with 0.01 steps for IEC standard

13

Drop off to pick-up ratio ≥95 % Minimum Feature Watch dog : Enable Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable

14



16


7.26.11 Three Phase Under/Over Voltage Relay 150 KV NO Description Requirement

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

2 Manufacture/Type : …………../………………….. 3 Auxiliary supply Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%)

AC Burden Vn = 100 V : ≤ 1.0 VA

4


Voltage AC Voltage (secondary) : Min. (100 – 120) V rms. phase-phase Connection : 3 phase, 4 wires

6

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

SPLN S3.001-3: 2012

94

selectable VT matching Frequency : 50 Hz

7 Rated Voltage (Un) : 100 Volt AC Binary input / output Rated voltage : ≥ 110 VDC Trip contacts : ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Auxiliary contacts ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Binary Input : ≥ 8

8




10

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 11 Continuous Withstand Voltage : > 200 % * Un 12 Voltage setting range : Min range UVR 10 % – 90 % * Un

Min range OVR 100 % - 150% * Un Time delay setting range : ≥ 0.00 – 9.9 sec, time step 0.01 Drop off to pick-up ratio Overvoltage : ≥ 95 %

13

Undervoltage : ≤ 105 % Accuracy Operating Voltage : < 5 % of setting voltage

14

Operating Time : < 5 % of the time setting Minimum Feature Watch dog : Enable Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable

15



17


7.27 Spesifikasi kontrol dan relay 20 kV 7.27.1 Kontrol dan Relay (Over Current, Ground Fault, Stand By Earth Fault,

Thermal Overload 20 kV) NO Description Requirement

1 Name : Over Current Relay, Ground Fault Relay, Stand By Earth Fault Relay, and Thermal Overload Relay 20 KV

2 Manufacture/Type : ……………./………………

SPLN S3.001-3: 2012

95

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

4 Models : Three phase Overcurrent , Single phase Ground Fault, Single Phase Stand By Earth Fault and Thermal Overload

Current AC Current (Secondary) : 1A and 5A Connection : 3 phase, 4 wires and 1 phase, two wires for Stand By

Earth Fault Element. Primary Nominal Current : Min. (50 – 2000) A,


5


6


Binary input / output and push button Rated voltage : ≥ 110 VDC Trip contacts : ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9 A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Auxiliary contacts ≥ 5 A 110 VDC continuously : ≥ 9A make and carry, 1 sec : ≥ 0.2 A, 110 VDC break Binary Input : ≥ 8 (Feeder)

≥ 16 (Transformer)

8

Binary output Contact Push button

: :

≥ 8 2 (untuk Close dan Open), programmable

9 Event records : ≥ 192 event records in ring buffer FIFO 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 for each ≥ 2.0 second Sampling rate : ≥ 16 sample / cycle

10

Format file : COMTRADE IEC 60255-24 SettingRange Over Curret, Ground Fault, and Stand By Earth Fault

Two setting group

Low set Over Current : Min 0.4 – 2.0 * In (in 0.05 steps) Earth Fault & Stand By Earth Fault : Min 0.05 – 1.0 * In (in 0.05 steps) High set : Over Current : Min 1 – 8 * Is (in 0.5 steps)

11

Earth Fault : Min 1 – 4 * In (in 0.5 steps) Characteristic Over Current , Ground Fault and Stand By Earth Fault

: Standard Inverse


12

: Definite Time 13 TimeSettingRange Over Curret

,Ground Fault, and Stand By Earth Fault

SPLN S3.001-3: 2012

96

min 0.05 – 1 with 0.05 steps for IEC standard Inverse (TMS) :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 0.01 steps

14 Drop off to pick up ratio Over Curret, Ground, Fault and Stand By Earth Fault

: ≥ 95 %

SettingRange 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

15

Time constant : Min. 1 – 100 minute, with step 1 AutoRecloser three phase Dead time TPAR min 0.1 – 30 sec in 0.1 sec steps

16

Reclaim time min 5 – 100 sec in 1 sec steps 17 Measurement : Enable

Minimum Feature Watch dog : Enable Auto Reclose : Enable Block for Relay Failure : Enable Default logic and setting : Enable

18


Local Configuration 20 Terminal Interface : RJ45 / RS485 / RS232 1 Database configuration : Upload dan download


8 Penunjang

8.1 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.

8.2 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

SPLN S3.001-3: 2012

97

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

8.3 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

8.4 Panel Panel harus dilengkapi dengan terminal disconnecting (TSS, TSD dan RCD) dan shorting (TM), untuk keperluan pemeliharaan.

SPLN S3.001-3: 2012

98

8.4.1 Panel Indoor

Gambar 19. Panel Indoor

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. Kualitas panel sesuai dengan standar IP 54. b. Pintu depan tertutup dengan bahan transparan (acrylic) yang dapat dibuka dengan

mudah dan memiliki kunci. Dilengkapi dengan ventilasi pada bagian bawah. c. Pintu panel swing door untuk IED racks. d. Pintu terpisah untuk kabel komprtemen e. Panel knock down. f. Tutup atas diberi celah 3 cm untuk ventilasi. g. Tutup bawah tersedia bottom plat untuk instalasi kabel. h. Lebar dan tinggi rak harus lebih besar daripada lebar dan tinggi peralatan. i. Disediakan jalur yang mudah untuk pengkabelan pada bagian belakang lemari rak

tersebut. j. Permukaan lemari rak harus dibuat sedemikian rupa agar tahan terhadap karat dan

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

tiga kawat dengan netral terisolasi dan lampu untuk pemeliharaan. n. Lampu akan secara otomatis menyala apabila pintu dibuka.

Spesifikasi teknis yang harus dipenuhi :

NO Deskripsi Kebutuhan 1 Depth 800 mm 2 Width 800 mm 3 Height 2000 mm 4 Enclosure frame 2,5 mm 5 Front and rear door 1,5 mm 6 Coated Powder coated RAL 7032 7 Sheet steel mounting 19” 8 Glazed door Tersedia 9 Door Dibagian depan dan belakang

10 Vented rear door Tersedia

SPLN S3.001-3: 2012

99

11 Lifting eyebolt Tersedia 12 Standard handle system Tersedia 13 Drawing pocket Tersedia 14 Light Tersedia 15 Door operated 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 and rear door lock Tersedia 25 Earthing set Tersedia 26 Panel name plate Tersedia 27 Kunci: swing handle four point

locking Tersedia

28 Karet seal pintu (gasket): dicor pada pintu, bukan ditempel manual

Tersedia

29 Engsel: terbuat dari baja/besi, bukan fiber

Tersedia

8.4.2 Panel Outdoor Lemari rak ini harus memenuhi spesifikasi minimal berikut :

a. Kualitas panel sesuai dengan standar IP 66. b. Panel terbuat dari bahan Stainless steel.Permukaan dibuat sedemikian rupa agar

tahan terhadap karat dan anti goresan. c. Tersedia isolasi penahan panas antara panel dengan perangkat elektronik dan

baterai. d. Pintu panel swing door. e. Pintu terpisah untuk kabel kompartemen. f. Panel knock down. g. Bagian bawah tersedia bottom plat untuk instalasi kabel. h. Disediakan jalur yang mudah untuk pengkabelan. i. Lemari rak ini harus terhindar dari masuknya serangga. j. Lampu akan secara otomatis menyala apabila pintu dibuka. Spesifikasi teknis yang harus dipenuhi :

NO Deskripsi Kebutuhan 1 Depth 800 mm 2 Width 800 mm 3 Height 2000 mm 4 Enclosure frame 2,5 mm 5 Front/rear door 1,5 mm 6 Coated Powder coated RAL 7032 7 Sheet steel mounting 19” 9 Door Dibagian depan

10 Ventilation Tersedia di bawah panel 12 Standard handle system Tersedia 13 Drawing pocket Tersedia 14 Light Tersedia 15 Door operated switch Tersedia 16 Fixing hole for anchor bolt Tersedia

SPLN S3.001-3: 2012

100

17 Socket strips supply 220 AC Tersedia 18 Metal cable gland 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 Rentang suhu +200 C s.d +700C

8.5 Bay Kios 8.5.1 Kontainer

NO Deskripsi Kebutuhan 1 20 Fit (P=6,06 m, L=2,44 m,

T=2,59 m) Untuk 2 bay

2 10 Fit (P=3,05 m, L=2,44 m, T=2,59 m)

Untuk 1 bay

3 Diletakkan 50 cm diatas tanah Yes 4 Door 1 X 2 m, 2 bh Samping kanan, kiri 5 Jarak panel dengan dinding 1,2 m 6 Lebar dudukan glen hole 50 cm 7 Lubang man hole kedap air Kanan,kiri 9 Sertifikat dari ISO/IMO/CSC Tersedia

10 Panic door dan door open alarm Tersedia 12 Peredam panas (Rockwool) Tersedia 13 Split Air Condition (redundant) 2 x

1 PK Tersedia

14 Portable Fire Extinguiser Tersedia 15 Smoke Detector Tersedia 16 Heat Detector Tersedia 17 Flame Detector Tersedia 18 Outdoor and indoor lighting Tersedia 19 Outdoor indicator lamp (beacon) Tersedia 20 Distribution Board AC dan DC Tersedia 21 Telephone Tersedia 22 Lighting switch dan socket outlet Tersedia

8.5.2 Gardu Tembok NO Deskripsi Kebutuhan 1 Ukuran dalam P=6,0 m, L=2,5 m, T=3,0

m Untuk 2 bay

2 Ukuran dalam P=3,0 m, L=2,5 m, T=3,0 m

Untuk 1 bay

3 Diletakkan 50 cm diatas tanah Yes 4 Door 1 X 2 m, 2 bh, tebal 5 mm Samping kanan, kiri

SPLN S3.001-3: 2012

101

5 Jarak panel dengan dinding 1,2 m 6 Man hole 50 cm 7 Lubang man hole kedap air Kanan,kiri 9 Sertifikat dari ISO/IMO/CSC Tersedia

10 Panic door dan door open alarm Tersedia 12 Peredam panas (Rockwool) Tersedia 13 Split Air Condition (redundant) ) 2 x 1 PK 14 Portable Fire Extinguiser Tersedia 15 Smoke Detector Tersedia 16 Heat Detector Tersedia 17 Flame Detector Tersedia 18 Outdoor and indoor lighting Tersedia 19 Outdoor indicator lamp (beacon) Tersedia 20 Distribution Board AC dan DC Tersedia 21 Telephone Tersedia 22 Lighting switch dan socket outlet Tersedia

8.6 Inverter 110 VDC ke 220 VAC Inverter digunakan untuk mensuplai server, HMI Lokal, 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.

Gambar 20. Inverter 110 VDC ke 220 VAC

No Description Requirement 1 Electrical safety EN 60950, VDE 0805 2 Efficiency > 88% at nominal load 3 Operating temperature - 5 to +55 degree celcius, non condensing 4 InputDC 110 (88 -132) VDC dan 220 VAC 5 Output AC 220VAC 6 Failure tolerance ± 5% 7 Frequency 50Hz sinewave

SPLN S3.001-3: 2012

102

8 Over load By pass 9 Power 2 X beban maksimum

10 Power Factor 0.8 11 Load range 0 - 100%

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


1 Jenis Meter : Meter Elektronik Berbasis Web ANSI C12.20 dan atau IEC 62053-22 (kWh) atau yang lebih baru 2 Standard : IEC 1268 (VARh) atau yang lebih baru

3 Jenis Konstruksi : Switchboard (draw out)

- Optical Port

- RS232 atau RS485 Terminal Komunikasi (Built in)

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

- Modem PSTN

4

Terminal Komunikasi (Optional) : - 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 (AutoRange) dan 110 - 220 VDC (AutoRange)

11 Frekuensi : 50 Hz

: kWh : 0,2 ( Mengacu pada Standard IEC62053-22 dan atau ANSI C12.20 ) 12 Kelas Ketelitian

kVARh : 2 ( Mengacu pada Standard IEC1268 )

13 Temperatur Operasi -40oC sampai +75oC

SPLN S3.001-3: 2012

103

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

: - Wh Kirim

- Wh Terima

- VARh Kirim

- VARh Terima

- VAh Kirim

17 Besaran Energi yang diukur/direkam

- VAh Terima

: - W Kirim

- W Terima

- VAR Kirim

- VAR Terima

- VA Kirim

18 Besaran Daya yang diukur/direkam

- VA Terima

19 Interval Perekaman Energi (Dapat Diprogram) : 1, 5, 10, 15, 20, 30, dan 60 Menit

- 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

20 Besaran Sesaat yang diukur dan dapat direkam

: - Frekuensi

- 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

21 Koinsiden Demand

: - Frekuensi

22 Pembagian Tarif : 8 Tarif

SPLN S3.001-3: 2012

104

: 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)

23 Aplikasi Baca / Seting Meter

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)

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

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

Auxiliary supply 3 Voltage : 110 VDC (-15% s.d +10%) Accuracy - Voltage : 0,5 % - Curent 0,5 % - Power factor : 1 % - Total harmonic distortation (THD) : ± 1% - kW, kVA, kVar : 0,5 %

4

- kWh, kVAh, kVarh Class 0,5 5 ComunicationPort : ST / SC / MTRJ / LC


6


8.9 Media Telekomunikasi

NO Description Requirement 1 Data Transfer Speed : IEC 61850 / Ethernet 100 MB/s, 2 CommunicationPort : In front or rear, or both 3 Communication Station Level : Electrical (SFTP) 4 Communication IED to Switch : Fiber Optic 5 Communication Switch to switchbetween cubicle

(indoor) : Fiber Optic

6 Communication Switch to switch betweencubicle (outdoor)

: Fiber Optic Armoured

SPLN S3.001-3: 2012

105

8.10 Layout 8.10.1 Layout HMI Lokal

Gambar 21. HMI Lokal

HMI Lokal 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

SPLN S3.001-3: 2012

106

8.10.2 Layout pasokan listrik ke panel SOGI

Batere

MCB

terminal

MCB

Panel server, gateway, GPS,

inverter, ethernet switch

MCB

Panel IED I/O#1

MCB

Panel IED I/O#2

MCB

Panel IED I/O#n

ke peralatan ke peralatan ke peralatan ke peralatan

terminal terminal terminal

SPLN S3.001-3: 2012

107

8.10.3 Layout Panel Kontrol dan Proteksi Layout Panel Kontrol dan Proteksi 150 kV double busbar

Gambar 22. Layout Panel Kontrol dan Proteksi 150kV double breaker

SPLN S3.001-3: 2012

108

8.10.4 Layout Panel Kontrol dan Proteksi 150 kV one-half breaker

Front View

Ethernet Switch

IED MPU

IED BPU

Test Switch

MP

U

BP

U

800 mm

2200

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

BUSPRO BUS A

BUSPRO BUS B

Test Switch

800 mm

Proteksi BUSPRO

IED BPU-2

CC

P

BP

U-2

CC

P

Bus A

Bus B

Q0A

Q0AB

Q0B

Ethernet Switch

IED AVR

Test Switch

800 mm

AVR BUSPRO

BUS ABUSPRO

BUS B

IED BCU LV

*) untuk bay IBT

Front View

Ethernet Switch

CBF A

CBF AB

Test Switch

800 mm

2200

mm

Proteksi Diameter

CBF B

CB

F A

CB

F A

B

CB

F B

Gambar 23. Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk one-half breaker

SPLN S3.001-3: 2012

109

8.10.5 Layout Panel Kontrol dan Proteksi 500 kV one-half breaker Front View

Ethernet Switch

IED MPU-1

Test Switch

800 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

800 mm

Proteksi Trafo / IBT

Ethernet Switch

Test Switch

800 mm

IED MPU-2

IED MPU CCP-1 IED MPU CCP-2

Bus A

Bus B

Q0A

Q0AB

Q0B

IED BPU-1 IED BPU-2

Gambar 24. Layout Panel Proteksi Line & IBT 500 kV one-half breaker

Front View

Proteksi Busbar

Ethernet Switch

BUSBAR A

Test Switch

800 mm

BB

P-1

CB

FAB-

1

Ethernet Switch

800 mm

BB

P-2

CB

FAB-

2

BUSBAR B

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

UIB

T

BCU IBT + TC LV

Test SwitchTest Switch

BCU CB A

BCU CB B

Bus A

Bus B

Q0A

Q0AB

Q0B

Front ViewProteksi Diameter

Ethernet Switch

CBF A

CBF AB

Test Switch

800 mm

2200

mm

CBF B

CBF

A

CB

F AB

CBF

B

BUSPROIED Main 1

IED Main 2

BUSPROIED Main 2

BUSPRO

IED Main 1

BUSPRO

Gambar 25. Layout Panel Kontrol dan Proteksi Busbar 500 kV one-half breaker

2

SPLN S3.001-3: 2012

110

9 Suku cadang

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

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

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

SPLN S3.001-3: 2012

111

10 Garansi Kontraktor dan vendor harus bertanggung jawab apabila terdapat bug pada perangkat lunak yang dipergunakan dalam remote station. 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 2 (dua) 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.

SPLN S3.001-3: 2012

112

Pengelola Standardisasi:

PT PLN (Persero) Puslitbang Litbang Ketenagalistrikan Jl. Durentiga Jakarta 12760, Telp. 021-7973774, Fax. 021-7991762,

www. pln-litbang.co.id.

SPLN S3.001-3: 2012

113

SPLN S3.001-3: 2012

1

Pengelola Standardisasi : PT PLN (Persero) Pusat Penelitian dan Pengembangan Ketenagalistrikan

Jl. Durentiga, Jakarta 12760, Telp. 021-7973774, Fax. 021-7991762, www.pln-litbang.co.id

spesidikasi remote station

Documents