1. PENGENALAN REMOTE TERMINAL UNIT (RTU)

1. PENGENALAN REMOTE TERMINAL UNIT (RTU)

TUJUAN PELAJARAN

:

Setelah mengikuti pelajaran ini peserta mampu menjelaskan Teori Dasar Remote Terminal Unit yang berkaitan dengan Pemeliharaan Peralatan SCADA dengan baik dan benar sesuai standar perusahaan.

DURASI

:

4 JP

PENYUSUN

:

1. Syamsu Rijal (PLN P3B Sumatera - UPB Sumbagsel) 2. Muhammad Subhan (PLN P3B Sumatera - UPB Sumbagsel) 3. Erwan Herdiyanto (PLN P3B Sumatera)

i

DAFTAR ISI

TUJUAN PELAJARAN....................................................................................................................

i

DAFTAR ISI......................................................................................................................................

ii

DAFTAR GAMBAR..........................................................................................................................

iv

DAFTAR TABEL..............................................................................................................................

v

1.

REMOTE TERMINAL UNIT (RTU).........................................................................................

1

2.

KONFIGURASI REMOTE STATION.......................................................................................

1

3.

4.

5.

2.1.

Konfigurasi Remote Terminal Unit.............................................................................

2

2.2.

Konfigurasi Remote Station......................................................................................

3

2.3.

Konfigurasi Remote Station di Unit Pembangkit.......................................................

3

DEFINISI DAN FUNGSI BAGIAN UTAMA.............................................................................

4

3.1.

Modul Mikroprosessor...............................................................................................

5

3.2.

Modul Komunikasi.....................................................................................................

5

3.3.

Modul Input/Output (I/O)...........................................................................................

7

3.3.1. Analog Input....................................................................................................

7

3.3.2. Analog Output.................................................................................................

8

3.3.3. Digital Input.....................................................................................................

9

3.3.4. Digital Output..................................................................................................

10

3.3.5. Modul Pulse Counter.......................................................................................

12

3.3.6. Modul catu daya..............................................................................................

12

3.3.7. Modul Local HMI.............................................................................................

12

KONFIGURASI RTU KONVENSIONAL DAN RTU AUTUMATION.......................................

14

4.1.

Konfigurasi RTU Konvensional.................................................................................

14

4.2.

Konfigurasi RTU Automation.....................................................................................

14

WIRING MDF RANGKAIAN PROSES/INTERFACING KE SEL............................................

15

5.1. 6.

MDF Terminal............................................................................................................

15

RANGKAIAN AKUISISI DATA YANG DISAMBUNG KE RTU – RTU....................................

16

6.1.

Telemetering (Analog Input)......................................................................................

16

6.2.

Telesignalling (Digital Input)......................................................................................

18

Simple, Inspiring, Performing, Phenomenal

ii

6.3. 7.

Telecontrol (Remote Control)....................................................................................

19

OTOMATISASI GARDU INDUK (SUBSTATION AUTOMATION/SA)...................................

20

7.1.

Pengenalan Protokol IEC 61850...............................................................................

27

SOAL LATIHAN ..............................................................................................................................

47

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1.

Konfigurasi Remote Terminal Unit...................................................................


2 iii

Gambar 2.

Konfigurasi Remote Station............................................................................

3

Gambar 3.

Konfigurasi remote station di unit pembangkit................................................

4

Gambar 4.

RTU C264.......................................................................................................

13

Gambar 5.

Konfiguration RTU Automation........................................................................

14

Gambar 6.

RTU yang disambungkan ke rangkaian proses baik di GI maupun pembangkit.....................................................................................................

15

Gambar 7.

Prinsip Terminal MDF Disconnect...................................................................

16

Gambar 8.

Prinsip Terminal MDF Connect.......................................................................

16

Gambar 9.

Scematic pengukuran MW / MX......................................................................

17

Gambar 10.

Schematic pengukuran arus (Amp)................................................................

17

Gambar 11.

Schematic pengukuran tegangan (KV)..........................................................

18

Gambar 12.

Scematic Telesignaling Single (TSS)..............................................................

18

Gambar 13.

Scematic Telesignaling Double (TSD).............................................................

19

Gambar 14.

Scematic Remote Control Digital....................................................................

20

Gambar 15.

Konfigurasi Sistem SCADA Remote Station Yang Masih Konvensional.........

21

Gambar 16.

Instalasi Gardu Induk Konvensional................................................................

21

Gambar 17.

Monitoring panel control pada GI konvensional..............................................

22

Gambar 18.

Kondisi saat ini di forum standardisasi IEC.....................................................

23

Gambar 19.

Pengembangan standardisasi........................................................................

24

Gambar 20.

Perkembangan konsep Rele...........................................................................

24

Gambar 21.

Perkembangan konsep komunikasi data........................................................

25

Gambar 22.

Konfigurasi otomatisasi GI saat ini..................................................................

26

Gambar 23.

Trend otomatisasi GI.......................................................................................

26

Gambar 24.

Konfigurasi dasar IED (1)................................................................................

27

Gambar 25.

Konfigurasi dasar IED (2)................................................................................

28

Gambar 26.

Pemodelan data IED (1).................................................................................

28

Gambar 27.


29

Gambar 28.


29

DAFTAR TABEL

Tabel 1.

Modul Analog Input....................................................................................................

7

Tabel 2.

Modul Analog Output..................................................................................................

9


iv

Tabel 3.

Modul Digital Input.....................................................................................................

10

Tabel 4.

Modul digital output....................................................................................................

11

Tabel 5.

Catu daya 48 VDC.....................................................................................................

12


v

PENGENALAN REMOTE TERMINAL UNIT (RTU)

1.

REMOTE TERMINAL UNIT (RTU)

Remote terminal unit (RTU) adalah salah satu komponen peralatan SCADA yang didesain untuk memonitor aktivitas substation pada suatu sistem tenaga listrik. Informasi dasar tentang sistem tenaga listrik diperoleh dari pemantauan status peralatan dan pengukuran besaran listrik pada gardu induk maupun pembangkit listrik. Informasi tersebut kemudian diproses oleh RTU untuk kemudian dikirim ke Control Center. Sebaliknya, Control Center pun dapat mengirim perintah ke RTU. Proses ini, sebagaimana disinggung pada bagian sebelumnya, disebut teleinformasi (terdiri dari telesignal, telecontrol dan telemetering). RTU dapat dihubungkan dengan satu atau dua master station. Selain dengan master station, RTU juga dapat dihubungkan dengan RTU lainnya (remote RTU) melalui jalur komunikasi. RTU dapat mengakuisisi digital input, digital output, analog input, dan analog output. RTU dapat berkomunikasi dengan sub-RTU yang dinamakan RTU Konsentrator. RTU harus memiliki port komunikasi redundant yang mampu berkomunikasi secara bersamaan dengan minimal dua control center dengan protokol yang berbeda dan dapat dihubungkan dengan Local HMI di gardu induk sebagai pengganti control panel. RTU harus dilengkapi dengan fasilitas dummy breaker yang berfungsi untuk melakukan simulasi remote control.

2.

KONFIGURASI REMOTE STATION

Remote station merupakan kumpulan perangkat keras dan lunak SCADA yang ada di Gardu Induk. Konfigurasi remote station mengacu pada SPLN S3.001: 2008 butir 7.2, yaitu: a. Konfigurasi Remote Terminal Unit; b. Konfigurasi Remote Station; c.Konfigurasi Remote Station di unit Pembangkit;


1

2.1. Konfigurasi Remote Terminal Unit Konfigurasi Remote Terminal Unit mengacu pada Gambar 1 berikut ini:

Gambar 1. Konfigurasi Remote Terminal Unit


2

2.2. Konfigurasi Remote Station Contoh konfigurasi remote station dalam penggunaan gateway, RTU, dan IED dapat dilihat pada Gambar 2 berikut ini.

Gambar 2. Konfigurasi Remote Station

2.3. Konfigurasi Remote Station di Unit Pembangkit Konfigurasi remote station di unit pembangkit, dimana terdapat sistem kontrol pembangkit dan sistem kontrol SCADA yang terpisah satu sama lain, maka konfigurasinya mengacu pada Gambar 3 dibawah ini :


3

Gambar 3. Konfigurasi remote station di unit pembangkit

3.

DEFINISI DAN FUNGSI BAGIAN UTAMA

Bagian-bagian utama Remote Station adalah: 

Modul Mikroprosessor



Modul Komunikasi



Modul Input/Output (I/O)



Modul Pulse Counter



Modul Catu Daya



Modul Local HMI

Fungsi Utama RTU RTU generasi baru, memiliki beberapa fungsi utama. Fungsi tersebut antara lain : a.

Komunikasi dengan master station Untuk RTU generasi baru komunikasi dapat dilakukan dengan lebih dari satu master station dengan menggunakan database yang dipartisi dan protokol komunikasi yang berbeda-beda.


4

b.

Mengolah input/output Peralatan yang ada di gardu dihubungkan dengan RTU melalui modul input /output digital dan analog.

c.

Komunikasi dengan IEDs (Intelligent Electronic Devices) RTU dapat mengakuisisi data dari IEDs seperti smart meters dan relay pengaman.

d.

Local data logging RTU juga dapat digunakan sebagai even logger. Dengan menghubungkan satu atau dua printer dan terminal alphanumeric, maka jika terjadi perubahan status dapat dicetek secara lokal.

Manajemen database Pengguna RTU dapat melakukan konfigurasi sesuai dengan kebutuhan. Konfigurasi tersebut dilakukan dengan menggunakan sistem database. Database tersebut kemudian di loading ke RTU dan disimpan pada RAM.

3.1. Modul Mikroprosessor Fungsi Modul Mikroprosessor antara lain: 

Layanan central;



Organisasi aliran data;



Sinkronisasi waktu dengan GPS lokal atau GPS di control center;



Sinkronisasi komunikasi serial atau field bus;



Resolusi realtime: 1 ms;



Fungsi gateway.

3.2. Modul Komunikasi Modul komunikasi digunakan sebagai interface komunikasi RTU dengan dunia luar atau dengan device yang lain. Interface komunikasi ini biasanya dibagi menjadi 2 yaitu komunikasi ke Control center dan komunikasi ke device. Komunikasi ke device bisa komunikasi ke sub RTU atau ke IED. Tiap-tiap merk RTU berbeda-beda menempatkan komunikasi interface ini. Ada yang komunikasi interface ke Control Center bersatu dengan CPU dan komunikasi ke device pada modul komunikasi yang terpisah. Dan ada yang dua duanya pada modul komunikasi yang terpisah.


5

Contoh-contoh Modul Comunication : a. Communication Module/CPU 260 Modul ini berfungsi sebagai interface antara RTU untuk komunikasi dengan Control Centre. Modul ini dilengkapi dengan : 

2 buah port Ethernet



2 buah Connector RS 232-C



3 Channel protocol : - DNP 3 - IEC 600870-5-101 - IEC 600870-5-104

Modul ini sangat fleksibel dengan bermacam-macam media komunikasi yang berbeda dan mendapat support dari protocol, sehingga sangat cocok bila ada penggabungan dengan RTU merek yang lain. b. CPR Modul ini dilengkapi dengan : 

4 port serial



1 port ethernet



3 Channel protocol : - DNP 3 - IEC 600870-5-101 - IEC 600870-5-104

Fungsi modul komunikasi yaitu: a. Dapat berkomunikasi menggunakan protokol sesuai dengan standar; b. Memiliki fungsi http dan ftp (optional); c. Dapat melakukan switch over port komunikasi secara otomatis; d. Dapat melakukan switch over jaringan LAN secara otomatis.


6

3.3. Modul Input/Output (I/O) Jenis I/O pada remote station: 

Analog Input;



Analog Output;



Digital Input;



Digital Output.

3.3.1. Analog Input Modul analog input digunakan untuk mengambil informasi besaran ukur seperti tegangan,arus, daya, frekuensi ,dll. Besaran ukur ini diambil bisa langsung dari trafo arus atau trafo tegangan atau harus lewat tranducer. Hal ini tergantung dari spek modul yang dipakai. Ada beberapa merk RTU yang menyediakan Modul analog input tanpa lewat tranducer yang disebut tranducerless. Besaran input yang masuk ke modul analog input juga harus disesuaikan antar tranducer dengan input modul tersebut. Besaran input yang masuk dapat berupa tegangan atau arus . Besaraan iput ini juga memiliki range pengukuran yang perlu diperhatikan misalnya: 0 -10 mA, 0-20 mA 4-20mA,-5 +5 mA dll. Range ini ada yang bisa dipilih/diprogram sesuai keinginan kita dan ada yang tetap tidak bisa diprogram. Sehingga kita harus hati-hati dalam menentukan range yang akan dipakai jika kita merencanakan pemasangan RTU baru. Modul untuk analog input mengacu pada Tabel 1. Tabel 1. Modul Analog Input Keterangan Input/output

Analog Input 0 s/d + 10 mA dc, 0 s/d + 20 mA dc, ± 5 mA dc, +4 s/d +20 mA dc,

Pemrosesan

0 s/d 10 V dc Besaran pengukuran Skala pengukuran 10 ms

Time tag Akurasi Analog to Digital Minimal 12 bit Converter (ADC)

Sub bagian untuk modul analog input adalah:


7

a. Modul TM Menerima input telemetering dari modul A/D converter. b. Transducer Mengkonversikan besaran tegangan dan/atau arus dari CT/PT menjadi besaran mA. c. CT/PT Menkorversi arus dan tegangan dari sisi tegangan tinggi menjadi tegangan dan arus yang dibutuhkan oleh transduser. d. IED Meter Menampilkan besaran-besaran listrik dari output CT/PT, contoh MW, Mvar, MVA, Cos Phi dll, sebagai pengganti fungsi dari tranduscer. e. Database RTU Mengkonversikan kondisi CT/PT terpasang menjadi besaran engineering. f.

Database Master Station Mengkonversikan besaran Engineering yang akan ditampilkan di HMI Dispatcher yang merupakan besaran real time.

g. Kabel Koneksi Menghubungkan koneksi dari Marsheling Kiosk CT/PT sampai modul TM.

3.3.2. Analog Output Perintah dari Master Station dilaksanakan oleh RTU melalui modul analog output. Perintah yang dilakukan oleh modul analog output adalah perintah yang bersifat analog yaitu menset secara linear pada suatu posisi tertentu baik maju atau mundur, naik atau turun. Contoh pemakaian modul ini adalah untuk menaikan atau menurunkan beban pembangkit atau untuk menaikan atau menurunkan tap trafo. Modul untuk analog output mengacu pada Tabel 2.

Tabel 2. Modul Analog Output


8

Keterangan

Analog Output

Input/output

0 s/d + 10 mA dc, 0 s/d + 20 mA dc, ± 5 mA dc, +4 s/d +20 mA dc, 0 s/d 10 V dc 0 s/d +

Pemrosesan

Besaran set point Skala set point Besaran set point

Time tag Akurasi Analog Converter (ADC)

10 ms to

Digital

Minimal 12 bit

a. Modul RCA (Remote Control Analog) Melakukan remote control set point ke pembangkit. b. Local Remote Memposisikan remote atau lokal. c. Kabel Koneksi Menghubungkan instalasi dari Modul RCA ke Switch Yard. d. Modul PS 48 VDC Mengkonversikan dari 48 VDC ke tegangan DC yang lebih rendah misalnya: 5,12, 15, 24 VDC.

3.3.3. Digital Input Modul digital input ini digunakan sebagai sarana untuk menggambil informasi status atau keadaan suatu peralatan. Digital input ini dibagi dua yaitu telesingnal single dan tele signal double. Telesignal single digunakan untuk menggambil informasi status atau keadaan peralatan yang sifatnya informasi tunggal yaitu ada informasi atau tidak seperlu alarm-alarm. Informasi yang disajikan adalah muncul alarm atau tidak.


9

Telesignal double adalah digunakan untuk mengambil informasi status atau kondisi suatu peralatan yang sifatnya informasi ganda yaitu misalnya kondisi CB “terbuka:” atau :”tertutup” Dalam satu modul digital input biasanya dapat digunakan sebagai tele signal tunggal dan telesignal ganda. Modul untuk digital input mengacu pada Tabel 3. Tabel 3. Modul Digital Input Keterangan Input/output

Digital Input 24 s/d 48 Vdc Single point,

Pemrosesan

Double point Counter

Time tag

1 ms

a. Modul TS Menerima input telesinyal dari peralatan Relay SCADA. b. Relay SCADA Mengkonversi tegangan dari limit switch dengan tegangan modul TS. c. Limit Switch Menerima input posisi Tele Sinyal Double, Status yang merupakan alarm gangguan dari switch yard.

3.3.4. Digital Output Perintah dari Master Station dilaksanakan oleh RTU melalui modul digital output . Perintah yang dilakukan oleh modul digital output adalah perintah yang bersifat digital yaitu membuka dan menutup. Modul Digital output dibagi menjadi dua macam yaitu modul digital output single dan modul digital output double. Pada modul digital single perintah yang dilakukan adalah satu kali yaitu relay bekerja dan kembali tidak bekerja. Perintah ini biasa digunakan untuk mereset relay atau untuk mengganti menekan satu tombol. Modul Digital output doble digunakan untuk melakukan dua perintah yaitu perintah membuka dan perintah menutup.

Simple, Inspiring, Performing, Phenomenal 10

Digital output single dan digital output double biasanya tidak dapat digabung dalam satu modul. Jadi modul yang digunakan Modul untuk digital output mengacu pada Tabel 4. Tabel 4. Modul digital output Keterangan

Digital Output

Input/output

24 s/d 110 Vdc

Pemrosesan

Binary output Pulse output Persistent command output

Time tag

1 ms

a. Modul RCD Melakukan remote control open/close ke switch yard. b. SwitchYard Melakukan open/close peralatan di sisi tegangan tinggi. c. Check Synchro Relay Rangkaian sinkronisasi sebelum pemasukan CB. d. Local Remote Memposisikan remote atau lokal e. Kabel Koneksi Menghubungkan instalasi dari Modul RCD ke Switch Yard f.

Relay Bantu 48 VDC Menyediakan kontak dengan arus yang besar untuk menggerakkan coil peralatan switch yard.

3.3.5. Modul Pulse Counter Modul pulse counter berfungsi sebagai akumulator dari pulsa kontrol dan status peralatan.


11

3.3.6. Modul catu daya Besaran nominal toleransi dan sistem pentanahan untuk peralatan catu daya 48 VDC mengacu pada SNI 04-7021.2.1-2004: 2004, dapat dilihat pada Tabel 5. Tabel 5. Catu daya 48 VDC Rectifier 48 VDC

Tegangan Input 220/380 VAC ± 10%

Tegangan Output 48 VDC ± 10%

Pentanahan Positif grounding

Catu daya mempunyai protokol komunikasi Modbus. Backup time batere untuk semua peralatan: a. GITET : 8 jam b. Gardu Induk : 8 jam c. Gardu Hubung : 8 jam d. Gardu Tiang : 8 jam e. Key point : 8 jam

3.3.7. Modul Local HMI Modul Local HMI berfungsi sebagai panel display operator terhadap seluruh peralatan Gardu Induk. Operator bisa melaksanakan eksekusi/perintah maupun monitoring peralatan melalui Local HMI.


Gambar 4. RTU C264

RTU terdiri dari beberapa modul sebagai berikut :

4.



CPU (Processing Unit)



Power Supply Modul



DIU (16 Chanel digital input)



DOU (10 chanel digital output)



AI ( 4/8 Chanel Analog Input)



AO (4 Channel Analog Output)

KONFIGURASI RTU KONVENSIONAL DAN RTU AUTUMATION

4.1. Konfigurasi RTU Konvensional


Gambar konfigurasi RTU Konvensional dan RTU Automation dapat dilihat pada Gambar berikut ini. Pada RTU Konvensional Input data diambil dari Card I/O yaitu modul digital input, digital output dan analog input.

4.2. Konfigurasi RTU Automation Pada RTU automation Input data diambli langsung dari comunikasi data antara RTU dengan IED/Protensi lewat port komunikasi dan RTU memiliki kemampuan untuk melakukan perintah ke outtput jika dipenuhi inputan yang sesuai dengan program yang telah dibuat . jadi RTU ini memiliki kemampuan sebagai Programable Logik Control (PLC) misalnya untuk interlock antar Bay, loadshading dsb. Pada RTU Automation kadang modul digital input masih diperlukan untuk menggambil data yang tidak terambil oleh IED/Proteksi .

Gambar 5. Konfiguration RTU Automation


5.

WIRING MDF RANGKAIAN PROSES/INTERFACING KE SEL

Rangkaian proses terdiri dari instalasi/wiring, terminal, relay bantu dan transducer yang berfungsi untuk mengirim indikasi, kontrol, alarm-alarm dan pengukuran dari suatu Gardu induk/Pembangkit. Seperti terlihat pada Gambar-A, rangkaian proses menjadi bagian penting dari suatu sistem SCADA karena merupakan sensor dan kontrol dari remote terminal unit (RTU). Secanggih apapun system SCADA yang kita pasang tidak akan ada artinya jika kita salah menyambung/merangkai proses ke sistem Gardu Induk. Dibawah ini adalah gambar RTU yang disambungkan ke rangkaian proses baik di GI maupun pembangkit.

Gambar 6. RTU yang disambungkan ke rangkaian proses baik di GI maupun pembangkit

5.1.

MDF Terminal

Terminal di dari RTU yang tersambung ke rangkaian proses disebut MDF terminal. Terdapat 2 (dua) jenis terminal MDF.


a.

Terminal MDF disconnect yaitu antara bagian bawah (dalam) dengan Bagian atas (luar) dapat dipisahkan dengan sekatan plastik.

3

2

1

4

5

7

6

8

Sekat plastik

Gambar 7. Prinsip Terminal MDF Disconnect

b.

Terminal MDF connect yaitu antara bagian bawah (dalam) dengan bagian atas (luar) terhubung (tidak dapat dipisahkan)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Gambar 8. Prinsip Terminal MDF Connect

6.

RANGKAIAN AKUISISI DATA YANG DISAMBUNG KE RTU - RTU

6.1. Telemetering (Analog Input) Telemetering adalah pengukuran besaran-besaran daya MW/MX/A/KV/HZ yang dibutuhkan sistem SCADA untuk dikirim ke control center sebagai bahan pengaturan sistem tenaga listrik. Untuk mengubah besaran-besaran daya yang bertegangan tinggi (CT/VT sekunder) menjadi output berarus lemah maka digunakan transducer. Standar input transducer

: 1A/100V/ V3 dan 5A/100/V3.


Standar output transducer

: +/- 5mA,0–10mA dan 4–20mA PANEL CONTROL

RTU

MW TB

MP

MX TB VR

+

A I

-

VS

<

VT

< TRANDUCER

MDF

TB

<

+ -

<

MW MX TB

+ 5 mA 4-20 mA

< >

IR

< >

IT

Gambar 9. Scematic pengukuran MW / MX

PANEL CONTROL

RTU

TB

MP A I

+ -

< < MDF

TB

< <

TRANDUCER + -

A TB

0-10 mA

< >

Gambar 10. Schematic pengukuran arus (Amp)


A

PANEL CONTROL

RTU

KV TB

MP A I

+ -

TB

< < MDF

TB

< <

TRANDUCER + -

KV

0-10 mA

Gambar 11. Schematic pengukuran tegangan (KV)

6.2. Telesignalling (Digital Input) Digital input adalah input/masukan sinyal yang berupa indikasi-indikasi dan alarm-alarm dari suatu peralatan, yang diperlukan sistem SCADA untuk dikirim ke control center sebagai status dan indikator dalam pengaturan sistem. Ada dua jenis telesignalling : a. Telesignalling Single (TSS) Terdiri dari alarm-alarm suatu proteksi dengan output ON atau OFF. Misalnya alarm Over current, , Ground fault, Breaker fault dll.

RTU RELAY PANEL

MP + 48 V

D I

TB

OCR RELAY BANTU

- 48 V

MDF

TB

Gambar 12. Scematic Telesignaling Single (TSS)


b. Telesignalling Double (TSD) Terdiri dari indikasi-indikasi posisi suatu peralatan dengan output masuk atau keluar misalnya indikasi : Circuit Braker ( CB ), Load Beak Switch ( LBS ), dll. Gambar 13. Scematic Telesignaling Double (TSD) RELAY PANEL

RTU MP

TB TB

open

D I

RELAY BANTU

close + 48 V

-

TB

- 48 V

MDF

open

> <

+

-

> < close

+

Pada telesignalling double (TSD) terdapat istilah valid dan invalid. Valid adalah posisi (data) yang benar, close/open atau open/close. Invalid adalah posisi ( data ) yang salah, close/close atau open/open.

6.3. Telecontrol (Remote Control) Telecontrol adalah keluaran sinyal digital/analog dari remote terminal unit (RTU) hasil manipulasi perintah control center. Remote Control Digital (Digital Output) Merupakan perintah close dan open pada PMT, PMS atau start/stop suatu generator dari control center melalui RTU yang berupa relay contact normally open dari output modul remote Control (Digital Output)


Control Panel

RTU Terminal blok

MP

+110

R

L

OPEN

DO CLOSE

+48 V

Terminal blok Relay Bantu

A

D OPEN

- 48 RC

CLOSE

Gambar 14. Scematic Remote Control Digital

7.

OTOMATISASI GARDU INDUK (SUBSTATION AUTOMATION/SA)

Kondisi saat ini, peralatan kontrol di Gardu Induk (sering kita sebut peralatan RTU atau Remote Terminal Unit) sebagian besar merupakan teknologi yang lama atau teknologi tahun 1980-an, yang menggunakan protokol komunikasi proprietary antara RTU dengan master station, misalnya protokol HNZ, sehingga sangat sulit dalam pengembangannya karena bergantung pada satu vendor/merk tertentu. Sedangkan untuk hubungan RTU ke interface SCADA, rele kontrol, panel kontrol sampai peralatan di switch yard masih menggunakan hardwire atau komunikasi dengan hardware. Konfigurasi dan instalasi sistem SCADA Remote Station (RTU) yang masih konvensional dapat dilihat pada gambar berikut:


Gambar 15. Konfigurasi Sistem SCADA Remote Station Yang Masih Konvensional

Gambar 16. Instalasi Gardu Induk Konvensional

Dalam sistem kontrol pada Gardu Induk konvensional, tugas operator Gardu Induk yang antara lain: monitoring data, pencatatan, pelaporan, dan kontrol manual saat pemeliharaan, semua dilakukan secara manual dari panel-panel kontrol (seperti gambar berikut)


Gambar 17. Monitoring panel control pada GI konvensional

Selain ukuran fisik yang cukup besar, monitoring menggunakan panel kontrol juga berpotensi mengalami kesalahan pengukuran akibat akurasi pembacaan yang kurang akurat dan umur peralatan yang semakin tua. Pada GI konvensional, peralatan proteksi terpisah dengan peralatan kontrol. Pencatatan dan pelaporan data masih dilakukan secara manual oleh operator GI. Peralatan hardware sangat dominan dibandingkan dengan penggunaan software yang praktis hanya digunakan pada peralatan RTU untuk mengakuisisi data dan komunikasinya dengan Master Station di Control Center. Saat ini perkembangan standardisasi khususnya dalam komunikasi, beberapa standar IEC telah dikeluarkan antara lain untuk menstandarkan komunikasi antara Gardu Induik atau substation dengan control center (IEC-60870-5-101/104), atau protokol komunikasi untuk peralatan proteksi (IEC 60870-5-103) untuk menggantikan protokol proprietary yang tidak bisa dikembangkan lagi. Selain itu juga dikembangkan peralatan berbasis TCP/IP dan object oriented protocols, Condition Based Maintenance (CBM), dan konsep lain dimana kecenderungan Hardware enjinir menggantikan Software enjinir, Integrasi peralatan proteksi & kontrol, Keseragaman platform hardware dan software-modules untuk fungsi yang diinginkan, serta IED berbasis web.


Gambar 18. Kondisi saat ini di forum standardisasi IEC

Dalam perkembangannya, user menginginkan suatu open protocol yang dapat digunakan untuk semua fungsi seperti proteksi, kontrol dan monitoring atau recording device, sehingga tidak ada ketergantungan pada suatu pabrikan tertentu apabila akan ada penambahan atau pengembangan peralatan-peralatan yang ada di substation atau gardu induk. Jadi setiap peralatan atau sistem dari suatu pabrikan harus dapat terintegrasi dengan peralatan atau sistem dari pabrikan lainnya dengan mudah. Standar yang diinginkan tersebut mensyaratkan hal-hal sebagai berikut: 

Mengakomodir semua komunikasi dalam suatu substation



Interoperability (untuk pertukaran data) yang standar antar fungsi yang ada dalam substation



Mendukung semua tipe arsitektur yang digunakan (centralized atau decentralized)



Menjadi future proof dalam rangka mengantisipasi perkembangan yang cepat teknologi komunikasi di dalam mengembangkan aplikasi pada power system.

Untuk dapat menyatukan persyaratan tersebut maka diperlukan standardisasi, yang merupakan kesepakatan, berupa standar komunikasi umum yang dapat menjamin interoperability antar peralatan-peralatan dari pabrikan yang berbeda untuk membentuk suatu sistem yakni IEC 61850 yang identik dengan substation automation. IEC 61850, yang telah dipublikasikan sejak tahun 2002/2003, merupakan protokol standar internasional yang mendefinisikan struktur komunikasi dasar antar semua perangkat dalam suatu Gardu Induk.


Gambar 19. Pengembangan standardisasi

Perkembangan lain juga terjadi pada peralatan rele dimana pada tahun 1930-an mulai dikenalkan rele mekanik sampai dengan rele numerik pada tahun 1990-an, serta perkembangan konsep komunikasi data mulai dari stand alone sampai dengan distributed system seperti dilihat pada gambar berikut.

Gambar 20. Perkembangan konsep Rele


Gambar 21. Perkembangan konsep komunikasi data

Untuk mengimplementasikan otomatisasi Gardu Induk perlu diperhatikan hal-hal sebagai berikut:  Efisiensi biaya pengembangan Gardu Induk 

Standardisasi hardware dan software



Standardisasi protokol komunikasi



Integrasi proteksi dan kontrol



Process bus sampai ke peralatan primer



Integrasi SCADA & Management Information System



Asset management (PAS-55)



Condition Based Maintenance



Efisiensi instalasi

Konfigurasi otomatisasi Gardu Induk yang direalisasikan sampai dengan saat ini masih terbatas pada penggunaan protokol IEC 61850 untuk komunikasi antara peralatan IED dengan Gateway dan antar peralatan IED itu sendiri (gambar 8). Konsep yang dikembangkan adalah menggunakan satu standar untuk komunikasi mulai dari bay level di switch gear sampai dengan gateway di remote station dan bahkan dikembangkan sampai dengan master station di control center (gambar dibawah ini).


Gambar 22. Konfigurasi otomatisasi GI saat ini

Gambar 23. Trend otomatisasi GI


7.1. Pengenalan Protokol IEC 61850 IED atau Intelligent Electronic Device merupakan peralatan elektonik yang digunakan untuk menjalankan fungsi telesignal, telemeter, telekontrol pada suatu bay dan mampu menggabungkan fungsi proteksi dan kontrol. Analogi yang digunakan pada IEC 61850 adalah satu physical device (IED) mencakup beberapa logical device yang terdiri dari logical device untuk fungsi proteksi, kontrol, dan recording. Dari masing-masing logical device dapat dirinci lagi menjadi beberapa logical node yang mendeskripsikan salah satu bagian peralatan bay, misalnya circuit breaker, disconnecting switch, dan sebagainya. Kemudian dari logical node dapat dirinci menjadi data object yang dirinci lebih lagi melalui attribute. Misalnya untuk logical node circuit breaker, salah satu data object-nya adalah position dari circuit breaker itu sendiri, dimana memiliki attribute position open dan close. Jadi urutan mulai dari physical device  logical device  logical node  data object  attributte dapat kita analogikan sebagai folder yang bisa kita lihat pada menu windows explorer dimana terdapat folder yang dirinci menjadi beberapa subfolder dan seterusnya (lihat gambar 4.7.10 sampai 4.7.14).

Gambar 24. Konfigurasi dasar IED (1)


Gambar 25. Konfigurasi dasar IED (2)

Gambar 26. Pemodelan data IED (1)


Gambar 27. Pemodelan data IED (2)

Logical Device

IED1 PTOC

Time Over Current Auto Reclosing

RREC CSWI Current Transfomer

MMXU

XCBR

TCTR

T1 Q0 Gambar 28. Pemodelan data IED (3)


Switch Control Measurement Unit

Circuit Breaker

Model Referensi 7-Layer

Tipe pengiriman data: 

Client – Server services.



Time-critical multicast GOOSE (General Object Oriented Substation Event) services (contoh perubahan status, trip, block).



Pengukuran yang bersifat time-critical (dari CT/VT)


Komunikasi Client-Server


Komunikasi antar IED

Server Komunikasi di substation automation : 

Protection - Station control level



Teleprotection



GOOSE



Nonconventional instrument transformer



Digital Sensors, Actuators



Bay control - station control



Technical service



Interbay communication



Time synchronisation


Komunikasi di substation automation [1] Control 

Select before Operate (SBO)



Direct Control

[2] Information Report 

Semua informasi dikirim ke Station Unit

[3] GOOSE 

Inter-device communication  Interlocking, blocking, dll.

[4] File Transfer 

Alarm lists, event lists, SOE



Fault recorder

[5] Time Synchronisation


Pendefinisian IEC 61850



Application object model memiliki fungsi memodelkan object menjadi beberapa Logical Nodes (LN) yang menjabarkan informasi dari berbagai peralatan High Voltage dan fungsi-fungsi otomatisasi GI



ACSI dan SCSM berfungsi mengidentifikasikan atau memetakan fungsi layanan dan obyek yang telah dimodelkan diatas kedalam interface komunikasi



Substation Configuration Language merupakan bahasa konfigurasi yang digunakan untuk melakukan pertukaran informasi konfigurasi antar perangkat enjiniring sistem otomatisasi GI dan dengan jaringan control center




Conformance testing berfungsi untuk mengecek kesesuaian perangkat yang akan dipasang dengan standar protokol IEC 61850



TCP/IP dan Ethernet mendeskripsikan standar interface dan proses komunikasi yang terjadi, dijabarkan sesuai 4 layer terbawah OSI (transport, network, data link, dan physical layer)

Keuntungan IEC 61850 : 

Future proof (mengakomodir perkembangan)



Memudahkan pengembangan Gardu Induk, karena pemodelannya sudah standar



Integrasi sistem informasi lebih mudah dan handal (contohnya control center), karena objek yang digunakan sudah standar



Mengurangi biaya investasi



Mengurangi waktu padam pada saat pengujian (pengkabelan lebih efisien, point-topoint testing lebih sederhana)



Mempermudah penggantian peralatan (Plug & Play)


Life Cycle Cost

Enjiniring Proses IEC 61850


Compatibilitas IEC 61850

Perkembangan IEC 61850 : 

Sudah diimplementasikan pada lebih dari 4000 sistem di dunia saat ini.



Permasalahan enjiniring :



-

Sebelumnya  “Hardware” engineer

-

Kedepan

 “Software” engineer

Kondisi saat ini pada Gardu Induk, tidak ada standar untuk komunikasi serial. Semua sistem menggunakan solusi proprietary.



Standar yang ada saat ini belum mencakup peralatan yang lebih meluas. Pasar global menginginkan satu standar untuk semua peralatan.



Dengan adanya standar universal tersebut akan mengurangi biaya untuk investasi dan biaya O&M.



Otomatisasi Gardu Induk mensyaratkan perpindahan model komunikasi dari analog menjadi komunikasi serial.



IEC 61850 menjadi satu-satunya standar yang ada dalam otomatisasi Gardu Induk.


Contoh implementasi IEC 61850 : 

Terna (italy) : Project SICAS based on IEC 61850



RWE Power (Germany) : Three substations of 110 kV, 25 kV, and 6 kV at Garzweiler II in operation



Red Electrica de Espana

:

SIGRES Project in operation (exchange of protection

settings) 

Iberdrola (Spain) : Interuca pilot project and Madrid university substation project



NGC (UK) : SICAP Project



Delta Nutsbedrijven (NL) : two 150 kV substations



AEP( USA) : Use IEC 61850 products if standard is published



Hydro One (Canada) : Plan a IEC 61850 substation



AVAG (Switzerland) : 16 kV substation in operation

Konfigurasi Komunikasi Pada Otomatisasi Gardu Induk Station bus only


Station + Process Bus

Common Network


Station Bus Ring

Penerapan di PLN


Rekomendasi untuk otomatisasi GI eksisting

Rekomendasi untuk pembangunan GI baru (1)

Rekomendasi untuk pembangunan GI baru (2)


Contoh konfigurasi substation automation



Substation Control System 150kV KUTA Substation SCS CONTROL ROOM Server HMI 1

HNZ

ACC Main

Server HMI 2

Modem Gateway

ACC Backup

HNZ

EWS Logbook Printer

Trend Printer

GPS

C264R

Modem

Event Printer

T101

H352 Switch

C264C

H352 Switch

Redundant Ethernet Ring 100Mbps, IEC61850 Fiber Optics, multi-mode 150kV KAPAL (Bay 1)

150kV Bus Coupler (Bay 2)

150kV Transformer (Bay 3)

C264 (Bay Control Unit) C264 (Bay Control Unit)

150kV NUSA DUA (Bay 4)

22kV Switchgear & Common Signals (Bay 5)

Spare Bay

C264 (Bay Control Unit) C264 (Bay Control Unit) C264 (Bay Control Unit)

port1 port2

port1 port2

port1 port2

port1 port2

port1 port2

(IEC103) (Modbus)

(IEC103) (Modbus)

(IEC103) (Modbus)

(IEC103) (Modbus)

(IEC103) (IEC103)

C264 (Bay Control Unit)

P122 M231 I/O

M301

I/O

M231

I/O

M301

I/O

M301

P122

I/O

M231

P122

P123 P120

P127

P121

P442

P122 P442

P122 P922

P123 P123

Redundant Ethernet Ring 100Mbps Switch SWR202 integrated within C264 Prot. & Measurement IEDs

C264 Bay Computer

P123 P632

P922 Protection & measurement IEDs are assumed AREVA type


P123

P123

P121 P127

LEGEND:

P123

P123 P921

Serial link RS485 to IEDs

GI Masaran 150 kV Teleinformasi plan : a. Teleinformasi plan untuk operasi jaringan tenaga listrik : 

Menampilkan monitoring status dan pengukuran serta kontrol digital dan analog yang dibutuhkan oleh dispatcher.



Merupakan teleinformasi data yang ditampilkan untuk dispatcher control center.

b. Teleinformasi plan untuk pemeliharaan instalasi sistem tenaga listrik : 

Menampilkan monitoring status dan pengukuran serta kontrol digital yang dibutuhkan untuk pemeliharaan gardu induk.



Merupakan teleinformasi data yang ditampilkan untuk memantau kondisi peralatan (maintenance, CBM, Asset management, dan sebagainya).


Penerapan Otomatisasi Gardu Induk Pertimbangan penerapan otomatisasi GI. Segi Ekonomi: •

•

•

Penghematan biaya investasi: ˗

Luas gedung

˗

Panel

˗

Instalasi kabel

Penghematan biaya operasi: ˗

Pengoptimalan fungsi operator

˗

Diagnosa gangguan lebih cepat

˗

Pemulihan lebih cepat

Penghematan biaya pemeliharaan: ˗

Tidak perlu test dan inspeksi terhadap relay elektromagnetic

˗

Mempercepat troubleshooting karena instalasi lebih sederhana

˗

Diagnosa peralatan lebih cepat karena dibantu oleh embedded software

Segi Teknis: •

Menyediakan informasi yang cepat dan akurat

•

Sebagai alat untuk mempercepat analisa dan pengambilan keputusan

•

Mempercepat waktu diagnosa

•

Instalasi lebih sederhana

•

Pengembangan “lebih mudah”

•

Mengoptimalkan pemeliharaan sesuai kondisi peralatan

Konsekuensi penerapan otomatisasi GI: • Pembangunan Maintenance Control Center (MCC), misalkan lokasinya di UPT • Menyediakan kompetensi SDM untuk otomatisasi GI, khususnya software enjinir • Membuat SOP pemeliharaan untuk MCC


Daftar Pustaka [1]

Melenhorst, Edwin. ” Tab 01 KEMA Day1 Part1 IEC 61850 Presentation”. KEMA consultant, Netherland.

[2]

Andersson, Lars; Brunner, Christoph; Engler, Fred. “Substation Automation based on IEC 61850 with new process-close Technologies”. IEEE Member.

[3]

Brunner, Christoph. “IEC 61850 as Utility Backbone for Intelligence”. ABB. Switzerland. May 31st , 2005.

[4]

Baigent, Drew; Adamiak, Mark; Mackiewicz, Ralph. “IEC 61850 Communication Networks and Systems In Substations: An Overview for Users”. GE Multilin. Mexico. November 10th, 2004.


SOAL LATIHAN

1. Sebutkan dan jelaskan 3 komponen utama pembentuk system SCADA ! 2. Sebutkan dan jelaskan fungsi-fungsi utama dari RTU ! 3. Sebutkan dan jelaskan modul-modul I/O standar yang terdapat pada RTU, serta jelaskan tipe data apa saja yang diakuisisi oleh modul-modul tersebut ! 4. Gambarkan rangkaian diagram akuisisi data yang disambung ke RTU untuk data telesinyal single, telesignal double, dan telecontrol ! 5. Sebutkan dan jelaskan perbedaan dari system remote station konvensional (RTU) dengan SAS (Gateway) !


1. PENGENALAN REMOTE TERMINAL UNIT (RTU)

Recommend Documents