STANDAR SPESIFIKASI REMOTE STATION SPLN S : 2012 PT PLN (PERSERO)

STANDAR

SPLN S3.001-3: 2012 Lampiran Keputusan Direksi PT PLN (PERSERO) No. 518.K/DIR/2012

PT PLN (PERSERO)

SPESIFIKASI REMOTE STATION

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

i

STANDAR PT PLN (PERSERO)

SPLN S3.001-3: 2012 Lampiran Keputusan Direksi PT PLN (PERSERO) No. 518.K/DIR/2012


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


Disusun oleh : Kelompok Bidang SCADA Standardisasi dengan Keputusan Direksi PT PLN (Persero) No. 277.K/DIR/2012

Kelompok Kerja Standardisasi Spesifikasi Remote Station dengan Keputusan Direksi PT PLN (Persero) No.1010.K/DIR/2011

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

Susunan Kelompok Bidang SCADA Standardisasi Keputusan Direksi PT PLN (Persero): No. 277.K/DIR/2012

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

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

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

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

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

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

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

SPLN S3.001-3: 2012

Daftar Isi Daftar Isi ……………………………………………………………………………………………..i Daftar Gambar……………………………………………………………………………………....ii Daftar Tabel ………………………………………………………………………………………..iii Prakata ……………………………………………………………………………………………...v 1 Ruang Lingkup ............................................................................................................. 1 2 Tujuan .......................................................................................................................... 1 3 Acuan Normatif ............................................................................................................. 1 4 Istilah dan Definisi ........................................................................................................ 1 4.1 Daftar Istilah ........................................................................................................ 1 4.2 Definisi................................................................................................................. 3 5 Syarat-Syarat ............................................................................................................... 5 5.1 Syarat Teknis RTU .............................................................................................. 5 5.2 Syarat Non Teknis RTU ....................................................................................... 6 5.3 Syarat Teknis SOGI ............................................................................................. 7 5.4 Syarat Non Teknis SOGI ..................................................................................... 9 5.5 Lingkup Pekerjaan ............................................................................................. 10 5.6 Standar lingkungan ............................................................................................ 12 5.7 Catu Daya ......................................................................................................... 13 6 Remote Terminal Unit (RTU) ...................................................................................... 13 6.1 Konfigurasi RTU ................................................................................................ 13 6.2 Protokol Komunikasi .......................................................................................... 15 6.3 Persyaratan Umum RTU/Gateway untuk 20KV ................................................. 15 6.4 Spesifikasi Umum untuk IED 20kV .................................................................... 16 6.5 Spesifikasi RTU untuk Pole Mounted ................................................................. 16 6.6 Spesifikasi untuk Gateway dan IED di GD dan GH ............................................ 19 6.7 Serial Line Adapter ............................................................................................ 24 6.8 Ethernet Adapter ............................................................................................... 24 6.9 Modul Catu daya ............................................................................................... 24 6.10 Modul Input Output (I/O) .................................................................................... 24 6.11 Telesignaling ..................................................................................................... 25 6.12 Telemetering...................................................................................................... 25 6.13 Sinkronisasi Waktu ............................................................................................ 26 6.14 Perintah Remote Control ................................................................................... 26 6.15 Informasi Status Dan Diagnostik ........................................................................ 26 6.16 Konfigurator RTU ............................................................................................... 26 6.17 Perangkat Lunak ............................................................................................... 27 7 Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI).......................................................................... 27 7.1 Implementasi SOGI ........................................................................................... 27 7.2 Protokol Komunikasi ......................................................................................... 28 7.3 Standar Sistem Otomasi Gardu Induk................................................................ 28 7.4 Perbandingan Mapping Data RTU dengan SOGI .............................................. 29 7.5 Arsitektur SOGI ................................................................................................. 29 7.6 Bay Level........................................................................................................... 31 7.7 Migrasi RTU...................................................................................................... 39 7.8 Arsitektur Software Sistem Otomasi Gardu Induk .............................................. 41 7.9 Penempatan peralatan ...................................................................................... 45 7.10 Level Otomasi GI ............................................................................................... 45 7.11 Identifikasi dan Tools ......................................................................................... 48 7.12 Fungsi Aplikasi .................................................................................................. 49 7.13 Hierarki kontrol .................................................................................................. 50 7.14 Dependability ..................................................................................................... 51

i

SPLN S3.001-3: 2012

7.15 Kinerja ............................................................................................................... 51 7.16 Interface............................................................................................................. 51 7.17 Fungsi SCADA................................................................................................... 52 7.18 Fungsi Komunikasi............................................................................................. 55 7.19 Fungsi Human Machine Interface ...................................................................... 55 7.20 Otomasi ............................................................................................................. 59 7.21 Spesifikasi Station Level .................................................................................... 61 7.22 Spesifikasi IED Control dan Meter ..................................................................... 63 7.23 IED Proteksi 500 kV dan 275 kV ........................................................................ 67 7.24 IED Proteksi 150 kV ........................................................................................... 69 7.25 Spesifikasi relay 500 KV .................................................................................... 71 7.26 Spesifikasi relay 150 kV ..................................................................................... 83 7.27 Spesifikasi relay 20 kV ....................................................................................... 98 8 Penunjang Umum ..................................................................................................... 100 8.1 Overvoltage Arrester ........................................................................................ 100 8.2 Blok terminal .................................................................................................... 100 8.3 Kabel Low Voltage ........................................................................................... 100 8.4 Panel ............................................................................................................... 101 8.5 Bay Kiosk......................................................................................................... 103 8.6 Inverter 110 VDC ke 220 VAC ......................................................................... 104 8.7 KWh Meter Transaksi ...................................................................................... 105 8.8 IED Meter ........................................................................................................ 107 8.9 Media Telekomunikasi ..................................................................................... 108 8.10 Layout .............................................................................................................. 108 9 Suku Cadang ............................................................................................................ 112 10 Garansi ..................................................................................................................... 112

Daftar Gambar Gambar 1. Batasan Tanggung Jawab Pembangunan SOGI Untuk GI Baru ..................... 10 Gambar 2. Batasan Tanggung Jawab Pembangunan SOGI Migrasi ................................ 11 Gambar 3. Konfigurasi Umum RTU.................................................................................. 13 Gambar 4. Konfigurasi RTU Untuk LBS Pole Mounted dan Recloser Pole Mounted ........ 14 Gambar 5. Konfigurasi Remote Station Menggunakan Komunikasi Serial ....................... 14 Gambar 6. Konfigurasi Remote Station Menggunakan Komunikasi Ethernet ................... 14 Gambar 7. Telesignaling .................................................................................................. 25 Gambar 8. Telemetering .................................................................................................. 26 Gambar 9. Migrasi RTU ke SOGI ..................................................................................... 28 Gambar 10. Perbandingan Mapping Data RTU dan SOGI ............................................... 29 Gambar 11. Konfigurasi SOGI ......................................................................................... 30 Gambar 12. Arsitektur Station Level Opsi 1 ..................................................................... 30 Gambar 13. Arsitektur Station Level Opsi 2 ..................................................................... 31 Gambar 14. Contoh Arsitektur Bay Level Untuk 150 KV Double Busbar .......................... 32 Gambar 15. Arsitektur Bay Level Untuk 150 KV One-Half Breaker .................................. 33 Gambar 16. Arsitektur Bay Level Untuk 500 KV atau 275 One-Half Breaker.................... 35 Gambar 17. Arsitektur Bay Trafo ...................................................................................... 36 Gambar 18. Arsitektur Bay Level Untuk 20 kV ................................................................. 38 Gambar 19. Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting ............................................. 39 Gambar 20. Diameter Baru, Pembangkit Baru dan Mengganti RTU Eksisting ................. 40 Gambar 21. Contoh Penempatan BCM Pada Panel. ....................................................... 47 Gambar 22. Hierarki Kontrol............................................................................................. 50 Gambar 23. Hierarki Interlocking Full SOGI ..................................................................... 59 ii

SPLN S3.001-3: 2012

Gambar 24. Hirarki Interlocking Migrasi RTU Ke IED I/O ................................................. 60 Gambar 25. Panel Indoor ............................................................................................... 101 Gambar 26. Inverter 110 VDC ke 220 VAC.................................................................... 105 Gambar 27. Konfigurasi Pasokan Listrik ke Panel SOGI................................................ 108 Gambar 28. Layout Panel Kontrol dan Proteksi 150kV Double Breaker ......................... 109 Gambar 29. Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk One-Half Breaker ....................... 110 Gambar 30. Layout Panel Proteksi Line & IBT 500 kV One-Half Breaker....................... 111 Gambar 31. Layout Panel Kontrol dan Proteksi Busbar 500 kV One-Half Breaker ......... 111 Gambar 32. Lay Out HMI Lokal ..................................................................................... 112

Daftar Tabel Tabel 1. Pilihan Penerapan Bay Level ............................................................................... 9 Tabel 2. Daftar Jenis Pengujian Remote Station .............................................................. 12 Tabel 3. Tabel Catu Daya Untuk Remote Station............................................................. 13 Tabel 4. Persyaratan uji RTU/Gateway ............................................................................ 15 Tabel 5. Spesifikasi IED 20 kV ......................................................................................... 16 Tabel 6. Spesifikasi RTU Untuk LBS Pole Mounted ......................................................... 16 Tabel 7. Spesifikasi IED Recloser Pole Mounted ............................................................. 17 Tabel 8. Spesifikasi Gateway Untuk GH dan GD ............................................................. 19 Tabel 9. Spesifikasi Switch Untuk GD dan GH ................................................................. 20 Tabel 10. Spesifikasi IED Kontrol dan Proteksi untuk GH dan GD ................................... 20 Tabel 11. Spesifikasi IED Kontrol Untuk GH dan GD ....................................................... 22 Tabel 12. Spesifikasi IED I/O untuk GH dan GD .............................................................. 23 Tabel 13. Spesifikasi Umum Untuk IED (BCU, Proteksi, I/O, Meter) ................................ 47 Tabel 14. Gateway ........................................................................................................... 61 Tabel 15. Server .............................................................................................................. 61 Tabel 16. Workstation ...................................................................................................... 62 Tabel 17. Switch .............................................................................................................. 63 Tabel 18. IED Bay Control Unit (BCU) ............................................................................. 63 Tabel 19. IED I/O ............................................................................................................. 65 Tabel 20. Remote Terminal Unit Untuk LFC .................................................................... 65 Tabel 21. Automatic Voltage Regulator (AVR) ................................................................. 66 Tabel 22. Distance Relay 500 kV ..................................................................................... 71 Tabel 23. Line Current Differential 500 kV ....................................................................... 73 Tabel 24. Trafo Differential Relay & Restricted Fault 500 kV............................................ 75 Tabel 25. Over Current Relay, Ground Fault, Thermal Relay 500 kV ............................... 77 Tabel 26. Circulating Current Protection 500 kV .............................................................. 78 Tabel 27. Busbar Protection Relay 500 kV....................................................................... 79 Tabel 28. Circuit Breaker Failure/Short Zone 500 kV (CB AB) ......................................... 81 Tabel 29. Three Phase Under / Over Voltage Relay 500 kV ............................................ 82 Tabel 30. Distance Relay 150 kV ..................................................................................... 83 Tabel 31. Line Current Differential 150 kV ....................................................................... 85 Tabel 32. Trafo Differential Relay & REF 150 kV ............................................................. 87 Tabel 33. Over Current, Ground Fault, Negative Phase Sequence/Unbalance Relay dan Thermal relay 150 kV dan 70 kV ............................................................... 88 Tabel 34. Frequency Relay 150 kV .................................................................................. 90 Tabel 35. Circulating Current Protection 150 kV .............................................................. 91 Tabel 36. Busbar Protection Relay 150 kV....................................................................... 92 Tabel 37. Circuit Breaker Failure/Short Zone 150 kV ....................................................... 94 Tabel 38. Auto Reclose External 2 CB Single or Three Phase ......................................... 95 Tabel 39. Unbalance Relay 150 kV .................................................................................. 95 iii

SPLN S3.001-3: 2012

Tabel 40. Three Phase Under/Over Voltage Relay 150 kV .............................................. 97 Tabel 41. Over Current, Ground Fault, Stand By Earth Fault, Thermal Overload ............. 98 Tabel 42. Spesifikasi Blok Terminal ............................................................................... 100 Tabel 43. Spesifikasi Panel Indoor ................................................................................. 102 Tabel 44. Spesifikasi Teknis Panel Outdoor ................................................................... 103 Tabel 45. Spesifikasi Inverter 110 VDC ke 220 VAC ...................................................... 105 Tabel 46. Spesifikasi kWH Meter Transaksi Dalam SOGI .............................................. 105 Tabel 47. Spesifikasi IED Meter ..................................................................................... 107 Tabel 48. Spesifikasi Media Telekomunikasi .................................................................. 108

iv

SPLN S3.001-3: 2012

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

v

SPLN S3.001-3: 2012

Spesifikasi Remote Station 1

Ruang Lingkup

Standar ini dimaksudkan untuk menetapkan standar spesifikasi remote station di setiap unit PLN, yang terdiri dari spesifikasi 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 spesifikasi remote station yang mengutamakan mutu, keandalan dan ekonomis. Standar ini merupakan acuan dalam perencanaan remote station, pembangunan remote station yang baru, pengembangan remote station yang 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 60870-5Telecontrol Equipment and Systems; g. IEC 61850 Communication networks systems in substations; h. IEC 61131 Fast Logic Programming; i. IEC 61346-2 Voltage Related Object Classes.

4

Istilah dan Definisi

4.1 Daftar Istilah AMR AVR BCU BDC BPU CB CBF CBM

Automatic Meter Reader Automatic Voltage Regulator Bay Control Unit Binary Decoding Code Back Up Protection Unit Circuit Breaker Circuit Breaker Failure Condition Based Maintenance 1

SPLN S3.001-3: 2012

CCP DEF DFR DS DTT FAT GFR GIS GITO GOOSE GPS HMI IBT IDDC IED IRCC KVM LASO LCD LFC MCD MPU NCC OEM OCR OFR OLS OLTC OVR PQM PU RCC REF RTDS RTN RTU SCADA SAS SBEF SCD SDH SFTP SOE SOGI SOP SWC SZP TCS UFR UVR VDU VT-failure XML

Circulating Current Protection Directional Earth Fault Digital Fault Recorder Disconnecting Switch Direct Transfer Trip Factory Acceptance Test Ground Fault Relay Gas Insulated Substation Gardu Induk Tanpa Operator Generic Object Oriented Substation Event Global Positioning System Human Machine Interface Inter bus Trafo Inter Distribution Control Unit Intelligent Electronic Device Inter Regional Control center Keyboard Video Mouse Less Attended Substation Operation Liquid Crystal Display Load Frequency Control Momentary Change Detection Main Protection Unit National Control Center Orginal Equipment Manufacturer Over Current Relay Over Frequency Relay Over Load Shedding On Load Tap Changer Over Voltage Relay Power Quality Meter Protection Unit Regional Control Center Restricted Earth Fault Real Time Digital Simulator Relay Tegangan Nol Remote Terminal Unit Supervisory Control and Data Acquistion Substation Automation System Stand by Earth Fault Substation Configuration Description Synchronous Digital Hierarchy Shielded Foil Twisted Pair Sequence of Event Sistem Otomasi Gardu Induk Standard Operation Procedure Surge Withstand Capability Shot Zone Protection Trip Circuit Supervision Under Frequency Relay Under Voltage Relay Visual Display Unit Voltage Trafo failure Extra Markup Language

2

SPLN S3.001-3: 2012

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.

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

4.2.3 Pemutus Tenaga (Circuit Breaker) Sakelar 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 Pusat Kendali (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 relai (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.

3

SPLN S3.001-3: 2012

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.

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

SPLN S3.001-3: 2012

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 proteksi 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 371-0104]

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.

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.

5

SPLN S3.001-3: 2012

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 dipasok harus dijamin kualitasnya mulai dari material, desain teknik dan prosedur fabrikasi, pengujian dan pengepakan, dan harus ditunjukkan dengan sertifikat Quality Control/Assurance system pabrik.

f.

Penerapan standar 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 (tiga) Gardu Induk atau ≥ 1 (satu) Unit Pembangkit, harus melampirkan surat keterangan kepuasan pengguna RTU 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, telesignal, remote control dan telemetering. 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.

6

SPLN S3.001-3: 2012

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, pelatihan, 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 original 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 dipasok 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 IEC 61850 dari lembaga independen setara KEMA.

e.

Melampirkan surat keterangan bahwa IED Main Proteksi (Distance, Line Current Differential, Trafo 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 merek IED (satu merek dari produk aplikasi SOGI dan dua merek dari produk aplikasi SOGI yang lain) dengan protokol IEC 61850,

g.

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

h.

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

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 tiga Control Center (IRCC, RCC dan DCC). 7

SPLN S3.001-3: 2012

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) kubikel dilengkapi dengan 1 (satu) ethernet switch dan diletakkan dalam salah satu MV panel pada kubikel 20kV.

q.

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

r.

Power supply IED menggunakan tegangan 110 VDC, sedangkan Server, HMI lokal, gateway menggunakan tegangan 220 VAC yang dipasok 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 pabrikan 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, suhu, tap changer, dll), fire detector, rectifier, kelembaban dan suhu ruang 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 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 dipasok harus dijamin kualitasnya mulai dari material, desain teknik dan prosedur fabrikasi, testing dan packingnya, dan harus ditunjukkan dengan sertifikat Quality Control/Assurance system pabrik.

8

SPLN S3.001-3: 2012

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 SPLN teleinformasi data terbaru untuk fungsi pemeliharaan), penambahan bay baru & rehabilitasi GI. Penerapan bay level untuk penambahan bay baru atau migrasi RTU dapat menggunakan pilihan sebagai berikut : Tabel 1. Pilihan Penerapan Bay Level Bay Level Opsi 1 Opsi 2 Opsi 3

RTU

: : :

Proteksi

IEDI/O

Existing Existing

Panel Kontrol

Existing BCU Otomasi

Bay Baru

Otomasi Otomasi

cc. Unit pembangkit, GITET, SOGI dinyatakan layak 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 trafo, double busbar, 1 (satu) tipikal couple dengan 3 (tiga) merek relay proteksi dan 3 (tiga) merek 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 (tiga) 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. Yang dimaksud SOGI berfungsi baik adalah tidak ada permasalahan yang sifatnya major seperti protokol komunikasi, time tag di HMI lokal, telesignal, remote control, telemetering dan relay proteksi.

b.

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

9

SPLN S3.001-3: 2012

c.

Melampirkan surat keterangan kepuasan pengguna bahwa SOGI yang menggunakan protokol IEC 61850 telah diimplementasikan minimal 2 (dua) perusahaan listrik di luar negara pembuat SOGI, yaitu: Amerika Serikat dan atau Kanada dan atau Jepang dan atau negara di Eropa Barat dan atau Singapura dan atau Australia dan atau Cina 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 diserahterimakan 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 kiosk (aset PLN) sampai dengan MDF telekomunikasi (aset PLN).

Control Center

MDF Telekomunikasi Di Gardu Induk

SOGI

Marshalling Kiosk

*) Sesuai konfigurasi SOGI

Batasan tanggung jawab kontraktor

Gambar 1. Batasan Tanggung Jawab Pembangunan SOGI Untuk GI Baru

10

SPLN S3.001-3: 2012

d. Batasan tanggung jawab migrasi RTU menjadi fungsi SOGI seperti pada gambar 2.

Control Center

MDF Telekomunikasi Di Gardu Induk

Modem

Gateway

IED I/O beserta terminal disconnecting dan shorting

Panel kontrol dan relay proteksi

*) Sesuai konfigurasi SOGI

Batasan tanggung jawab kontraktor

Gambar 2. Batasan Tanggung Jawab Pembangunan SOGI Migrasi

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 di sisi 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 atau kontainer/gardu tembok.

k.

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

l.

Server dan workstation diletakkan di dalam panel, 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. Catu tegangan AC, DC ke remote station dan koneksi ke komunikasi harus dilengkapi dengan fasilitas/instalasi pembumian 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.

11

SPLN S3.001-3: 2012

q.

Pelatihan.

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: Tabel 2. Daftar Jenis Pengujian Remote Station Jenis Pengujian

Resistans Insulasi Kekuatan Dielektrik Impuls Tegangan Tinggi Getar Shock and Bump test Panas Lembab Dingin (Cold Test) Panas kering (Dry heat) Tingkat Pengaman IP Tegangan Puncak (peak withstand) Supply interruption Riak (frequency fluctuations) Supply variations High Frequency Disturbance Electrostatic discharge Kekebalan radiasi (Radiated Immunity) Fast Transient Burst Surge immunity High frequency conducted immunity Harmonics Immunity Power Frequency Magnetic Field Immunity Frekuensi Daya (Power Frequency) Conducted emission Radiated emission Radio Interference Withstand

Metode Uji/Acuan/Persyaratan

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

IEC 60255-5 / IEC 60255-27 / IEC 60870-2-1 IEC 60255-5 / IEEE C37.90 / IEC 60255-27 IEC 60255-5 / IEC 60255-27 IEC 60255-21-1 IEC 60255-21-2 IEC 60068-2-3 / IEC 60068-2-30 IEC 60068-2-1 / IEC 60255-6 IEC 60068-2-2 / IEC 60068-2-1 IEC 60529 / ≥ IP 30 IEC 60255-6 IEC 60255-11 / Max. 50 msec IEC 60255-11 / Max. 12% IEC 60255-6 / ± 20% IEC 60255-22-1 / IEC 61000-4-12 / IEEE C37.90,1 IEC 60255-22-2 / IEC 61000-4-2 IEC 60255-22-3 / ANSI C37.90,2 / IEC 61000-4-3

: IEC 60255-22-4 / IEC 61000-4-4 / IEEE C37.90,1 /(ANSI C37.90,1) : IEC 61000-4-5 : IEC 61000-4-6 : IEC 61000-4-7 : IEC 61000-4-8 : : : :

IEC 61000-4-16 EN 55022 EN 55022 IEC60255-22-3:1992 / ANSI C37.90,2

12

SPLN S3.001-3: 2012

5.7 Catu Daya Catu daya yang dipilih adalah sesuai dengan tabel berikut dengan julat (-15% s.d +10%) Tabel 3. Tabel Catu Daya Untuk Remote Station

No.

Peralatan

Pole Mounted

GH, GD

Bay level

Station level

DC 24 V

DC 48 V

DC 110 V

AC 220 V

√

Gateway

2.

Server

√

3.

HMI lokal

√

4.

RTU

5.

IED

6.

Meter Transaksi

7.

Digital Meter

√

√

8.

Switch

√

√

√

√ √

√ √

GH = Gardu Hubung GD = Gardu Distribusi

6

√

1.

Remote Terminal Unit (RTU)

6.1 Konfigurasi RTU

Gambar 3. Konfigurasi Umum RTU

13

SPLN S3.001-3: 2012

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 3.

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:

Media Komunikasi

RTU

Gambar 4. Konfigurasi RTU Untuk LBS Pole Mounted dan Recloser Pole Mounted

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: RS 485

IEC 870-5-101/103/DNP 3.0

IED

IED

IED

Gateway

Gambar 5. Konfigurasi Remote Station Menggunakan Komunikasi Serial Gateway

IEC61850/IEC 870-5-104/DNP3

Switch

IED

IED

IED

Gambar 6. Konfigurasi Remote Station Menggunakan Komunikasi Ethernet

14

SPLN S3.001-3: 2012

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. b. c.

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

6.2.2 Gateway ke IED Urutan prioritas protokol yang digunakan antara gateway dengan IED adalah: a. b. c. d. e. f.

IEC 61850; IEC 60870-5-104 (opsional); IEC 60870-5-103 (opsional); IEC 60870-5-101 (opsional); DNP3.0 (opsional); Modbus (opsional untuk peralatan pendukung bukan untuk remote control/telesignal).

6.3

Persyaratan Umum RTU/Gateway untuk 20KV Tabel 4. Persyaratan uji RTU/Gateway

No 1

Deskripsi Julat suhu operasi

:

2

EMC

:

3

Kelembaban

:

0 C s.d 70 °C (untuk outdoor) 0 C s.d 55 °C (untuk indoor) sesuai standar IEC 60870-2, IEC 60255, IEC 60950, IEC 61000, EN5008222, dan CISPR 5% s.d 95%

4 5 6

Anti korosif Anti debu Jumlah IED o Gardu Hubung o Gardu Distribusi o LBS Pole Mounted o Recloser Pole Mounted Prosesor Catu daya o Gardu Hubung o Gardu Distribusi o LBS Pole Mounted o Recloser Pole Mounted Jumlah I/O per IED

: :

Ya Ya

7 8 9

10

Persyaratan

: : : : : : : : : :

24 4 1 1 ≥ 16 bit 48 VDC (-15% s.d +10%) 48 VDC (-15% s.d +10%) 24 VDC (-15% s.d +10%) 24 VDC (-15% s.d +10%) sesuai dengan SPLN Teleinformasi data*)

*CATATAN: Persyaratan ini berlaku untuk SPLN yang terbaru

15

SPLN S3.001-3: 2012

6.4

Spesifikasi Umum untuk IED 20kV Tabel 5. Spesifikasi IED 20 kV

No 1

Rack Standard

:

2 3

Tampilan Key-Pad

: :

4 5 6 7 8 9 10

Indikasi/Annunciator Technology Catu daya Frekuensi Licensed Software for setting & analysis Connection between relay to computer Default Setting & Programmable Logic Controller Communication Port to PC Test Plug Test Block

: : : : : : :

Persyaratan Flash Mount (khusus untuk Proteksi) Wall Mount with Din Rail Embedded LCD / LED Bisa melakukan perubahan setting melalui Key-Pad LED (kecuali IED I/O) Numerical IED 48 VDC (-15% s.d +10%) 50 Hz ± 5% Termasuk Termasuk Enable

: : :

built in Termasuk Termasuk

11 12 13

6.5

Deskripsi

Spesifikasi RTU untuk Pole Mounted

6.5.1 RTU Untuk LBS Pole Mounted Tabel 6. Spesifikasi RTU Untuk LBS Pole Mounted No 1 2 3 4 5

6

7

Deskripsi Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan DC Burden (trip condition) Digital Input Jumlah port/Kapasitas Julat tegangan pengenal Minimum voltage threshold Maximum permitted voltage Power consumpsion Digital Output Live Contact Kapasitas Binary input / output  Tegangan pengenal  Contacts

ComunicationPort Serial Communication  data rate (bps)

: :

Persyaratan ............................................. …………../…………………..

: :

24 VDC (-15% s.d +10%)

: : : : :

≥8 24 VDC s.d 220 VDC - 20% + 20% < 0,2 Watt/input

: :

Normally Open ≥4

: : : :

min 24 VDC min 5 A continuous min 30 A make and carry min 0,2 A, 24 VDC break

: :

RS-232 / RS-485 9600 – 19200

16

30 VA

SPLN S3.001-3: 2012

8

9

 port Ethernet  data rate  port  type port Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

: : : : :

1 port 100 Base 100 Mbps 1 port ST / SC / MTRJ / LC / RJ-45

: : :

RJ-45 / RS-485 / RS-232 Upload and download IEC 60870-5-101 (wajib), IEC 60870-5-104 (opsional), DNP3.0 (opsional)

6.5.2 IED Recloser Pole Mounted Tabel 7. Spesifikasi IED Recloser Pole Mounted No

Deskripsi

Persyaratan

1

Nama

:

Over Current Relay & Ground Fault Relay 20 KV Pole Mounted

2 3

:

……………./………………

4

Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan Models

: :

24 VDC (-15% s.d +10%) Three phase Overcurrent, Single phase Ground Fault

5

Tegangan / Current Tegangan AC (secondary) Tipe Pengkawatan Primary Nominal Voltage

: : :

Min. (48 - 60) Vrms. phase-ground 1 Fase, 2 kawat Min (20 – 22) kV, selectable VT matching

Arus AC (Secondary) Tipe Pengkawatan Primary Nominal Current

: : :

Frekuensi AC Burden

:

1 A dan 5 A 3 Fase - 4 kawats Min. (10 – 400) A, selectable CT matching Taps 50 Hz

In = 1 A

:

0,2 VA

In = 5 A DC Burden (trip condition) Binary input / output and push button

: :

1,0 VA

Tegangan pengenal

:

≥ 24 VDC

Trip contacts

:

≥ 5 A 24 VDC continuously

6

7 8

30 VA

≥ 9 A make and carry, 1 sec ≥ 0,2 A, 24 VDC break Auxiliary contacts

:

≥ 5 A 24 VDC continuously ≥ 9 A make and carry, 1 sec ≥ 0,2 A, 24 VDC break

Binary Input

:

≥8

Binary Output Contact

:

≥4

Push button

:

2 (untuk Close dan Open), programmable

17

SPLN S3.001-3: 2012

9

10

Analog Input (AC) Kapasitas

:

4 (3 arus, 1 tegangan)

Arus pengenal Tegangan pengenal

:

1 A dan 5 A 57 V

Konsumsi daya

:

Measurement range current

:

at 1 A < 0,1 VA at 5 A < 0,5 VA ± 20%

Akurasi

:

± 0,5%

Sampling periode Event records Internal disturbance recorder

: : :

100 msec ≥ 192 event records in ring buffer FIFO ≥ 4 analog signal

:

≥ 8 digital signal

11

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

Format file Setting Range Over Curret & Ground Fault Low set:

:

COMTRADE IEC 60255-24 Two setting group

Over Current

:

Min 0,4 – 2.0 * In (in 0,05 steps)

Earth Fault

:

Min 0,05 – 1,0 * In (in 0,05 steps)

Over Current

:

Min 1 – 8 * Is (in 0,5 steps)

Earth Fault

: :

Min 1 – 4 * In (in 0,5 steps)

High set:

12

Characteristic Over Current & Ground Fault

Standard Inverse Very Inverse Extremely Inverse Long Time Inverse Definite Time

13

Time Setting Range Over Curret & Ground Fault Inverse (TMS)

:

Definite Independent Time

:

min 0,04 – 30 s in 0,1 steps

High set delay Drop off to pick up ratio Over Curret & Ground Fault Auto Recloser Dead time TPAR Reclaim time Measurement Minimum Feature

: :

min 0,04 – 500 msec in 0,01 steps

: : : :

three phase min 0,1 – 30 sec in 0,1 sec steps min 5 – 100 sec in 1 sec steps Enable

Watch dog

:

Enable

Block for Relay Failure

:

Enable

Default logic and setting

:

Enable

Auto Reclose

:

Enable

MMI (Man Machine Interface)

:

Enable

min 0,05 – 1 with 0,05 steps for IEC standard min 0,5 – 15 with steps 0,5 for ANSI/IEEE standard

14 15

16 17

95%

18

SPLN S3.001-3: 2012

18

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

19

20

6.6

:

RS-232 / RS-485

:

300 – 19200

: :

1 port 100 Base

:

100 Mbps

 port

:

1 port

 type port

:

ST / SC / MTRJ / LC / RJ-45

Local Configuration Terminal Interface

:

RJ-45 / RS-485 / RS-232

Database configuration Protokol

: :

Upload and download IEC 60870-5-101 (wajib), IEC 60870-5-104 (opsional), DNP3.0 (opsional)

Spesifikasi untuk Gateway dan IED di GD dan GH

6.6.1 Gateway untuk GH dan GD Tabel 8. Spesifikasi Gateway Untuk GH dan GD No 1 2 3 4 5

6

7

Deskripsi Nama Manufacture/Type Prosesor Event buffer Communication to SCADA / Control center Serial Communication  data rate (bps)  port Ethernet  data rate  port  type port Protokol

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

Communication to IED Serial Communication  data rate (bps)  port Ethernet  data rate  port  type port Protokol

: : : : : : : : :

Jumlah IED  Gardu Hubung  Gardu Distribusi

: : :

19

Persyaratan ............................................. …………../………………….. ≥ 16bit ≥ 256 event records in ring buffer FIFO Dapat berkomunikasi dengan 1 Control center RS-232 / RS-485 300 s.d 19200 1 port 100 Base 100 Mbps 1 port ST / SC / MTRJ / LC / RJ-45 IEC 60870-5-101 (wajib), IEC 60870-5-104 (opsional), DNP3.0 (opsional) RS-485 9600 s.d 19200 ≥ 2 port 100 Base 100 Mbps 1 port ST / SC / MTRJ / LC / RJ-45 IEC 61850, IEC 60870-5-101 (opsional), IEC 60870-5-103 (opsional), IEC 60870-5-104 (opsional), DNP3.0 (opsional) 24 IED 4 IED

SPLN S3.001-3: 2012

8 9

Jumlah I/O per IED Power supply

: :

Sesuai dengan SPLN terbaru 48 VDC (-15% s.d +10%)

6.6.2 Switch untuk GD dan GH Tabel 9. Spesifikasi Switch Untuk GD dan GH No 1 2 3 4 5 6

7

8 9

Deskripsi Nama Manufacture/Type Technology Approval / Certificate Management Interface EthernetPort Type port Kapasitas port per-Switch Tipe port - Switch – IED - Switch – Server - Switch – Switch Power supply Rack mountable

: : : : : : : :

: :

Persyaratan ............................................. …………../………………….. Fully manageable IEC 61850 dari KEMA Web base HTML, Command Line Interface, Telnet 100 Base Minimal 8 port (disesuaikan) ST / SC / MTRJ / LC RJ-45 ST / SC / MTRJ / LC 48 VDC (-15% s.d +10%) Ya

6.6.3 IED untuk GH dan GD 6.6.3.1 IED Kontrol dan Proteksi untuk GH dan GD IED Kontrol dan Proteksi yang terpasang di setiap panel, mempunyai fungsi : a. b.

Remote control, telesignal dan telemetering. Fungsi Proteksi (Over Current, Ground Fault, Thermal Overload) Dapat terhubung dengan gateway.

c.

Tabel 10. Spesifikasi IED Kontrol dan Proteksi untuk GH dan GD No

Deskripsi

Persyaratan

1

Nama

:

Over Current Relay & Ground Fault Relay dan Thermal Relay 20 KV di GH dan GD

2 3


:

……………./………………

: :

48 VDC (-15% s.d +10%) Three phase Overcurrent, Single phase Ground Fault and Thermal Overload

: : : :

1 A dan 5 A 3 Fase - 4 kawat Min. (10 – 400) A, selectable CT matching Taps 50 Hz

: :

0,2 VA 1,0 VA

4 5

6

Current Arus AC (Secondary) Tipe Pengkawatan Primary Nominal Current Frekuensi AC Burden In = 1 A In = 5 A

20

SPLN S3.001-3: 2012

7 8

9 10

11

12

13

14 15

16 17

DC Burden (trip condition) Binary input / output and push button Tegangan pengenal Trip contacts

:

Auxiliary contacts

:

Binary Input Binary output Contact Push button Event records Internal disturbance recorder

: : : : :

Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate Format file Setting Range Over Curret & Ground Fault Low set: Over Current Earth Fault High set: Over Current Earth Fault Characteristic Over Current & Ground Fault

: : : : :

Time Setting Range Over Current & Ground Fault Inverse (TMS)

: :

30 VA ≥ 48 VDC ≥ 5 A 48 VDC continuously ≥ 9 A make and carry, 1 sec ≥ 0,2 A, 48 VDC break ≥ 5 A 48 VDC continuously ≥ 9 A make and carry, 1 sec ≥ 0,2 A, 48 VDC break ≥8 ≥4 2 (untuk Close dan Open), programmable ≥ 48 event records in ring buffer FIFO ≥ 4 analog signal ≥ 8 digital signal trip signal or analogue value change internal and external trigger ≥ 4 oscillograph for each ≥ 2,0 second ≥ 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 Two setting group

: :

Min 0,4 – 2,0 * In (in 0,05 steps) Min 0,05 – 1,0 * In (in 0,05 steps)

: : :

Min 1 – 8 * Is (in 0,5 steps) Min 1 – 4 * In (in 0,5 steps) Standard Inverse

: : : :

Very Inverse Extremely Inverse Long Time Inverse Definite Time

:

min 0,05 – 1 with 0,05 steps for IEC standard min 0,5 – 15 with step 0,5 for ANSI/IEEE standard min 0,04 – 30 s in 0,1 steps min 0,04 – 500 msec in 0,01 steps

Definite Independent Time High set delay Drop off to pick up ratio Over Current & Ground Fault Setting Range Thermal Overload Full load current trip Alarm thermal overload Time constant Measurement Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure

: : :

95%

: : : :

Min. 0,3 – 1,5 In, with step 0,01 Min. 50 – 100%, with step 1 Min. 1 – 100 minute, with step 1 Enable

: :

Enable Enable


:

Enable


:

Enable

21

SPLN S3.001-3: 2012

18

Comunication Port

: : : : : : :

RS-232 / RS-485

Terminal Interface

:

RJ-45 / RS-485 / RS-232

Database configuration

:

Upload and download

Protokol

:

IEC 61850, IEC 60870-5-103 (opsional), IEC 60870-5-104 (opsional), DNP3.0 (opsional)

Serial Communication  data rate (bps)  port Ethernet  data rate  port  type port 19

20

9600 – 19200 1 port 100 Base 100 Mbps 1 port ST / SC / MTRJ / LC / RJ-45

Local Configuration

6.6.3.2 IED Kontrol untuk GH dan GD. IED Kontrol yang terpasang di setiap panel, mempunyai fungsi: a.

Remote control, telesignal dan telemetering.

b.

Dapat dihubungkan dengan analog input (input arus, input tegangan dan rasionya dapat diset sesuai kebutuhan).

c.

Dapat terhubung dengan gateway. Tabel 11. Spesifikasi IED Kontrol Untuk GH dan GD

No 1 2 3 4

5

6

7

Deskripsi Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan Current / Tegangan Tegangan AC (secondary) Tipe Pengkawatan Primary Nominal Voltage

: :

Persyaratan ............................................. …………../…………………..

:

48 VDC (-15% s.d +10%)

: : :

Min. (48–60) Vrms. phase-ground 1 Fase, 2 kawat Min. (20 – 22) kV, selectable VT matching

Arus AC (secondary) Tipe Pengkawatan Primary Nominal Current

: : :

Frekuensi AC Burden In = 1 A In = 5 A DC Burden (trip condition)

:


Digital Input Kapasitas Rentang tegangan pengenal

: : :

: :

22

0,2 VA 1,0 VA 30 VA

≥8 24 to 220 VDC

SPLN S3.001-3: 2012

8

9

10

11

12

Minimum voltage threshold Maximum permitted voltage Power consumpsion Digital Output Live Contact Kapasitas Binary input / output  Tegangan pengenal  Contacts

: : :

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

: :

Normally Open ≥4

: : : :

min 48 V DC min 5 A continuous min 30 A make and carry min 0,2 A, 48 VDC break

Analog Input (AC) Kapasitas Arus pengenal Tegangan pengenal

: :

≥ 4 (3 arus, 1 tegangan) 1 dan 5 A 57 V

Konsumsi daya

:

Measurement range current Akurasi Sampling periode ComunicationPort Serial Communication  data rate (bps)  port Ethernet  data rate  port  type port Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

: : : : : : : : : : :

:

: : :

at 1 A < 0,1 VA at 5 A < 0,5 VA ± 20% ± 0,5% 100 msec RS-232 / RS-485 9600 s.d 19200 1 port 100 Base 100 Mbps 1 port ST / SC / MTRJ / LC / RJ-45 RJ-45 / RS-485 / RS-232 Upload and download IEC 61850, IEC 60870-5-101 (opsional), IEC 60870-5-104 (opsional), DNP3.0 (opsional)

6.6.3.3 IED I/O untuk GH dan GD. IED I/O yang terpasang di setiap panel mempunyai fungsi: a. b.

Remote control dan telesignal. Dapat terhubung dengan gateway. Tabel 12. Spesifikasi IED I/O untuk GH dan GD

No 1 2 3

Deskripsi

4

Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan DC Burden (trip condition)

5

Digital Input

: : : :

23

Persyaratan ............................................. …………../………………….. 48 VDC (-15% s.d +10%) 30 Watt

SPLN S3.001-3: 2012

6

7

8

9

Kapasitas

:

Julat tegangan pengenal Minimum voltage threshold Maximum permitted voltage Power consumpsion

: : : :

Sesuai kebutuhan terbaru 24 s.d 220 VDC - 20% + 20% < 0,2 Watt/input

: :

Normally Open Sesuai kebutuhan SPLN terbaru

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

min 48 V DC min 5 A continuous min 30 A make and carry min 0,2 A, 48 VDC break

: : :

RJ-45 / RS-485 / RS-232 Upload and download

Digital Output Live Contact Kapasitas Binary input / output  Tegangan pengenal  Contacts

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

SPLN

Teleinformasi

data

RS-232 / RS-485 9600 s.d 19200 1 port 100 Base 100 Mbps 1 port ST / SC / MTRJ / LC / RJ-45

IEC 61850, IEC 60870-5-101 (opsional), IEC 60870-5-104 (opsional), DNP3.0 (opsional)

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 s.d 19.200 bps. b. Konektor DB9/DB25.

6.8

Ethernet Adapter

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

6.9

Modul Catu daya

Modul catu daya 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: 24

SPLN S3.001-3: 2012

a. Digital input - Dry contact - Wet contact - Tegangan input yang digunakan adalah : Tegangan 48 VDC antara 24 VDC s.d 60 VDC Tegangan 24 VDC antara 12 VDC s.d 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.

6.11

Telesignaling

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

Double Point Indication (DPI)

Signal State

1

ON

1

0

OFF

0

Single Point Indication (SPI)

OFF 1 ON 0 10 OFF Normal Position

00

01 ON

0 OFF

11

1 ON

0 OFF

Faulty Position

Intermediate Position

Gambar 7. Telesignaling

6.12

Telemetering

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

25

SPLN S3.001-3: 2012

digits +32767

4 … +20 mA

-20

-15

-10

-5

-100

5

10

15

20

mA

25

50

75

100

%

Input Signal

-32768 Analog value presentation according to IEC 870-5-101

Gambar 8. 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 (opsional).

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 maksimal 1,5 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; 26

SPLN S3.001-3: 2012

d. Diagnostik.

6.17

Perangkat Lunak

6.17.1 Fungsi Aplikasi Fungsi aplikasi yang tersedia di RTU adalah : a. b. c. d. e. f. g. h.

7 7.1

Fungsi remote control; Fungsi telesignal; Fungsi telemetering; Fungsi tap changer; Process archive; Load archive; Diagnostik secara real time; Monitoring data real time.

Sistem Otomasi Gardu Induk (SOGI) Implementasi SOGI

7.1.1 Gardu Induk Baru Implementasi SOGI pada GI baru adalah full otomasi, batasan pekerjaannya yaitu dari marshalling kiosk 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 transducer, 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 kiosk sampai dengan MDF telekomunikasi.

27

SPLN S3.001-3: 2012

Master Station

IEC 60870-5-101

RTU

Gateway IEC 61850

Server

Panel MDF, Panel Auxilliary Relay, Panel Transducer

IEC 61850 IED I/O

Panel kontrol dan proteksi konvensional

Gambar 9. Migrasi RTU ke SOGI

7.2

Protokol Komunikasi

7.2.1 Gateway ke Control Center a. IEC 60870-5-101 (Redundant) b. IEC 60870-5-104 (opsional) c. DNP3 (opsional)

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 (opsional) c. IEC 60870-5-104 (opsional) d. IEC 60870-5-101 (opsional) e. IEC 60870-5-103 (opsional) f.

7.3

Modbus (opsional untuk peralatan pendukung)

Standar Sistem Otomasi Gardu Induk a. IEC 61850 b. IEC 61131-3

28

Local HMI

SPLN S3.001-3: 2012

7.4

Perbandingan Mapping Data RTU dengan SOGI Substation

Control Center

Switchyard

Ruang Kontrol

1. Substation Automation System (SAS)

CONCENTRATOR Input

IED (Slave)

Output

MASTER (From IED)

SLAVE (From Control Center)

Comm Link IEC60870-5-101

MASTER

2. Remote Terminal Unit (RTU)

RTU

Input I/O Output

Database SLAVE (From Control Center)

Comm Link IEC60870-5-101

MASTER

Gambar 10. Perbandingan Mapping Data RTU dan SOGI

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).

29

SPLN S3.001-3: 2012

Control Centre

Operator HMI

Engineer Configurator

Server (Main)

Gateway

Printer

Substation Level Server (Backup)

IEC 61850

Ethernet Switch

Bay Level

Bay Main Protection

Bay Backup Protection

Ethernet Switch

Ethernet Switch

Ethernet Switch

Bay Controller

Bay Main Protection


Bay Main Protection

Bay Controller


Bus Bar dan Couple

Feeder

Bay Controller

Trafo

Gambar 11. Konfigurasi SOGI

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 LAN IEC 61850 Ethernet 100 Mbps Fiber Optic Single Ring

Switch

Gambar 12. Arsitektur Station Level Opsi 1

30

SPLN S3.001-3: 2012

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 LAN IEC 61850 Ethernet 100 Mbps Fiber Optic Single Ring

Switch

Gambar 13. 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. 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.

31

SPLN S3.001-3: 2012

Single Line Diagram

Bus 1 Bus 2 Control Centre

Substation Level

Q1

IEC 60870-5-101

Q2

Q2

Q1

Q1

Q2

Colour laser Lokal HMI & Workstation

Q0 Bus Coupler Q0

Q0 Gateway

Lokal HMI & Workstation

Q9 Server 1

Server 2

Q8

OHL

Transformer

RINGKASAN SISTEM

Switch

Switch

NO

LAN IEC 61850 Ethernet 100 Mbps Fiber Optic Single Ring Switch

OHL

Switch

Trafo

Switch

Trafo

Switch

Switch

Switch

Coupler

Busbar

Common

BUSPRPO

IED I/O

BCU

MPU

BCU

MPU

AVR

BPU 1

BPU

BPU 2

KETERANGAN

Server

2

Main & Backup

2

Local HMI

2

Enjiner & Operator

3

Master Clock(GPS)

4

Modem

5

Color Laser Printer

6

Audible Alarm

7

Gateway

8

2 1 2

1 set

Switch

1 Lot

Bay Switch

11

BCU (Bay Control Unit)

1

12

Relay Protection

1 set

14 15

Audio Alarm

1

Local Area Network

10

13

BPU

JUMLAH

1

9

BCU

PERALATAN

1

Single Ring FO Multi Mode

Per Panel Per CB Per bay Protection

AVR (Automatic Voltage Regulator)

1

Per trafo bank

Koneksi Ethernet Switch dengan IED

1 set

FO

Koneksi Ethernet Switch dengan Ethernet Switch

1 set

FO

Gambar 14. 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 : 2IED (MPU, BPU) termasuk AR untuk 2 CB c. Per tipikal Bay Trafo: 3IED (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. Contoh kebutuhan jumlah IED dengan konfigurasi single line diagram terdiri dari bay line, diameter, trafo dan bus bar bisa dilihat pada gambar 15. Apabila konfigurasi single line diagram terdapat bay kapasitor atau bay generator bisa melihat jumlah IED yang telah dijelaskan di atas.

32

SPLN S3.001-3: 2012

Bus A

Control Center

Q0A

IEC 870-5-101

Colour laser

Substation Level

Q0AB

Q0B Workstation

Workstation

Bus B

Gateway

Server 1

Server 2

switch

switch LAN IEC 61850 Ethernet 100 Mbps Fiber Optic Single Ring

switch

switch

OHL

Diameter

MPU

BCU A

BPU

BCU AB BCU B

switch

switch

CBF

Trafo

CBF /SZP A CBF /SZP AB

AVR

switch

Trafo

switch

switch

Busbar

Common

MPU

BUSPRO BUS A

BPU 1

BUSPRO BUS B

IED I/O

BPU 2 CBF /SZP B

RINGKASAN SISTEM NO 1

PERALATAN

KETERANGAN

JUMLAH

Server

2

2

Workstation

2

Enjiner & Operator

3

Monitor Display

2

Enjiner & Operator

4

Color Laser Printer

1

5

Active Speaker

2

6

Gateway

1

7

Master Clock (GPS)

8

Modem

9

Ethernet Switch

Main & Back Up

Audio Alarm

2 1

Per panel main


1 set per CB

Per panel main

11

Relay Protection

1 set per bay

12


1

13

Local Area Network

1 Set

10

Per bank

14


1 Set

Single Ring FO Multi Mode

15

Koneksi Ethernet Switch Antar switch

1 Set

FO

Gambar 15. Arsitektur Bay Level Untuk 150 KV One-Half Breaker

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 33

SPLN S3.001-3: 2012

c. Per tipikal Bay Trafo: 5IED ( 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 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 16. Apabila konfigurasi single line diagram terdapat bay kapasitor atau bay generator bisa melihat jumlah IED yang telah dijelaskan di atas.

34

SPLN S3.001-3: 2012

Control Center Bus A

IEC 870-5-101

Substation Level

Q 0A Colour laser

Q 0AB


Workstaion

Gateway

Q 0B

Bus B Server 2

Server 1

switch

switch

LAN IEC 61850 Ethernet 100 Mbps Fiber Optic Single Ring

switch

switch

switch

OHL

Diameter

MPU 1

MPU 2

BCU A

CCP 1

CCP 2

BCU AB

OHL

switch

CBF CBF /SZP A CBF /SZP AB

BCU B

switch

Trafo

switch

switch

swich

Trafo

Trafo

BUSBAR

BCU 150 Kv

MPU 1

MPU 2

BUSPRO Bus A Main 1

AVR RST

BPU 1

BPU 2

BUSPRO Bus A Main 2

CCP 1

BPU 3

CBF /SZP B

switch

switch

BUSBAR

COMMON

BUSPRO Bus B Main 1

IED I/O

BUSPRO Bus B Main 2

CCP 2

RINGKASAN SISTEM

NO

PERALATAN

KETERANGAN

JUMLAH

Main & Back Up

1

Server

2

2

Workstation

2

Enjiner & Operator

3

Monitor Display

2

Enjiner & Operator

4

Color Laser Printer

1

5 6

7

Active Speaker

2

Gateway

1

Modem

9

Ethernet Switch

10

-

Master Clock (GPS)

8

Audio Alarm

2 1


Per panel main

1 set per CB 1 set per bay

11

Relay Protection

12


13

Local Area Network

1 Set

14


1 Set

FO

15

Koneksi Ethernet Switch dengan Switch

1 Set

FO

1 Single Ring FO Multi Mode

Gambar 16. Arsitektur Bay Level Untuk 500 KV atau 275 One-Half Breaker

35

SPLN S3.001-3: 2012

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

Bus A

Q0A

Q0AB

Q0B

Bus B

1 IED untuk bay TRAFO

Gambar 17. Arsitektur Bay Trafo

36

SPLN S3.001-3: 2012

7.6.5

Bay level untuk 20 kV

Jumlah IED berdasarkan tipikal bay lengkap yang ada pada Gardu Induk : a. b. c. d. e. f.

Per tipikal bay Incoming : sudah termasuk dalam IED BPU-2 Trafo 150/20 kV Per tipikal bay Outgoing: 1 IED untuk fungsi proteksi dan kontrol Per tipikal bay Bus Coupler: 1 IED untuk fungsi proteksi dan kontrol Per tipikal bay Bus Section: 1 IED untuk fungsi proteksi dan kontrol Per tipikal bay bus Trafo PS: 1 IED I/O Common System : 1 IED I/O.

Contoh kebutuhan jumlah IED dengan konfigurasi single line diagram terdiri dari feeder incoming, feeder outgoing bisa dilihat pada gambar 18. Apabila konfigurasi single line diagram terdapat bus section, bus coupler, atau trafo PS bisa melihat jumlah IED yang telah dijelaskan di atas.

37

SPLN S3.001-3: 2012

Control Center

Substation Level

IEC 870-5-101

Printer laser Gateway



Server 1

Server 2

Switch

Switch

LAN IEC 61850 Ethernet 100 Mbps Fiber Optic Single Ring Switch

In Coming

Out Going

Out Going

IED Kontrol & Proteksi



RINGKASAN SISTEM No

PERALATAN

JUMLAH

KETERANGAN

1

Server

2

Main & Backup

2

Local HMI

2

Enjiner & Operator

3

Monitor Display

2

4

Colour Laser Printer

1

5

Active Speaker

2

6

Gateway

1

7

Master Clock

8

Modem

2

9

Ethernet Switch

1

10

IED

11

Local Area Network

1 set

12


1 set

13

Koneksi Ethernet Switch dengan switch

1 set

Alarm

Single ring FO multi mode

Gambar 18. Arsitektur Bay Level Untuk 20 kV

38

FO

SPLN S3.001-3: 2012

7.7 7.7.1

Migrasi RTU Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting

Gateway Server 1

Server 2

Switch

Switch

Switch

Switch

Switch

Bay Trafo IED I/O

Bay Trafo

MPU

BCU

BPU-1

AVR

BPU-2 Bay Trafo Baru Gambar 19. Bay Trafo Baru dan Mengganti RTU Eksisting

39

SPLN S3.001-3: 2012

7.7.2

Diameter Baru, Pembangkit Baru dan Mengganti RTU Eksisting

Gateway

Server 1

Server 2

Switch

Switch

Switch

Switch

Diameter RTU Analog Output untuk LFC

IED I/O

BCU A

Mengganti RTU eksisting

BCU AB BCU B

Gambar 20. Diameter Baru, Pembangkit Baru dan Mengganti RTU Eksisting

40

SPLN S3.001-3: 2012

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 1 Karakter A

B 4

C 2

D 4

E 1

: Kode level tegangan terdiri dari 1 karakter.

Tegangan (KV)

Range

IEC

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

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

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

Karakter B

: Nama bay maksimal 4 karakter.

Peralatan di Gardu Induk

Format Penulisan

COMN IBT TRFO BBAR BCPL BSEC CABF OHLF DIAM CAPS REAC GENE GENT BLOK

Common IBT Trafo Busbar Bus Coupler Bus Section Cable Feeder OHL Feeder Diameter Capasitor Reactor Generator Gen Transf Blok 41

SPLN S3.001-3: 2012

Incoming 20kV Outgoing 20kV Trafo PS

INCO OUTG SST

Karakter C

: Urutan bay 2 angka, dimulai dari angka 01 s.d 99.

Karakter D

: Device maksimal 4 karakter. Jenis Peralatan

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

42

Mnemonic BCU IO AVR KWH LFC MTR PDIS PLDF PTDF PTOC PCCP PBDF PCBF PUOV PUOF PSEF PPBR SERV HMI PRNT GPS ROUT GWAY SWTC CFG

SPLN S3.001-3: 2012

Karakter E

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

Contoh 1: B

DIAM 01

B DIAM 01 BCU 2

BCU

2

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

Contoh 2: E

OHLF 02

E OHLF 02 PDIS 1

PDIS

1

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

Contoh 3: J

OUTG 05

J OUTG 05 PTOC 1

PTOC

1

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

7.8.2 IP 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: IP Address

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

43

SPLN S3.001-3: 2012

A. Lokasi Control Center Control center

Keterangan

A1

A2

A3

x x x x x x x x x

0 1 2 3 4 5 6 7 8

x x x x x x x x x

0 - 255 Jawa Bali Sumatera Kalimantan Sulawesi NTB NTT Maluku Papua

00-09 10-19 20-29 30-39 40-49 50-59 60-69 70-79 80-89

B. Nomor urut Gardu Induk Gardu Induk B1 B2 B3 x

x

Keterangan

0 - 255

x

Nomor GI

0-255

C. Level dan nomor urut bay Level C1

Nomor urut bay C2 C3

0

x

x

1

x

x

2

x

x

Keterangan

0 - 255 Bay Level Transmisi Bay Level Distribusi Station Level

000-099 100-199 200-255

D. Jenis dan nomor urut IED Jenis Peralatan D1 D2 0 0 0 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 0 7

Number D3 x x x x x x x x

0

8

x

0

9

x

1 1 1 1

0 1 2 3

x x x x

Keterangan

0 - 255 Bay Control Unit IED I/O AVR KWH Meter RTU untuk LFC IED Meter Distance Relay Line Current Differential Trafo Differential Relay & Restricted Earth Fault Over Current Relay, Ground Fault, Thermal Relay Circulating Current Protection Busbar Protection Relay Circuit Breaker Failure/Short Zone (CB AB) Three Phase Under/Over Voltage Relay

44

000-009 010-019 020-029 030-039 040-049 050-059 060-069 070-079 080-089 090-099 100-109 110-119 120-129 130-139

SPLN S3.001-3: 2012

1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2

7.9

4 5 6 7 8 9 0 1 2 3 4 5

x x x x x x x x x x x x

Frequency Relay Standby Earth Fault Unbalance Relay

140-149 150-159 160-169

Switch

170-199

Server HMI + Printer Gateway Router GPS Configurator

200-209 210-219 220-229 230-255 240-249 250-255

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 bay kiosk (kontainer/gardu beton) yang lokasinya di switchyard. 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 merek dan hardware IED MPU 1 dan IED MPU 2 harus berbeda jenis proteksi atau jika jenisnya sama harus menggunakan algoritma pengukuran yang berbeda atau pabrikan 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.

45

SPLN S3.001-3: 2012

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.

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 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 kiosk yang terletak di switchyard. s. Terminal Interface dan IED terletak gedung/kontainer dengan panel 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:

46

SPLN S3.001-3: 2012

Switch

BCU

BAY CONTROL MIMIC 2200 mm 1500-1300 mm

MPU

1800-1700 mm

(BCM)

BPU

Gambar 21. Contoh Penempatan BCM Pada Panel.

7.10.2

Spesifikasi Umum Untuk IED (BCU, Proteksi, I/O, Meter) Tabel 13. Spesifikasi Umum Untuk IED (BCU, Proteksi, I/O, Meter)

No

Deskripsi

1 2

Rack Standard Tampilan

3 4 5 6 7 8

Key-Pad Indikasi/Annunciator Technology Power supply Frekuensi Licensed Software for setting & analysis Connection between relay to computer Default Setting & Programmable Logic Controller Communication Port to PC Test Plug Test Block

9 10 11 12 13

Persyaratan

: 19“ : Embedded LCD / LED (kecuali IED I/O) : Enable to change setting by key-pad : LED (kecuali IED I/O) : Numerical IED : 110 VDC (-15% s.d +10%) : 50 Hz ± 5% : Included : Included : Enable : built in : Included : Included

7.10.3 Local Area Network a. Link komunikasi dari bay level sampai dengan station level menggunakan konfigurasi single ring. 47

SPLN S3.001-3: 2012

b. IED MPU yang memerlukan teleproteksi diharuskan menggunakan link komunikasi yang tersendiri dan terpisah dari link komunikasi data SOGI. c. Ethernet switch untuk sistem 20 kV setiap 6 kubikel dipasang 1 switch. d. Ethernet switch untuk sistem 150 kV setiap panel dipasang 1 switch. e. 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.

b.

c.

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 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. Server : Server redundant. Fungsi SCADA, historikal data dan statistik. Server berfungsi untuk manajemen dari IED dan workstation. Gateway merupakan interfacing protokol.

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. 48

SPLN S3.001-3: 2012

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. b. c. d.

Ukuran Board / Rack standar (19 inch) Terlindung dalam panel Instalasi dalam panel Bus system : Bus peripheral paralel. Bus peripheral serial. Bus node paralel.

7.12 a. b. c. d.

Fungsi Aplikasi

Node data / sub sistem komunikasi IED/gateway Mempunyai kemampuan proses kontrol secara sentral dan terdistribusi Dapat difungsikan untuk otomasi. Rancangan untuk jaringan multi hirarki pada topologi dengan kombinasi komunikasi: Serial LAN/WAN Bus Field Fungsi otomasi setiap tingkatan jaringan lokal atau terdistribusi

49

SPLN S3.001-3: 2012

7.13

Hierarki Kontrol Substation

Control Centre

Switchyard

Control Room Marshalling kiosk

HV Equipment

Bay Control Unit

Bay Control Unit

Human Machine Interface

Remote Control Centre Dispatcher Monitor Remote HMI

Local CB Box Remote

C

Key Switch Local HMI

Selector Switch Local BCU

Local (Push Button) Local DS 1 Box Remote

DS 1

Selector Switch Local (Push Button)

Close & Open Status

Close & Open Status

Close & Open Status

Local DS 2 Box Remote

DS 2

Selector Switch Local (Push Button)

Local DS 3 Box Remote

DS 3

Selector Switch Local (Push Button) 1

2

3

4

5

CATATAN 1: Pembangunan GI baru yang menggunakan Sistem Otomasi GI CATATAN 2: Semua status, alarm dan pengukuran dikirim ke HMI lokal dan Control Center sesuai standardisasi SCADA, walaupun dalam posisi lokal Gambar 22. Hierarki Kontrol

a. b.

c.

d.

Manual Switch Bay Control Unit (IED BCU) Local bay hanya dapat dioperasikan dari Bay Control Unit Remotebay hanya dapat dioperasikan dari HMI Lokal HMI Lokal Local Substation hanya dapat dioperasikan dari HMI Lokal Remote Substation hanya dapat dioperasikan dari Control Center Control Center

7.13.1 Penjelasan Sistem Kontrol a. b.

Local Remote General Gardu Induk hanya dapat dioperasikan melalui HMI Lokal. Posisi terakhir tidak boleh berubah apabila HMI Lokal padam/rusak. BCU mempunyai fasilitas Lokal Remote secara software (HMI Lokal) dan/atau hardware (BCU).

50

SPLN S3.001-3: 2012

c.

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

7.14

Dependability

Agar dapat dicapai dependability yang tinggi maka: a. b.

Server harus redundant (hot-standby). 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 a. b. c. d. e.

f. g.

Kinerja

Kapasitas server minimal 10,000 I/O. Kapasitas Otomasi GI minimal 96 IED. Kapasitas switch 48 buah, fault recovery time maksimal 150 milidetik. Pertukaran data peer to peer melalui protokol IEC 61850 maksimal 30 milidetik, misalnya perubahan input di satu bay dan output eksekusi dari bay yang lain. 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, Switch over otomatis (fail over) server maksimal 30 detik. 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. b. c.

Urutan kejadian memiliki resolusi maksimal 1 detik. Pengambilan status telemetering maksimal 2 detik. 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.

51

SPLN S3.001-3: 2012

7.16.2 Komunikasi Interface Komunikasi server / gateway dengan Control Center menggunakan protokol IEC 60870-5101 atau IEC 60870-5-104 (opsional), atau DNP3 (opsional). Komunikasi IED dengan, server, gateway menggunakan jalur telekomunikasi Ethernet. Sinkronisasi waktu diambil dari Control Center melalui protokol standar IEC 60870-5-101 (wajib) /IEC 60870-5-104 (opsional) dan atau GPS di server melalui SNTP.

7.16.3 Human Machine Interface Human Machine Interface untuk: a.

b.

c.

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. Station level. Workstation untuk single line diagram, kontrol lokal dan alarm.Server untuk manajemen SOGI, penyimpanan data, analisa rekaman gangguan dan lainlain. Control center.

7.16.4 Engineering Interface Engineering tool menyediakan interface Extra Mark up 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. b. c. d. e.

Melakukan akuisisi digital input (DI); Melakukan akuisisi analog input (AI); Melakukan kendali digital output (DO); Melakukan kendali analog output (AO); Menyimpan SOE (Sequence Of Event).

Data yang diterima dari IED BCU harus merupakan hasil pengumpulan yang menjadi suatu group scan. Setiap group scan harus terdiri dari analog input, digital input 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 digital input harus mampu dalam kondisi isolasi kontak tidak bertegangan dan bertegangan (isolated dry and wet contact) digital input. Kontraktor harus menyediakan 52

SPLN S3.001-3: 2012

sensor tegangan yang dibutuhkan, pembatas arus, opto coupler dan filter kontak. Menggunakan dry contact sistem tegangan 110 VDC. Tipe digital input berikut ini harus ada dan diimplementasikan pada IED dimana status digital input dapat menggambarkan status peralatan. Status point Deteksi status point mempunyai dua kondisi. Digital input mempunyai dua kontak yaitu kontak A atau B. IED BCU dapat diset untuk perubahan posisi kontak dalam durasi ≤ 1 detik (sesuai dengan Control center). Jika durasi kurang dari setting harus dinyatakan bahwa tidak ada perubahan (posisi kontak). Status point pendeteksi perubahan sesaat (Momentary Change Detection/MCD) Deteksi multi operasi peralatan dengan dua kondisi dimana multi operasi akan terjadi diantara scan IED. Status point MCD harus diset untuk perubahan posisi kontak dalam durasi ≤ 1 detik (sesuai dengan Control Center). Jika durasi kurang dari setting harus dinyatakan bahwa tidak ada perubahan (posisi kontak). Masukan akumulator pulsa Fasilitas ini untuk menghitung dan menyajikan jumlah kontak yang dihasilkan oleh peralatan dari luar yang dikirim ke IED. Akumulator mampu membedakan kontak yang satu dengan yang lain. Akumulator akan naik satu hitungan untuk setiap perubahan status kontak. Akumulator harus mampu menerima perhitungan kisaran naik lebih dari 10 cycle per detik. Akumulator mempunyai kemampuan untuk mereset (kembali ke nol) dari Control Center atau dari IED.

7.17.3 Peralatan Kendali Peralatan sistem tenaga listrik yang dapat dikendalikan oleh IED BCU yaitu: a. b. c.

Peralatan dua kondisi: misalnya circuit breaker (CB) dan Disconnecting Switch (DS) yang dioperasikan secara manual atau otomatis. Peralatan multi kondisi: misalnya mengendalikan naik atau turunnya posisi tap changer transformator (OLTC) dan peralatan lain yang bersifat multi kondisi. Fungsi IED BCU harus mempunyai kemampuan untuk mengukur arus dan tegangan (A, V, MW, MVAR, KWh).

7.17.4 Analog Input Akurasi analog input minimal 99,75%, pada temperatur 40 oC. Akurasi rata-rata harus tidak ada drift (penyimpangan) lebih dari 0,002% per oC dalam kisaran suhu -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 53

SPLN S3.001-3: 2012

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 Analog output Analog output harus disiapkan untuk mengendalikan peralatan eksternal. Analog output 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. Analog output seperti di bawah: a. b. c. d.

+4 s.d +20 mA DC ± 10 mA DC, ± 5 mA DC, 0 s/d +20 mA DC

Keluaran arus harus mampu dibebani sampai dengan impedansi 250 .

7.17.10

Perintah Load Frequency Control (LFC)

Untuk GI pembangkit yang ikut berpartisipasi dalam program LFC harus memiliki kemampuan untuk mengakses LFC dari Control Center ke peralatan LFC di pembangkit. Jenis perintah kendali LFC yaitu: a. b. c.

Besaran untuk menaikkan atau menurunkan beban (MW) unit pembangkit. Kontrol set point LFC. 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.

54

SPLN S3.001-3: 2012

7.18 Fungsi Komunikasi 7.18.1 Komunikasi Interface a. b.

IED ke Server. Gateway ke control center.

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

7.18.2 Port Komunikasi IED Semua IED yang dipasok 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 upload/download 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.

55

SPLN S3.001-3: 2012

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

7.19.3 Tampilan Layar akan menampilkan: a. b. c. d.

Tiga alarm terakhir; Tanggal dan waktu, nama operator, nama GI; Banner untuk printing, log off, stop sirene, engineering tools (seperti untuk setting atau analisis); 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 pemeliharaan.

recording, dan

Supervisi: a.

b. c. d. e. f.

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; Menampilkan daftar alarm; Menampilkan urutan kejadian; Menampilkan kurva berdasar real time atau rekaman data. Informasi yang invalid ditandai dengan jelas; Menampilkan data gangguan; Mencetak daftar urutan kejadian dan laporan. Laporan harus dapat dikonfigurasi dengan mudah.

Kontrol: a.

b. c.

Kontrol terhadap primary equipment, dengan tampilan pop-up windows yang memungkinkan pilihan sebelum dilakukan eksekusi, penggunaan synchro-check untuk CB dan interlocking untuk switchgear; Synchro-check dan interlocking by pass hanya dapat dilakukan di IED dan station unit; Dapat melakukan perubahan switch lokal/remote setiap IED (pemeliharaan atau operasi).

Rekaman data: a. b.

Menyimpan urutan kejadian, telemetering dan gangguan; Menyimpan seluruh dokumentasi database sistem dan komponen.

Pemeliharaan: a. b. c.

Modifikasi dan desain sistem database server; Setting IED dari Local Port IED; Download dan upload database IED dari HMI. 56

SPLN S3.001-3: 2012

d.

Backup database IED dan server.

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

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.

b.

c. d.

HMI harus mengirim pesan perintah ke alamat IED yang sesuai, point digital output pada IED, dan perintah yang akan dilakukan (seperti membuka/menutup circuit breaker); IED harus menginisialisasi digital input (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; HMI harus memeriksa pesan yang dikembalikan untuk validitas dan jika valid maka dikeluarkan perintah eksekusi ke IED; 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 pemeriksaan 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 digital input 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.

57

SPLN S3.001-3: 2012

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. b. c. d.

Kronologis alarm; N alarm terakhir dengan warna berbeda sebelum di acknowledge; Single Line Diagram akan menampilkan keadaan real time, status alarm untuk setiap peralatan; Setiap alarm, annunsiator dapat direset dari HMI dan alarm tersebut akan hilang apabila kondisi normal.

7.19.11

Hierarki User

Hirarki dari user: a. Administrator; b. Kontrol; c. Melihat. Nama user dan password nya 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. b.

c.

Tabel harian untuk nilai rataan setiap hari. Tabel ini dapat disimpan selama 35 hari. 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. Tabel tahunan untuk nilai minimum, maksimum, rataan, dan jumlah, dihitung pada referensi waktu setiap bulan (dapat diset). Tabel tahunan dapat disimpan dalam 5 tahun.

58

SPLN S3.001-3: 2012

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. HIRARKI INTERLOCKING FULL SOGI Regional Control Center

Control Room Lokal HMI (per GI)

HV Equipment

Relay Control Panel BCU/Bay (Full SOGI)

Remote General Remote BCU

AND Command

AND OR Local General

Remote HV

OR AND

AND

Local BCU

Command Command

AND

AND

OR Local HV Command

Soft Interlocking

AND

Hardwire Interlocking

Gambar 23. Hierarki Interlocking Full SOGI

59

HV Equipment

SPLN S3.001-3: 2012

HIRARKI INTERLOCKING MIGRASI RTU KE IED I/O Regional Control Center

Control Room Lokal HMI (per GI)

HV Equipment

Relay Control Panel Migrasi RTU ke IED I/O

Remote General

Remote panel

AND

AND

Command OR

IED I/O Remote HV

OR

Local General AND Command

Local panel

AND AND

Command

OR

AND

HV Equipment

Local HV


Command

AND


Gambar 24. Hierarki Interlocking Migrasi RTU Ke IED I/O

7.20.2 Automatic Voltage Regulation Fungsi Automatic Voltage Regulation (AVR) digunakan untuk mengatur tegangan trafo 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 Relay 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. b.

Permintaan operator Kejadian (perubahan status digital atau analog)

60

SPLN S3.001-3: 2012

7.21 Spesifikasi Station Level 7.21.1 Gateway Tabel 14. Gateway No 1 2 3

Deskripsi Nama Manufacture/Type Communication to Control center

: :

: : : : : : : :

Serial Communication  data rate (bps)  port Ethernet  data rate  port Protokol 4

5 6

Communication to Substation Automation System (SAS)  Protokol Power supply Catatan :Gateway terhubung langsung ke switch LAN atau terintegrasi di server atau terhubung langsung ke server

Persyaratan ............................................. …………../………………….. Dapat berkomunikasi dengan 2 Control Centre RS-232 / RS-485 300 s.d 19200 4 port (2 redundant) 100 Base 100 Mbps 4 port IEC 60870-5-101 (wajib), IEC 60870-5-104 (opsional)

: : :

IEC 61850 220 VAC ±10%,

7.21.2 Server Tabel 15. Server No 1 2 3 4

5 6 7

8 9 10

11 12 13

Deskripsi Nama Manufacture/Type Class Hardware Processor Jumlah processor terpasang Operating System RAM : Hard Disk - Kecepatan - Kapasitas Terpasang Optical Drive Graphic Adapter 128 MB Communication Port :  100 Base  Serial port  USB Port Power supply Fan pendingin Rackmountable

: : :

Persyaratan ............................................. …………../………………….. Industrial server

: : : : : : : : : : :

4 Core, 2 GHz (sesuai dengan teknologi terakhir) 2

: : : : : :

2 1 2 220 ±10%, VAC (Double) Redundant Ya

61

Linux / UNIX / Windows ≥ 8 GB ≥ 7200 rpm 1000 GB DVD ± R/RW 1 port

SPLN S3.001-3: 2012

14

15

16

Software GUI for Maintenance Control Sequences Data logging Historical recording and archiving Alarm management Remote Configuration Kapasitas Kapasitas input/output Kapasitas komunikasi dengan IED Performance Digital input change of state Alarm acknoledgment Analog input change of value Control initiation Digital input 1000 Alarm/menit Space hardisk terpakai Processor Start-Up: Hot Start Warm Start Cold Start Device/Processor Fail over (switch over)

17

Protokol :

: : : : : :

Ya

: :

10,000 96

: : : : : : :

500 msec 1s 1s 750 msec CPU peak ≤ 50% RAM ≤ 50% ≤ 50%

: : : :

3s 5s 5 menit 30s

:

IEC 61850

7 hari 93 hari ya ya

7.21.3 Workstation Tabel 16. Workstation No 1 2 3 4

5 6 7

8 9 10

11 12 13

Deskripsi Nama Manufacture/Type Class Hardware Processor Jumlah processor terpasang Operating System RAM : Hard Disk - Kecepatan - Kapasitas Terpasang : Optical Drive Graphic Adapter 256 MB CommunicationPort : 100 Base Serial port USBPort Power supply Fan pendingin Casing

Persyaratan

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

62

Workstation 4 Core, 3 GHz (sesuai dengan teknologi terakhir) 1 Linux / UNIX / Windows ≥ 8 GB ≥ 7200 rpm ≥ 500 GB DVD ± R/RW 2 port 2 1 ≥2 220 ± 10% VAC Single Tower / Rack Mount

SPLN S3.001-3: 2012

Software GUI License Protokol :

14

15

: :

Ya Ya

:

IEC 61850

7.21.4 Switch Tabel 17. Switch No 1 2 3 4 5 6

Deskripsi Nama Manufacture / Type Technology Approval / Certificate Management Interface Ethernet Port Type port Kapasitas port per-Switch Type port - Switch – IED - Switch – Server - Switch – Switch Power supply Rack mountable

7

8 9

7.22

: : : : : : : :

: :

Persyaratan ............................................. …………../………………….. Fully managable IEC 61850 dari KEMA Web base HTML, Command Line Interface, Telnet 100 Base Minimal 8 port (disesuaikan) ST / SC / MTRJ / LC RJ-45 ST / SC / MTRJ / LC 110 VDC (-15% s.d +10%) Ya

Spesifikasi IED Control dan Meter

7.22.1 IED Bay Control Unit (BCU) BCU mempunyai fungsi : a. b. c.

Telekontrol, telesignal dan telemetering. Synchronizing check untuk memasukan circuit breaker. Dapat dihubungkan dengan analog input (input tegangan, input arus dan rationya dapat diset sesuai kebutuhan). Interlocking switchgear Dapat berkomunikasi antar IED. Dapat menampilkan besaran V, I, P, Q, S, F, Cos Ф (power faktor) Mempunyai alarm batasan ukur.

d. e. f. g.

Tabel 18. IED Bay Control Unit (BCU) No 1 2 3 4

Deskripsi Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan Tegangan / Arus AC Tegangan (secondary) Tipe Pengkawatan Primary Nominal Voltage

:

Persyaratan ............................................. …………../…………………..

:

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

: : :

Min. (100 – 120) Vrms. Fase-Fase 3 Fase - 4 kawat Min. (20 – 500) kV, selectable VT matching

Arus AC (secondary) Tipe Pengkawatan Primary Nominal Current

: : :

Frekuensi

:


:

63

SPLN S3.001-3: 2012

5

6 7

8

9

10

12

13 14

15

AC Burden In = 1 A In = 5 A DC Burden (trip condition)

: : :

Digital Input Kapasitas Julat tegangan pengenal Minimum voltage threshold Maximum permitted voltage Power consumpsion

: : : : :

32 24 s.d 220 VDC - 20% + 20% < 0,2 Watt/input

: :

Normally Open 16

: : : : :

min 110 V DC min 5 A continuous min 30 A make and carry min 30 A, 220 VDC for 0,2 s min 0,2 A, 110 VDC break

: : : : : : :

7 input (3 arus, 4 tegangan) 1 dan 5 A 100 / 120 V at 1 A < 0,1 VA at 5 A < 0,5 VA ± 20% ± 0,5% 100 msec

: :

2 4 - 20 mA

: : : : :

5 - 20% of rating in 1% steps 5 – 30 deg in 2.5 deg steps 0 – 1 sec in 0,5 sec steps Enable ST / SC / MTRJ / LC

: :

RJ-45 / RS-485 / RS-232 Upload dan download

:

IEC 61850

Digital Output Live Contact Kapasitas Binary input / output  Tegangan pengenal  Contacts

Analog Input (AC) Kapasitas Arus pengenal Tegangan pengenal Konsumsi daya Measurement range current Akurasi Sampling periode Analog Input (DC) Kapasitas Rated Input Synchrocheck Voltage difference Phase difference Frequency slip or timer LL/DB and DL/LB ComunicationPort Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

0,2 VA 1,0 VA 50 VA

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. b. c. d. e. f.

Remote control, telesignal dan telemetering. Dapat menerima analog input (DC input). Dapat mengirim analog output (DC Output) untuk LFC. Dapat berkomunikasi antar IED. Dapat terhubung dengan server. Mempunyai alarm batasan ukur.

64

SPLN S3.001-3: 2012

Tabel 19. IED I/O No 1 2 3 4

Deskripsi Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan Analog input DC mA

5

DC Burden

6

Digital Input Rentang tegangan pengenal Minimum voltage threshold Maximum permitted voltage Power consumpsion Digital Output Live Contact Binary input / output  Tegangan pengenal  Contacts

7

8 9

10

Comunication Port Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

:

Persyaratan ............................................. …………../…………………..

:

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

: : :

4 – 20 mA

: : : :

24 s.d 220 VDC - 20% + 20% < 0,2 Watt/input

:

Normally Open

: : : : : :

min 110 V DC min 5 A continuous min 30 A make and carry min 30 A, 220 VDC for 0,2 s min 0,2 A, 110 VDC break ST / SC / MTRJ / LC

: :


:

IEC 61850

:

50 VA

7.22.3 Remote Terminal Unit untuk LFC Tabel 20. Remote Terminal Unit Untuk LFC No 1 2 3 4

Deskripsi Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan CPU

5 6 7 8

9

10

: :

Persyaratan ............................................. …………../…………………..

: :

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

RAM

:

32Mbyte

Analog input DC mA DC Burden

: :

4 – 20 mA

:

4 - 20 mA

: : : :

24 / 48 / 110 VDC - 20% + 20% < 0,2 Watt/input

:

Normally Open

: :

min 110 VDC min 5 A continuous

Analog output (DC) DC mA Digital Input Julat tegangan pengenal Minimum voltage threshold Maximum permitted voltage Power consumpsion Digital Output Live Contact Binary input / output  Tegangan pengenal  Contacts

65

32 bit

50 VA

SPLN S3.001-3: 2012

11 12

13

ComunicationPort Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

: : :

min 30 A make and carry min 30 A, 220 VDC for 0,2 s min 0,2 A, 110 VDC break

:

ST / SC / MTRJ / LC /RS232 / RS485

: :


:

IEC 60870-5-101, IEC 60870-5-104 (opsional)

7.22.4 Automatic Voltage Regulator (AVR) Tabel 21. Automatic Voltage Regulator (AVR) No 1 2 3 4

5

6

Deskripsi Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan Rating - Nominal Current ( In ) - Voltage Input ( Vn ) - Frekuensi - Auxiliary DC Voltage ( Vx ) - Digital Input Kapasitas Rentang tegangan pengenal Burden - Current circuits ( In )

7

Automatic Voltage Regulator

:

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

: : : : :

1A and 5 A 100 V atau 110 V 50 Hz ± 5% 110 VDC ( -15% ; +10% )

: 8 : 110 VDC

: :

Vs dVs Taps Avail

: : :

90% - 120% of Vn ±0,5% to ± 5.0% of Vn 1 - 40 atau 1 - 30

0,1% 0,1% 1

TP>

:

1 - 40 atau 1 - 30

1

TP<

:

- 30 atau 1 - 30

1

:

Setting Range

Inverse time delay Inverse time delay

: :

Time curve : - Definite time delay Initial time (definite)

: : tINIT

Supervision function settings Setting Under voltage blocking Under voltage detection Over voltage detection

9

Step size

Time delay setting ranges

:

8

…………../…………………..

≤ 0,2 VA (1 A) ≤ 1,0 VA (5 A) 100 V atau 110 V ≤ 50 VA

- Reference voltage ( Vn ) - Auxiliary voltage Control function setting ranges Setting Regulated Voltage Deadband Total taps available TapsAvail Maximum total tap position Minimum total tap position

Persyaratan : :

V<< V< V>

t= k+[(initial time delay setting ) x ( 1/N)] *) atau Short time inverse Setting Range 0 - 20 secs 20 - 300 secs

Step size 0 - 20 secs 10 secs

Setting Range

Step size

: : :

60 -130 V 80 -130 V 105 - 160 V

1,0 V 1,0 V 1,0 V

: : :

9999 : 1 9999 : 1

Default = 1:1 Default = 1:1

Trafos Ratios CT ratios VT ratios

66

SPLN S3.001-3: 2012

10 11

Measurement Maintenance

:

12

Safety and reliability

:

13 14

Bandwidth settings Software

: :

15

OLTC Tap Positioning

:

16

Temperature storage operation ComunicationPort Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

17 18

19

7.23

Enable

: Free : no need to have components which

require maintenance or replacement during life of the device Die noise imunity against electromagnetic fileds acc. to IEC 61000-4-3 needs to be (HF) 20 V/m 803000Mhz. Noise imunity against fasttransients/busrst (IEC 61000-4-4) needs to be 6.5 kV. The power frequency for magnetic field Immunity (IEC 61000-4-8) needs to be 1000A/m settingbandwidth by IED Must be possible to limit the regulating range of IED in the menu settings of the controller SOGI : 4 – 20 mA atau BCD Migrasi RTU ke SOGI : 4 - 20 mA atau BCD atau dual/binary atau resistance contact series (potentiometer) atau gray code

: : :

70 C s.d -30 C 55 C s.d -25 C ST / SC / MTRJ / LC

: : :

RJ-45 / RS-485 / RS-232 Upload dan download IEC 61850

IED Proteksi 500 kV dan 275 kV

Relay jenis IED harus programmable, memiliki default setting dan default konfigurasi logic input/output, dan menggunakan keypad yang dikunci dengan password. Jika relay disetting melalui komputer/note book maka harus dilengkapi dengan CD software. Kontraktor harus memberikan aplikasi untuk perhitungan setting relay yang programmable. Hasil perhitungan dan setting yang disampaikan kontraktor harus mendapat approval oleh PT PLN (Persero). Semua Main Protection Unit (MPU) seperti: Distance Protection, Line Current Differential Protection, Trafo Differential Protection, Busbar Differential Protection, Diameter Differerential Protection / CCP (Low Impedance) harus lulus pengujian RTDS menggunakan model sistem dari PT PLN (Persero) dengan Security Index dan Dependability Index minimal 99.5%. Untuk fungsi trip dari electro mechanical protection (trafo, 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 pabrikan yang berbeda (sesuai dengan SPLN T5.002-2:2010).

67

SPLN S3.001-3: 2012

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 pemeriksaan synchronizingnya menjadi bagian dari IED proteksi, tetapi untuk manual closing synchronizing check-nya 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 Trafo 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. Trafo Differential relay untuk three winding Trafo (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. 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. Untuk fungsi trip dari electro mechanical protection (trafo, shunt reactor, power generator) ditarik langsung ke tripping coil circuit breaker melalui Lock Out Relay dan indikasi dimunculkan pada IED BCU. Lock Out Relay untuk fungsi tripping Mechanical Protection, diletakkan di panel MPU-1. 68

SPLN S3.001-3: 2012

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 MPU2 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 trafo dan shunt reactor ditarik langsung ke IED BCU dengan keharusan memberikan keamanan terhadap kemungkinan pengaruh induksi.

7.24 IED Proteksi 150 kV Relay jenis IED harus programmable, memiliki default setting dan default konfigurasi logic input / output, dan menggunakan keypad yang dikunci dengan password. Jika relay disetting melalui komputer/note book maka harus dilengkapi dengan CD software. Kontraktor harus memberikan aplikasi untuk perhitungan setting relay yang programmable. Hasil perhitungan dan setting yang disampaikan kontraktor harus mendapat approval oleh PT PLN (Persero). Semua Main Protection Unit (MPU) seperti : Distance Protection, Line Current Differential Protection, Trafo Differential Protection, Busbar Differential Protection dan Diameter Differerential Protection / CCP (Low Impedance) harus lulus pengujian RTDS menggunakan model sistem dari PT PLN (Persero) dengan Security Index dan Dependability Index minimal 99.5%. Untuk fungsi trip dari electro mechanical protection (trafo, shunt reactor, power generator) ditarik langsung ke tripping coil circuit breaker melalui Lock Out Relay dan indikasi dimunculkan pada IED BCU.

69

SPLN S3.001-3: 2012

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 150 kV (Konfigurasi Double Busbar) IED MPU untuk Busbar dan IED BPU untuk Coupler IED MPU minimal harus mempunyai fungsi 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. 2.

Circuit Breaker Failure (CBF) untuk CB A (semua CB pada busbar A), CB B (semua CB pada busbar B) dan CB AB. 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. Fungsi AR (auto reclose) dan synchronizing check menjadi bagian dari IED proteksi, tetapi untuk manual closing check sync dilakukan di BCU.

70

SPLN S3.001-3: 2012

7.24.4 IED Proteksi Trafo 150/20 kV, 70/20 kV atau 150/70 kV Untuk Bay Trafo 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. Trafo 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 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). a. Thermal Overload Relay. b. 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 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 Tabel 22. Distance Relay 500 kV No 1 2 3 4

Deskripsi

Persyaratan

Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan Tegangan / Arus

: :

Distance Relay 500 KV …………../…………………..

:

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

Tegangan AC (secondary)

:

Min. (100 – 120) Vrms. Fase-Fase

Number Of Element

:

≥ 4 (3 VT Line & 1 VT Bus)

Tipe Pengkawatan

:

3 Fase, 4 Kawat

71

SPLN S3.001-3: 2012

5

6 7

Primary Nominal Voltage

:

Arus AC (secondary)

:

Min. (20 – 500) kV, selectable VT matching 1 A dan 5 A

Number of Element

:

≥ 4 (3 Phase & 1 Mutual Compensation)

Tipe Pengkawatan

:

3 Fase 4 kawat

Primary Nominal Current

:

Frekuensi AC Burden In = 1 A In = 5 A DC Burden (trip condition) Binary Input / Output

:

Min. (50 – 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz

: : :

0,2 VA 1,0 VA 50 VA

Tegangan pengenal

:

≥ 110 VDC

Trip contacts

:


:

≥ 9 Amake and carry, 1 sec

:

≥ 0,2 A, 110 VDC break ≥ 5 A 110 VDC continuously

Auxiliary contacts

8 9

:

≥ 9 A make and carry, 1 sec

:

≥ 0,2 A, 110 VDC break

Binary Input

:

≥ 24

Binary output Contact Event records Internal disturbance recorder

: : : : : : :

≥ 24

Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault

10

192 event records in ring buffer FIFO 8 analog signal 16 digital signal trip signal or analogue value change internal and external trigger ≥ 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph ≥ 2.0 second 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24

Sampling rate Format file Relay Characteristic

: :

Setting Zone

:

4 (four) zones (for phase-phase and phase-ground element)

Setting Group Reach Characteristic Phase-phase Phase-ground Quadrilateral reactance reach

:

Minimum 2 (two) setting group

: : : : : : : : :

Mho and Quadrilateral Dynamic Mho and Quadrilateral and Reactance Min. 0,1 Ω - 200 Ω in 0,01 Ω step (1 A) Min. 0,02 Ω - 40 Ω in 0,01 Ω step (5 A) Min. 0,1 Ω - 200 Ω in 0,01 Ω step (1 A) Min. 0,02 Ω - 40 Ω in 0,01 Ω step (5 A) Min. 0,1 Ω - 200 Ω in 0,01 Ω step (1 A) Min. 0,01 Ω - 40 Ω in 0,01 Ω step (5 A) Used for all zones

: : :

Min. 45 – 80 in 1 steps + 5% of setting

:

Instantaneous

Quadrilateral resistance reach MHO impedance reach Zero sequence compensation (kn or ko) Angle Characteristic Measuring Accuracy Sensitivity Time Setting - Zone 1

0

0

10% In

72

0

SPLN S3.001-3: 2012

- Zone 2 (t2) - Zone 3 (t3) Time Signalling Channel Timer Accuracy Typical Operating Time Maximum Operating Time at SIR=10 Scheme Tripping Scheme

: : : : : : : :

Min. (100 – 2000) msec, in steps 10 msec Min. (100 – 5000) msec, in steps 10 msec Min. (0 – 80) msec, in step 1 msec Max. ± 5% for SIR less than 30 < 20 msec 20 msec, at 80% reach setting Basic, PUTT, POTT + WI, and Blocking Single phase and three phase tripping Suitable for one or two breaker

11

11

12

13

14 15

16

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

:

Basic and Permissive

Sensitivity

:

Min. 5% In

Have phase selection ability for single pole auto-recloser

:

A must

Auto Recloser Dead time SPAR Dead time TPAR Reclaim time Synchrocheck Voltage difference Phase difference Frequency slip or timer LL/DB and DL/LB

: : : :

single or three phase min 0,1 – 2 sec in 0,1 sec steps min 0,1 – 30 sec in 0,1 sec steps min 5 – 100 sec in 1 sec steps

: : : :

5- 20% of rating in 1% steps 5 – 30 deg in 2.5 deg steps 0 – 1 sec in 0,5 sec steps Enable

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

: : : : : : : : : : :

Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable ST / SC / MTRJ / LC

Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

: : :


7.25.2 Line Current Differential 500 KV Tabel 23. Line Current Differential 500 kV No 1 2 3

Deskripsi Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan

Persyaratan : :

Line Current Differential Relay 500 KV …………../…………………..

:

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

73

SPLN S3.001-3: 2012

4

5

6 7

Tegangan / Arus AC Tegangan (secondary)

:


Tipe Pengkawatan

:

3 Fase - 4 kawat

Number Of Element

:

≥ 4 (3 VT Line & 1 VT Bus)


:

Min. (20 – 500) kV, selectable VT matching

Arus AC (secondary)

:

1 A dan 5A

Number of Element

:

≥ 4 (3 Phase & 1 Mutual Compensation)

Tipe Pengkawatan

:

3 Fase 4 kawat


:

Frekuensi AC Burden In = 1 A In = 5 A DC Burden (trip condition) Binary input / output

:


: : :

0,2 VA 1,0 VA 50 VA

Tegangan pengenal

:

≥ 110 VDC

Trip contacts

:


:


:


:

< 20 msec

Tripping time contact


Auxiliary contacts

8 9

10

:


:


Binary Input

:

≥ 24


: : :

≥ 24

:

16 digital signal trip signal or analogue value change internal and external trigger

192 event records in ring buffer FIFO 8 analog signal

Trigger analogue signal Trigger event signal

: :


:

≥ 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph ≥ 2.0 second

Sampling rate

:

Format file Protection Function

:

16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24

Segregate - Phase Current Differential Protection

:

Phase segregated with adaptive restraint

Minimum operating current

:

Min. 0,2 – 1,00 A in 0,02A steps

Akurasi

:

Min. ± 7%

Slope

:

2 (two) slope

Maximum Operating Time at SIR=10

20 msec, at 80% reach setting

Direct Transfer Trip (DTT) Operating time communication) Other capability :

contact

(exclude

a. Charging Current Compensation

:

< 20 msec

:

Ya

74

SPLN S3.001-3: 2012

b. DTT to remote relay and from remote relay c. Additional high sensitivity DEF (Directional Earth Fault) protection for high resistance fault Tripping Scheme

:

Ya

:

Min. 0,05 – 2.00 A in 0,01A steps dan Min. 0,10 – 10,00 s in 0,01 s an

:

Single phase and three phase tripping

Telecommunication System

:

11

AutoRecloser Dead time SPAR Dead time TPAR Reclaim time

: : : :

Telecommunication equipment link using optical fiber must be matching with the lines distance single or three phase min 0,1 – 2 sec in 0,1 sec steps min 0,1 – 30 sec in 0,1 sec steps min 5 – 100 sec in1 sec steps

12

Synchrocheck Voltage difference Phase difference Frequency slip or timer LL/DB and DL/LB

: : : :

5- 20% of rating in 1% steps 5 – 30 deg in 2.5 deg steps 0 – 1 sec in 0,5 sec steps Enable

:

A must

:

64

: : : : : : : : : : :

Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable ST / SC / MTRJ / LC

: : :


Suitable for one or two breaker

11

12

13 14

15

Addressing Check Function Have ability of Addressing monitoring function in case of using the Synchronous Digital Hierarchy (SDH) system for FO media Minimum number of relay Address Minimum Feature Power Swing Blocking Out of Step Switch on to Fault Self Diagnostic Auto Reclose dan Syncro Check Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting Voltage Transf. Supervision LCD Display Comunication Port Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

7.25.3

Trafo Differential Relay & Restricted Earth Fault 500 KV Tabel 24. Trafo Differential Relay & Restricted Fault 500 kV

No

Deskripsi

Persyaratan

1

Nama

:

Differential Relay dan Restricted Earth Fault 500 KV

2

Manufacture/Type

:

…………../…………………..

3

Auxiliary supply Tegangan

:

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

Current Arus AC (Secondary)

:

1 A dan 5 A

Tipe Pengkawatan (500kV)

:

3 Fase - 4 kawat + 1 Fase, 2 kawat

4

75

SPLN S3.001-3: 2012


:



:

3 Fase - 4 kawat


: :

5

Frekuensi AC Burden


6 7

In = 1 A In = 5 A DC Burden (trip condition) Binary input / output

: : :

≤ 0,2 VA ≤ 1,0 VA ≤ 50 VA

Tegangan pengenal

:

≥ 110 VDC

Trip contacts

:


:


:


Auxiliary contacts :


:


Binary Input

:

≥ 24

Binary output Contact Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault

: : : : : : :

≥ 16 ≥ 192 event records in ring buffer FIFO ≥ 11 analog signal ≥16 digital signal Trip signal or analogue value change internal and external trigger ≥ 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph ≥ 2.0 second

Sampling rate Format file

: :

≥ 16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24

10

Setting Range for Slope Differential

:

11 12 13

Setting Range for Differensial Curent Setting Range for REF Accuracy at set value

: : :

Low Set 15 – 40%, step 5% High Set 50 – 90%, step 5% 0,1 – 1, step 0,01 0,1 – 0,5 In, step 0,01 ≤ 7.5%

14

Operating Time Low Set High Set Internal ACT

: : :

≤ 20 msec ≤ 20 msec (sesuai hasil uji RTDS) Ya

: :

Ya A must

: : : : :

Enable Enable Enable Enable ST / SC / MTRJ / LC

: : :


8 9

15 16 17 18

19 20

21

Applicable for all vector group Harmonic restraint function to block inrush current Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) Comunication Port Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

76

SPLN S3.001-3: 2012

7.25.4

Over Current Relay, Ground Fault, Thermal Relay 500 kV Tabel 25. Over Current Relay, Ground Fault, Thermal Relay 500 kV

No

Deskripsi

Persyaratan

1

Nama

:

Over Current Relay dan Ground Fault Relay 500 kV

2 3


:

……………./………………

: :

110 VDC (-15% s.d +10%) Three phase Overcurrent and Single phase Ground Fault

Current Arus AC (secondary)

:

1 A dan 5A

Tipe Pengkawatan

:

3 Fase - 4 kawat


:

Frekuensi AC Burden In = 1 A

:


:

≤ 0,2 VA

In = 5 A DC Burden (trip condition) Binary input / output

: :

≤ 1,0 VA ≤ 50 VA

Tegangan pengenal

:

≥ 110 VDC

Trip contacts

:


:


:


:


4

5

6

7 8

Auxiliary contacts

9

10

:


Binary Input

:

≥8

Binary output Contact

:

≥ 16

Event records

:

≥ 192 event records in ring buffer FIFO

Internal disturbance recorder

: :

≥ 4 analog signal ≥ 16 digital signal

Trigger analogue signal Trigger event signal

: :

trip signal or analogue value change internal and external trigger


:


Sampling rate

:

≥16 sample / cycle

77

SPLN S3.001-3: 2012

Setting Range Over Current & Ground Fault Low set Over Current Earth Fault High set Over Current Earth Fault

11

Characteristic Over Current & Ground Fault

12

Time Setting Range Over Current & Ground Fault Inverse (TMS)

13

: :

Min 0,4 – 2.0 * In (in 0,05 steps) Min 0,05 – 1,0 * In (in 0,05 steps)

: :

Min 1 – 8 * In (in 0,5 steps) Min 1 – 4 * In (in 0,5 steps)

:

Standard Inverse

:

Very Inverse

:

Extremely Inverse

:

Long Time Inverse

:

Definite Time

:

min 0,05 – 1 with 0,05 steps for IEC standard min 0,5 – 15 with step 0,5 for ANSI/IEEE standard

14 15

16 17

18 19

20

7.25.5


:

min 0,04 – 30 s in 0,1 steps

High set delay Drop off to pick up ratio Over Current & Ground Fault Setting Range Thermal Overload Full load current trip Alarm thermal overload Time constant Measurement Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) Comunication Port Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

: :

min 0,04 – 0,5s in 0,01 steps

: : : :

Min. 0,3 – 1,5 In, with step 0,01 Min. 50 – 100%, with step 1 Min. 1 – 100 minute, with step 1 Enable

: : : : :


: : :


95%

Circulating Current Protection 500 KV Tabel 26. Circulating Current Protection 500 kV

No 1 2 3 4 5

Deskripsi

Persyaratan

Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan Measuring Method Current Arus AC (Secondary)

: :

Circulating Current Protection 500 KV …………../…………………..

: :

110 VDC (-15% s.d +10%) Low Impedance

:

1 A dan 5 A

Tipe Pengkawatan (Bias 1, bias 2, bias 3)

:

3 x (3 Fase - 4 kawat)

78

SPLN S3.001-3: 2012

6

7 8


:

Frekuensi AC Burden

:


In = 1 A

:

≤ 0,2 VA


: :

≤ 1,0 VA ≤ 50 VA

Tegangan pengenal

:

≥ 110 VDC

Trip contacts

:


:


:


:

≥ 5 A 110 VDC continuously ≥ 9 A make and carry, 1 sec

:


: : : : : : : :

≥8 ≥ 16 ≥ 192 event records in ring buffer FIFO ≥ 9 analog signal x jumlah diamater ≥ 16 digital signal x jumlah diamater Trip signal or analogue value change internal and external trigger ≥ 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph ≥ 2.0 second ≥16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 0,1 – 0,5 In

Auxiliary contacts

9 10

Binary Input Binary output Contact Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault

11 12 13 14

15 16

17

Sampling rate Format file Setting Range Accuracy at set value Operating Time Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) Comunication Port Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

: : : : :

7.5% 20 msec (hasil uji RTDS)

: : : : :


: : :


7.25.6 Busbar Protection Relay 500 KV Tabel 27. Busbar Protection Relay 500 kV No. 1 2 3 4 5

Deskripsi Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan Measuring Method Current Arus AC (Secondary) Tipe Pengkawatan

Persyaratan : :

Busbar Protection Relay 500 KV …………../…………………..

: :


: :

1 A dan 5 A (3 Fase - 4 kawat) x n

79

SPLN S3.001-3: 2012

6

7

8


:

Frekuensi AC Burden

:


In = 1 A

:

≤ 0,2 VA

In = 5 A DC Burden (trip condition)

:

≤ 1,0 VA

Centralized

:

150 VA

Distributed (per IED) Binary input / output

:

50 VA

Tegangan pengenal

:

≥ 110 VDC

Trip contacts

:


:


:


Auxiliary contacts

9 10

11 12 13 14 15

16 17

18

: :

≥ 9 A make and carry, 1 sec ≥ 0,2 A, 110 VDC break

: : : :

≥ 10 x jumlah bay ≥ 8 x jumlah bay ≥ 192 event records in ring buffer FIFO ≥ 3 analog signal x jumlah diamater

:

≥ 5 digital signal x jumlah diamater


:

Trip signal or analogue value change


:



:

Sampling rate

:

≥ 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph ≥ 2.0 second ≥16 sample / cycle

Format file Configuration Number of Input Number of Zone / Section Operating Time Setting Range Number of Slope Percentage Slope I Pick Up Level Accuracy at set value Monitoring Function I diff, I per Feeder Event Logic Self Check / Watch Dog Feature Suitable for double busbar with or without couplers.

: : : : : : : : : :

COMTRADE IEC 60255-24 Centralized / Distributed

: : :

Ya Ya Ya

:

Ya

CBF & SZP

:

Ya

Check Zone

:

Ya

Dead Zone

:

Ya

Stability due to CT saturation Current supervision

: :

Ya Ya


:

Enable


:

Enable

Binary Input Binary output Contact Event records Internal disturbance recorder

> Diameter > number section at the busbar < 20 msec ≥ 1 Slope Min range 40 – 60% Min 0,2 to 1 p.u. ( in step of 0,01) 5% of measurement

80

SPLN S3.001-3: 2012

19 20

21


:

Enable

Comunication Port Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

:

ST / SC / MTRJ / LC

: : :


7.25.7

Circuit Breaker Failure/Short Zone 500 KV (CB AB) Tabel 28. Circuit Breaker Failure/Short Zone 500 kV (CB AB)

No 1 2 3 4

5

6 7

Deskripsi

Persyaratan

Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan Current

: :

Circuit Breaker Failure/Short Zone 500 KV …………../…………………..

:

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

Arus AC (Secondary)

:

1 A dan 5 A

Tipe Pengkawatan

:

3 Fase - 4 kawat


:

Frekuensi

:


In = 1 A

:

≤ 0,2 VA

In = 5 A DC Burden (trip condition) Binary input / output Tegangan pengenal Trip contacts

: :

≤ 1,0 VA ≤ 50 VA

: : : :


: : : : : :

≥ 110 VDC ≥ 5 A 110 VDC continuously ≥ 9 A make and carry, 1 sec ≥ 0,2 A, 110 VDC break ≥ 5 A 110 VDC continuously ≥ 9 A make and carry, 1 sec ≥ 0,2 A, 110 VDC break ≥8 ≥8 ≥ 192 event records in ring buffer FIFO ≥ 4 analog signal x jumlah diamater


: :

≥ 8 digital signal x jumlah diameter Trip signal or analogue value change


:



:

Sampling rate

:

≥ 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph ≥ 2.0 second ≥ 16 sample / cycle

Format file

:

COMTRADE IEC 60255-24

Circuit Breaker Failure Protection Range Setting CB Failure Time

: :

Min 10% – 100% x arus pengenal, step 1% Min 10 msec – 10 second, step 10 msec

AC Burden

Auxiliary contacts

8 9

10

11

Short Zone/Dead Zone Protection Range setting Dead ZoneTime

: Min 10% – 100% x arus pengenal, step 1% Min 10 msec – 10 second, step 10 msec

81

SPLN S3.001-3: 2012

12

13 14

15

Minimum Feature Retrip / first stage trip

:

Enable

Backtrip / adjacent trip / second stage trip Watch dog

:

Enable

:

Enable


:

Enable


:

Enable

MMI (Man Machine Interface) Comunication Port Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

: :

Enable ST / SC / MTRJ / LC

: : :


7.25.8

Three Phase Under / Over Voltage Relay 500 kV Tabel 29. Three Phase Under / Over Voltage Relay 500 kV

No

Deskripsi

Persyaratan

1

Nama

:

Voltage Unbalanced Relay and Three Phase Under / Over Voltage Relay 500 kV

2 3

Manufacture / Type Auxiliary supply Tegangan AC Burden

:

…………../…………………..

:

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

Vn = 100 V

:

1,0 VA

Vn = 110 V DC Burden (trip condition) Tegangan Tegangan AC (secondary) Tipe Pengkawatan Primary Nominal Voltage

: :

1,0 VA ≤ 50 VA

: : :

Frekuensi Tegangan pengenal (Un)

: :

Min. (100 – 120) Vrms. Fase-Fase 3 Fase - 4 kawat Min. (20 – 500) kV, selectable VT matching 50 Hz 110 VAC

Binary input / output Tegangan pengenal

:

≥ 110 VDC

: : :

≥ 5 A 110 VDC continuously ≥ 9 A make and carry, 1 sec ≥ 0,2 A, 110 VDC break

4

5 6

7

8

Trip contacts


Auxiliary contacts

9 10

:


:


: : : :

≥ 24 ≥ 16 ≥ 192 event records in ring buffer FIFO ≥ 4 analog signal

:

≥8 digital signal


:



:



82

SPLN S3.001-3: 2012


:

≥8 oscillograph, durasi setiap oscillograph ≥ 2.0 second

Sampling rate

:


11 12

Format file Continuous Withstand Voltage Voltage setting range

: : :

13

Time delay setting range

:

COMTRADE IEC 60255-24 > 200% * Un Min range UVR 10% – 90% * Un Min range OVR 100% - 150% * Un 0,00 – 9.9 sec, time step 0,01

: :

14

Drop off to pick-up ratio Overvoltage Undervoltage Akurasi Operating Voltage

:

< 5% of setting voltage

Operating Time Minimum Feature

:

< 5% of the time setting

Watch dog

:

Enable


:

Enable


:

Enable


: :


: : :


15

16 17

18

7.26

95% 105%

Spesifikasi relay 150 kV

7.26.1 Distance Relay 150 kV Tabel 30. Distance Relay 150 kV No

Deskripsi

Persyaratan : :

Distance Relay 150 KV …………../…………………..

:

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

Tegangan / Arus Tegangan AC (secondary)

:


Tipe Pengkawatan Number Of Element Tipe Pengkawatan Primary Nominal Voltage

: : : :

Arus AC (secondary)

:

3 Fase - 4 kawat ≥ 4 (3 VT Line & 1 VT Bus) 3 Fase - 4 kawat Min. (20 – 500) kV, selectable VT matching 1 A dan 5 A

Number of Element Primary Nominal Current

: :

5

Frekuensi

:

≥ 4 (3 Phase& 1 Mutual Compensation) Min. (50 – 4000) A, Programmable CT ratio 50 Hz

6 7


: :

≤ 1,0 VA ≤50 VA

1 2 3

4

Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan

83

SPLN S3.001-3: 2012

Tegangan pengenal Trip contacts

: : : : : : :

≥ 110 VDC ≥ 5 A 110 VDC continuously ≥ 9 A make and carry, 1 sec ≥ 0,2 A, 110 VDC break ≥ 5 A 110 VDC continuously ≥ 9 A make and carry, 1 sec ≥ 0,2 A, 110 VDC break ≥ 16 ≥ 16 (Double busbars) or ≥ 24 (One and half Breaker) ≥ 192 event records in ring buffer FIFO ≥ 8 analog signal

: : : :

Auxiliary contacts

Binary Input Binary output Contact 8 9

Event records Internal disturbance recorder

:



:



:



:

Sampling rate

:


Format file

:


10

Setting Zone

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

11 12

Setting Group Reach Characteristic Phase-phase Phase-ground Forward Reach Zone

Minimum 2 (two) setting Group

Reverse Reach Zone

Min. 0,5 Ω – 100 Ω (1 A)

Mho and Quadrilateral Dynamic Mho and Quadrilateral or Reactance Min. 0,25 Ω – 200 Ω (1 A) Min. 0,05 Ω – 40 Ω (5 A) Min. 0,1 Ω – 20 Ω (5 A) Used for all zones

Zero sequence compensation (kn or ko)

13

o

o

Angle Characteristic Measuring Accuracy Sensitivity Maximum Operating Time at SIR=10 System Impedance Ratio

Min. 60 – 80 in 10 steps

Scheme

Basic, PUTT, POTT + WI, and Blocking

Tripping Scheme Time Setting - Zone 1 - Zone 2 (t2)


- Zone 3 (t3) Time Signalling Channel

Min. 100 – 3500 msec, in steps 10 msec Min. 0 – 80 msec, in steps 1 msec

Directional Earth Fault Sensitivity Characteristic Time Curve Teleprotection Scheme

5% 10% In 30 msec, at 80% reach setting 1 < SIR < 30

Instantaneous Min. 100 – 2500 msec, in steps 10 msec

Enable : : :

10% In Inverse or Definite, or Both Basic & Permissive

84

SPLN S3.001-3: 2012

14

AutoRecloser Dead time SPAR Dead time TPAR Reclaim time

: : : :

single or three phase min 0,1 – 2 sec in 0,1 sec steps min 0,1 – 30 sec in 0,1 sec steps min 5 – 100 sec in 1 sec steps

15

Synchrocheck Voltage difference Phase difference Frequency slip or timer

: : :

5- 20% of rating in 1% steps 5 – 30 deg in 2.5 deg steps 0 – 1 sec in 0,5 sec steps

: : : : : : : : : :

Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable ST / SC / MTRJ / LC

: : :


16

17 18

19

Minimum Feature Power Swing Blocking Switch on to Fault Self Diagnostic Voltage Transf. Supervision Auto Reclose dan Syncro Check Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) ComunicationPort Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

7.26.2

Line Current Differential 150 kV Tabel 31. Line Current Differential 150 kV

No 1 2 3 4

5

6 7

Deskripsi

Persyaratan

Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan Tegangan / Arus Tegangan AC (secondary) Tipe Pengkawatan Number Of Element Primary Nominal Voltage

: :

Line Current Differential 150 kV …………../…………………..

:

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

: : : :

Min. (100 – 120) Vrms. Fase-Fase 3 Fase - 4 kawat ≥ 4 (3 VT Line & 1 VT Bus) Min. (20 – 500) kV, selectable VT matching

Arus AC (secondary) Number of Element Tipe Pengkawatan Primary Nominal Current

: : : :

Frekuensi

:

1 A dan 5 A ≥ 4 (3 Phase & 1 Mutual Compensation) 3 Fase - 4 kawat Min. (50 – 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz

AC Burden In = 1 A

:

0,2 VA


: :

1,0 VA 50 VA

Tegangan pengenal

:

≥ 110 VDC

85

SPLN S3.001-3: 2012

Trip contacts

:


:


:


Auxiliary contacts

8 9

10

:


:


Binary Input

:

≥ 16

Binary output Contact

:

≥ 16 (Double busbars) or

Event records Internal disturbance recorder

: : :

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

:



:



:



:


Sampling rate

:


Format file

:


Segregate-Phase Current Differential Protection Minimum operating current

:

Phase segregated with adaptive restraint

:

Min 0,2 – 1,00 A in 0,02A steps

Akurasi

:

≤ 7.5%

CT mismatch factor

:

0,10 to 1,0 A in 0,01 A steps

Slope

:

2 (two) slope section

Operating time Other capability : a. Charging Current Compensation

:

≤ 30 msec

:

Ya

b. DTT to remote relay and from remote relay c. Additional high sensitivity differential protection for high resistance fault Tripping Scheme

:

Ya

:

Min. 0,05 – 2.00 A in 0,01A steps and Min. 0,10 – 10,00 s in 0,01 s steps

:


Telecommunication System

:

AutoRecloser Dead time SPAR Dead time TPAR Reclaim time Synchrocheck Voltage difference Phase difference Frequency slip or timer Addressing Check Function

: : : :

Suitable for one or two breaker Telecommunication equipment link using optical fiber must be matching with the lines distance single or three phase min 0,1 – 2 sec in 0,1 sec steps min 0,1 – 30 sec in 0,1 sec steps min 5 – 100 sec in 1 sec steps

: : :

5- 20% of rating in 1% steps 5 – 30 deg in 2.5 deg steps 0 – 1 sec in 0,5 sec steps

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

:

A must

Minimum number of relay Address

:

64

Protection Function

Direct Transfer Trip (DTT)

11

12

13

86

SPLN S3.001-3: 2012

14

15 16

17

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


:

Enable


:

Enable

Voltage Transf. Supervision

:

Enable


: :


: : :


7.26.3 Trafo Differential Relay & REF 150 kV Tabel 32. Trafo Differential Relay & REF 150 kV No

Deskripsi

Persyaratan

1

Nama

:

Differential Relay dan Restricted Earth Fault 150 KV

2 3

Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan Arus

:

…………../…………………..

:

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

Arus AC (Secondary)

:

1 A dan 5 A


:



:



:

Frekuensi AC Burden

:


In = 1 A In = 5 A DC Burden (trip condition) Binary input / output Tegangan pengenal Trip contacts

: : :

4

5

6 7

: : : : : :

≥ 110 VDC ≥ 5 A 110 VDC continuously ≥ 9 A make and carry, 1 sec ≥ 0,2 A, 110 VDC break ≥ 5 A 110 VDC continuously ≥ 9 A make and carry, 1 sec ≥ 0,2 A, 110 VDC break ≥ 16 ≥ 16 (1,5 Breaker), ≥ 8 (Double Bus Bar) ≥ 192 event records in ring buffer FIFO ≥ 8 analog signal

:


:


: : : :

Auxiliary contacts

8 9

Binary Input Binary output Contact Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal

0,2 VA 1,0 VA 50 VA

87

SPLN S3.001-3: 2012

10 11 12 13 14

15 16 17 18

19 20

21


:



:


Sampling rate

:


Format file Setting Range for Slope Differential

: :

Setting Range for Differensial Curent Setting Range for REF Accuracy at set value Operating Time Low Set High Set Internal ACT Applicable for all vector group Harmonic restraint function to block inrush current Minimum Feature

: : :

COMTRADE IEC 60255-24 Low Set 15 – 40%, step 5% High Set 50 – 90%, step 5% 0,1 – 1, step 0,01 0,1 – 0,5 In, step 0,01 ≤ 7.5%

: : : : :

30 msec 30 msec Ya Ya A must

Watch dog Block for Relay Failure

: :

Enable Enable


:

Enable

MMI (Man Machine Interface) ComunicationPort Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

: :


: : :


7.26.4

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

Tabel 33. Over Current, Ground Fault, Negative Phase Sequence/Unbalance Relay dan Thermal relay 150 kV dan 70 kV No

Deskripsi

Persyaratan

1

Nama

:

2 3

Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan

:

Over Current Relay & Ground Fault Relay 150 KV and Unbalance Relay 150 KV*) ……………./………………

:

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

Models

:

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

Arus Arus AC (Secondary)

:

1 A dan 5 A

Tipe Pengkawatan Primary Nominal Current

: :

Frekuensi AC Burden

:

3 Fase - 4 kawat Min. (50 – 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz

In = 1 A

:

0,2 VA


: :

1,0 VA 50 VA

4

6

7

88

SPLN S3.001-3: 2012

8


:

≥ 110 VDC

Trip contacts

:


:


:


Auxiliary contacts

9 10

11

12

13

14

15

16

:


:


Binary Input

:


: : :

≥ 8 (OHL & Coupler) ≥ 16 (Trafo) ≥8 ≥ 192 event records in ring buffer FIFO ≥ 8 analog signal

:



:



:



:


Sampling rate

:


Format file Setting Range Over Curret & 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 * Is (in 0,5 steps)

Earth Fault Characteristic Over Current & Ground Fault

: :

Min 1 – 4 * In (in 0,5 steps) Standard Inverse

: :

Very Inverse Extremely Inverse

:

Long Time Inverse

:

Definite Time

:

min 0,05 – 1 with 0,05steps for IEC standard min 0,5 – 15 with step 0,5 for ANSI/IEEE standard min 0,04 – 30 s in 0,1 steps min 0,04 – 500 msec in 0,01 steps

TimeSettingRange Over Curret & Ground Fault Inverse (TMS) Definite Independent Time High set delay Drop off to pick up ratio Over Curret & Ground Fault

: : :

Phase Unbalance*) stage Setting range * In Characteristic: Time delay setting range (definite) Time Multiplier Setting (inverse) Drop off to pick-up ratio Setting Range Thermal Overload Full load current trip Alarm thermal overload Time constant

95%

2 (two) Min 0,2 - 0,5 * In Definite or inverse 0,04 – 5 sec min 0,05 - 1 with 0,01 steps for IEC standard ≥95% : : :

Min. 0,3 – 1,5 In, with step 0,01 Min. 50 – 100%, with step 1 Min. 1 – 100 minute, with step 1

89

SPLN S3.001-3: 2012

17

Measurement

18

Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) Comunication Port Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

19 20

21

:

Enable

: : : : :


: : :


*) CATATAN: Dibutuhkan hanya untuk Proteksi Kapasitor

7.26.5

Frequency Relay 150 KV Tabel 34. Frequency Relay 150 kV

No 1 2 3 4

5

6 7

Deskripsi

Persyaratan

Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan Tegangan

: :

Frequency Relay 150 KV …………../…………………..

:

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

Tegangan AC (secondary)

:


Tipe Pengkawatan

:

3 Fase - 4 kawat


:

Frekuensi AC Burden

:

Min. (20 – 500) kV, selectable VT matching 50 Hz

Vn = 100 V

:

1,0 VA

Vn = 110 V DC Burden (trip condition) Binary input / output

: :

1,0 VA 50 VA

Tegangan pengenal

:

≥ 110 VDC

Trip contacts

:


:


:


Auxiliary contacts

8 9

:


:


Relay Operating Time

:

≤ 200 msec

Binary Input

:

≥8


: : : : : : : :

≥ 16 ≥ 192 event records in ring buffer FIFO ≥ 4 analog signal ≥ 16 digital signal trip signal or analogue value change internal and external trigger ≥ 8 oscillograph for each ≥ 2.0 second ≥ 16 sample / cycle

Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate

90

SPLN S3.001-3: 2012

10 11

12

13 14

15 16

17

Format file Low voltage-blocking : measuring range Reset ratio

: :

COMTRADE IEC 60255-24 Min. 0,4 – 0,9 * Un

:

f< : <102% ; f> : >99%

Load shedding scheme

:

Frekuensi, frequency change, frequency and frequency change

Setting range of frequency (fx)

:

Min. 45 – 55 Hz in 0,01 Hz steps

Tolerance (accuracy) of frequency (fx)

:

≤ 0,01 Hz

Time delay setting range of frequency (fx)

:

Min. 0,1 – 30 sec in 0,1 sec steps

Number of frequency (fx) stage

:

Min. 4 stages

Setting range of frequency-change (df/dt) Tolerance (accuracy) of frequencychange (df/dt)

: :

Min. (– 9.0) – (– 0,4) Hz/s in 0,1 Hz steps ≤ 0,1 Hz/s

Number of frequency-change (df/dt) stage Number of output contact Others Minimum Feature

:

Min. 2 stages

: :

Min. 4 trip contacts (programmable) The changing of voltage not affected the characteristic

Watch dog

:

Enable


:

Enable


:

Enable


: :


: : :


7.26.6 Circulating Current Protection 150 KV Tabel 35. Circulating Current Protection 150 kV No

Deskripsi

1 2

Nama Manufacture/Type

3

Auxiliary supply Tegangan Measuring Method Arus Arus AC (Secondary) Tipe Pengkawatan (Bias 1, bias 2, bias 3) Primary Nominal Current

4 5

6

7 8

Persyaratan : :

Circulating Current Protection 150 KV …………../…………………..

: :


: :

1 A dan 5A 3 x (3 Fase - 4 kawat)

:

Frekuensi AC Burden

:


In = 1 A

:

≤ 0,2 VA


: :

≤ 1,0 VA ≤ 50 VA

Tegangan pengenal

:

≥ 110 VDC

91

SPLN S3.001-3: 2012

Trip contacts

:


:


:


:


:


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

≥8 ≥ 16 ≥ 192 event records in ring buffer FIFO ≥ 9 analog signal x jumlah diamater ≥ 16 digital signal x jumlah diamater Trip signal or analogue value change internal and external trigger ≥ 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph ≥ 2.0 second ≥16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24 0,1 – 0,5 In

: : : : :


: : :


Auxiliary contacts

9 10

11 12 13 14

15 16

17

Binary Input Binary output Contact Event records Internal disturbance recorder Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate Format file Setting Range Accuracy at set value Operating Time Minimum Feature Watch dog Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) Comunication Port Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

7.5% 20 msec

7.26.7 Busbar Protection Relay 150 KV Tabel 36. Busbar Protection Relay 150 kV No

Deskripsi

Persyaratan

1

Nama

:

Busbar Protection Relay 150 KV

2 3

Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan Measuring Method Arus Arus AC(Secondary) Tipe Pengkawatan Primary Nominal Current

:

…………../…………………..

: :


: : :

Frekuensi AC Burden

:

1 A dan 5 A (3 Fase - 4 kawat) x n Min. (50 – 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz

In = 1 A

:

≤ 0,2 VA


:

≤ 1,0 VA

Centralized

:

150 VA

Distributed (per IED)

:

50 VA

4 5

6

7

92

SPLN S3.001-3: 2012

8


:

≥ 110 VDC

Trip contacts

:


:


:


Auxiliary contacts

9 10

11 12 13 14 15

16 17

18

19 20

21

:


:


Binary Input

:

≥ 16 x jumlah bay


: : :

≥ 8 x jumlah bay ≥ 192 event records in ring buffer FIFO ≥ 3 analog signal x jumlah diamater

:

≥ 5 digital signal x jumlah diamater


:



:



:

Sampling rate

:

≥ 8 oscillograph, durasi setiap oscillograph ≥ 2.0 second ≥16 sample / cycle

Format file Configuration Number of Input Number of Zone / Section Operating Time Setting Range Number of Slope Percentage Slope I Pick Up Level Accuracy at set value Monitoring Function I diff, I per Feeder Event Logic Self Check / Watch Dog

: : : : : : : : : :

COMTRADE IEC 60255-24 Centralized / Distributed

: : :

Ya Ya Ya

Suitable for double busbar with or without couplers.

:

Ya

CBF & SZP Check Zone Dead Zone Stability due to CT saturation

: : : :

Ya Ya Ya Ya

Current supervision Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) Comunication Port Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

: : : : :

Ya Enable Enable Enable ST / SC / MTRJ / LC

: : :


> Diameter >number section at the busbar < 20 msec ≥ 1 Slope Min range 40 – 60% Min 0,2 to 1 p.u. ( in step of 0,01) 5% of measurement

Feature

93

SPLN S3.001-3: 2012

7.26.8 Circuit Breaker Failure/Short Zone 150 KV Tabel 37. Circuit Breaker Failure/Short Zone 150 kV No 1 2 3 4

5

6 7

Deskripsi

Persyaratan

Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan Arus Arus AC (Secondary) Tipe Pengkawatan Primary Nominal Current

: :

Circuit Breaker Failure / Short Zone 150 KV …………../…………………..

:

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

: : :

Frekuensi AC Burden

:

1 A dan 5A 3 Fase - 4 kawat Min. (50 – 4000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz

In = 1 A

:

0,2 VA


: :

1,0 VA 50 VA

Tegangan pengenal

:

≥ 110 VDC

Trip contacts

: :


:


Auxiliary contacts

8 9

10

11

12

:


:



: : : : : :

≥8 ≥ 16 ≥ 192 event records in ring buffer FIFO ≥ 4 analog signal x jumlah diamater ≥ 8 digital signal x jumlah diameter Trip signal or analogue value change


:



:

Sampling rate

:


Format file

:


: : :



Circuit Breaker Failure Protection Range Setting CB Failure Time Short Zone/Dead Zone Protection Range setting Dead ZoneTime Minimum Feature


Retrip / first stage trip Backtrip / adjacent trip / second stage trip Watch dog

: :

Enable Enable

:

Enable


:

Enable

94

SPLN S3.001-3: 2012

13 14

15


:

Enable


: :


: : :


Auto Reclose external 2 CB single or three phase

7.26.9

Tabel 38. Auto Reclose External 2 CB Single or Three Phase

Untuk MPU yang tidak dapat memenuhi AR internal untuk 2 CB No 1 2 3 4 5 6

Deskripsi Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan Frekuensi DC Burden (trip condition) Binary input / output Tegangan pengenal Trip contacts

Persyaratan : :

Auto Reclose eksternal 2 CBsingle …………../…………………..

: : :

110 VDC (-15% s.d +10%) 50 Hz

: : : :

≥ 110 VDC ≥ 5 A 110 VDC continuously ≥ 9 A make and carry, 1 sec ≥ 0,2 A, 110 VDC break ≥ 5 A 110 VDC continuously ≥ 9 A make and carry, 1 sec ≥ 0,2 A, 110 VDC break ≥8 ≥ 16 min 0,1 – 2 sec in 0,1 sec steps min 0,1 – 30 sec in 0,1 sec steps min 5 – 100 sec in 1sec steps Min 2 CB

50 VA

Auxiliary contacts

7

8

Binary Input Binary output Contact Dead time SPAR Dead time TPAR Reclaim time Trip & Reclose

7.26.10

: : : : : : : :

Unbalance Relay 150 KV Tabel 39. Unbalance Relay 150 kV

No 1 2 3 4

5

Deskripsi

Persyaratan

Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan Arus

: :

Unbalance Relay 150 KV …………../…………………..

:

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

Arus AC(secondary) Tipe Pengkawatan

: :

1 A dan 5A 3 Fase - 4 kawat


:

Frekuensi

:


AC Burden In = 1 A

:

0,2 VA

95

or three phase

SPLN S3.001-3: 2012

6


: :

1,0 VA 50 VA

7


:

≥ 110 VDC

Trip contacts

:


:


:


Auxiliary contacts :


:


Binary Input

:

≥8

8

Binary output Contact Event records

: :

≥8 ≥ 192 event records in ring buffer FIFO

9

Internal disturbance recorder

≥ 4 analog signal ≥ 8 digital signal Trip signal or analogue value change internal and external trigger ≥8 oscillograph, durasi setiap oscillograph ≥ 2.0 second ≥16 sample / cycle COMTRADE IEC 60255-24

10

Trigger analogue signal Trigger event signal Recording duration each fault Sampling rate Format file Akurasi

: : : : : : :

Operating of measurement

:

≤ 5% of setting

Operating Time Overload

:

≤ 5% of the time setting

11

12 13

14

15 16

17

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

Drop off to pick-up ratio Continuous Withstand Voltage Phase Unbalance

:

≥ 95% ≥ 200% * Un

stage

2 (two)

Setting range * In Characteristic :

Min 0,2 - 0,5 * In 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

Drop off to pick-up ratio Minimum Feature

≥95%

Watch dog

:

Enable


:

Enable


:

Enable


: :


: : :


96

SPLN S3.001-3: 2012

7.26.11

Three Phase Under/Over Voltage Relay 150 KV Tabel 40. Three Phase Under/Over Voltage Relay 150 kV

No

Deskripsi

Persyaratan

1

Nama

:

Three Phase Under/Over Voltage Relay 150 KV

2 3

Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan AC Burden

:

…………../…………………..

:

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

Vn = 100 V

:

1,0 VA

Vn = 110 V

:

1,0 VA

DC Burden (trip condition) Tegangan Tegangan AC (secondary) Tipe Pengkawatan Primary Nominal Voltage

:

50 VA

Frekuensi

:

Min. (100 – 120) Vr msec. Fase-Fase 3 Fase - 4 kawat Min. (20 – 500) kV, selectable VT matching 50 Hz

Tegangan pengenal (Un) Binary input / output Tegangan pengenal Trip contacts

:

100 VAC

: : : : : : : : : :

≥ 110 VDC ≥ 5 A 110 VDC continuously ≥ 9 A make and carry, 1 sec ≥ 0,2 A, 110 VDC break ≥ 5 A 110 VDC continuously ≥ 9 A make and carry, 1 sec ≥ 0,2 A, 110 VDC break ≥8 ≥8 ≥ 192 event records in ring buffer FIFO ≥ 4 analog signal

4

5 6

7 8

: : :

Auxiliary contacts

9 10


:



:



:



:


Sampling rate

:


Format file

:


11 12

Continuous Withstand Voltage Voltage setting range

: :

> 200% * Un Min range UVR 10% – 90% * Un Min range OVR 100% - 150% * Un

13

Time delay setting range Drop off to pick-up ratio Overvoltage Undervoltage Akurasi

:

0,00 – 9.9 sec, time step 0,01

: :

95% 105%

Operating Voltage

:

< 5% of setting voltage

Operating Time

:

< 5% of the time setting

:

Enable

14

15

Minimum Feature Watch dog

97

SPLN S3.001-3: 2012

16 17

18


:

Enable

Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) ComunicationPort Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

: : :

Enable Enable ST / SC / MTRJ / LC

: : :


7.27

Spesifikasi relay 20 kV

7.27.1

Over Current, Ground Fault, Stand By Earth Fault, Thermal Overload Tabel 41. Over Current, Ground Fault, Stand By Earth Fault, Thermal Overload

No

Deskripsi

Persyaratan

1

Nama

:

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

2 3

:

……………./………………

4

Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan Model

: :

110 VDC (-15% s.d +10%) Arus Lebih Fase 3 (Three phase Overcurrent) , Gangguan Pembumian Fase Tunggal (Single phase Ground Fault), Single Phase Stand By Earth Fault and Thermal Overload

5

Arus Arus AC (Secondary)

:

1 A dan 5 A

Tipe Pengkawatan

:

Arus Primer Nominal

:

Frekuensi AC Burden

:

3 Fase - 4 kawatdan 1 Fase, 2 kawat untuk Stand By Earth Fault Element. Min. (50 – 2000) A, selectable CT matching Taps 50 Hz

In = 1 A

:

0,2 VA

In = 5 A DC Burden (trip condition) Binary input / output and push button

: :

1,0 VA 50 VA

Tegangan pengenal

:

≥ 110 VDC

Trip contacts

:


:


:


6

7 8


Auxiliary contacts

9 10

:


:


Binary Input

:

Binary output Contact Push button Event records Internal disturbance recorder

: : : :

≥ 8 (Feeder) ≥ 16 (Trafo) ≥8 2 (untuk Close dan Open), programmable ≥ 192 event records in ring buffer FIFO ≥ 8 analog signal


: :

≥ 16 digital signal trip signal or analogue value change

98

SPLN S3.001-3: 2012

11

12

13

Trigger event signal Recording duration each fault

: :

internal and external trigger ≥ 8 oscillograph for each ≥ 2.0 second

Sampling rate

:


Format file Setting Range Over Curret, Ground Fault, and Stand By Earth Fault Low set: Over Current Earth Fault& Stand By Earth Fault High set: Over Current Earth Fault Characteristic Over Current , Ground Fault and Stand By Earth Fault

:


: :

Min 0,4 – 2.0 * In (in 0,05 steps) Min 0,05 – 1,0 * In (in 0,05 steps)

: : :

Min 1 – 8 * Is (in 0,5 steps) Min 1 – 4 * In (in 0,5 steps) Standard Inverse

: :

Very Inverse Extremely Inverse

:

Long Time Inverse

:

Definite Time

:

min 0,05 – 1 with 0,05 steps for IEC standard

Time Setting Range Over Curret ,Ground Fault, and Stand By Earth Fault Inverse (TMS)

min 0,5 – 15 with step 0,5 for ANSI/IEEE standard

14

15

16

17 18

19 20

21


:

min 0,04 – 30 s in 0,1 steps

High set delay Drop off to pick up ratio Over Curret, Ground, Fault and Stand By Earth Fault Setting Range Thermal Overload Full load current trip Alarm thermal overload Time constant Auto Recloser Dead time TPAR Reclaim time Measurement Minimum Feature Watch dog Auto Reclose Block for Relay Failure Default logic and setting MMI (Man Machine Interface) ComunicationPort Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

: :

min 0,04 – 500 msec in 0,01 steps

: : :

:

Min. 0,3 – 1,5 In, with step 0,01 Min. 50 – 100%, with step 1 Min. 1 – 100 minute, with step 1 three phase min 0,1 – 30 sec in 0,1 sec steps min 5 – 100 sec in 1 sec steps Enable

: : : : : :

Enable Enable Enable Enable Enable ST / SC / MTRJ / LC

: : :


95%

99

SPLN S3.001-3: 2012

8

Penunjang Umum

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 spesifikasi VDE 0675 part 6 dan dipasang pada main distribution board untuk tegangan AC, DC, GPS dan media komunikasi.

8.2 Blok terminal Berikut ini adalah spesifikasi teknik untuk blok terminal: Tabel 42. Spesifikasi Blok Terminal No

1 2 3 4 5 6

Deskripsi

Standar Diameter kabel Tegangan Kapasitas arus Insulasi material Kelengkapan

Kebutuhan

VDE 0611, IEC947-7-1, 2 5 – 10 mm 800 Volt 30 – 50 A Polymade Mounting, DIN, Omega

Blok Terminal No

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

8.3

Deskripsi

Rail 32 x 15 Rail 35 x 7,5 x1 Rail 35 x 15 x 2,3 Rail 35 x 15 x 1,5 Terminal Block compression block Blok terminal jenis pisau Component holder terminal block Terminal Blocks for circuit testing Fuse holder terminal blocks for fuse Fuse holder terminal blocks double deck for fuse Fuse holder terminal blocks Power terminal blocks Terminal Blocks soldered Terminal Blocks current, voltage or polarity circuits Aksesoris End top End section Separator section

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

100

SPLN S3.001-3: 2012

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

8.4

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

Panel

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

8.4.1 Panel Indoor

2000

800 800

Gambar 25. 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. b. c. d. e. f. g. h. i.

Kualitas panel sesuai dengan standar IP 54. Pintu depan tertutup dengan bahan transparan (acrylic) yang dapat dibuka dengan mudah dan memiliki kunci. Dilengkapi dengan ventilasi pada bagian bawah. Pintu panel swing door untuk IED racks. Pintu terpisah untuk kabel komprtemen Panel knock down. Tutup atas diberi celah 3 cm untuk ventilasi. Tutup bawah tersedia bottom plat untuk instalasi kabel. Lebar dan tinggi rak harus lebih besar daripada lebar dan tinggi peralatan. Disediakan jalur yang mudah untuk pengkabelan pada bagian belakang lemari rak tersebut.

101

SPLN S3.001-3: 2012

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: Tabel 43. Spesifikasi Panel Indoor No

Deskripsi

Kebutuhan

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28

Depth Width Height Enclosure frame Front and rear door Coated Sheet steel mounting Glazed door Door Vented rear door Lifting eyebolt Standard handle system Drawing pocket Light Door operated switch Fixing hole for anchor bolt Socket strips supply 220 AC Metal cable gland Heater Earth rail Fixing material for earth staps Sealing Cable gland plate Front and rear door lock Earthing set Panel name plate Kunci: swing handle four point locking Karet seal pintu (gasket): dicor pada pintu, bukan ditempel manual Engsel: terbuat dari baja/besi, bukan fiber

800 mm 800 mm 2000 mm 2,5 mm 1,5 mm Powder coated RAL 7032 19” Enable Dibagian depan dan belakang Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable

29

Enable

8.4.2 Panel Outdoor Lemari rak ini harus memenuhi spesifikasi minimal berikut : a. b. c. d. e. f. g.

Kualitas panel sesuai dengan standar IP 66. Panel terbuat dari bahan Stainless steel. Permukaan dibuat sedemikian rupa agar tahan terhadap karat dan anti goresan. Tersedia isolasi penahan panas antara panel dengan perangkat elektronik dan baterai. Pintu panel swing door. Pintu terpisah untuk kabel kompartemen. Panel knock down. Bagian bawah tersedia bottom plat untuk instalasi kabel. 102

SPLN S3.001-3: 2012

h. i. j.

Disediakan jalur yang mudah untuk pengkabelan. Lemari rak ini harus terhindar dari masuknya serangga. Lampu akan secara otomatis menyala apabila pintu dibuka.

Spesifikasi teknis yang harus dipenuhi : Tabel 44. Spesifikasi Teknis Panel Outdoor No

1 2 3 4 5 6 7 9 10 12 13 14 15 16 17 18 20 21 22 23 24 25 26 27

Deskripsi

Depth Width Height Enclosure frame Front/rear door Coated Sheet steel mounting Door Ventilation Standard handle system Drawing pocket Light Door operated switch Fixing hole for anchor bolt Socket strips supply 220 AC Metal cable gland Earth rail Fixing material for earth staps Sealing Cable gland plate Front door lock Earthing set Panel Name plate Rentang suhu

8.5

Bay Kiosk

8.5.1

Kontainer

No

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Kebutuhan

800 mm 1200 mm 2000 mm 2,5 mm 1,5 mm Powder coated RAL 7032 19” Dibagian depan Enable di bawah panel Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable +20⁰C s.d +70⁰C

Deskripsi

Kebutuhan

20 Feet (P=6,06 m, L=2,44 m, T=2,59 m) 10 Feet (P=3,05 m, L=2,44 m, T=2,59 m) Diletakkan 100 cm diatas tanah Pintu Lebar 2x90cm, Tinggi 200 cm, 2 buah. Jarak panel dengan dinding Lebar dudukan glen hole Lubang man hole kedap air Sertifikat dari ISO / IMO / CSC Panic door dan door open alarm Peredam panas (Rockwool) Split Air Condition (redundant) 2 x 1 PK Portable Fire Extinguiser Smoke Detector Heat Detector Flame Detector Outdoor and indoor lighting 103

Untuk 2 bay Untuk 1 bay Ya Samping kanan, kiri 1,2 m 50 cm Kanan,kiri Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable

SPLN S3.001-3: 2012

17 18 19 20

8.5.2

Enable Enable Enable Enable

Outdoor indicator lamp (beacon) Distribution Board AC dan DC Telephone Lighting switch dan socket outlet

Gardu Beton

No

Deskripsi

Kebutuhan

1 2 3 4

Ukuran dalam P=6,0 m, L=2,5 m, T=3,0 m Ukuran dalam P=3,0 m, L=2,5 m, T=3,0 m Diletakkan 50 cm diatas tanah Pintu Lebar 2 x 90 cm, Tinggi 200 cm, 2 bh, tebal pelat 5 mm

5 6 7 9 10 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Jarak panel dengan dinding Lebar Main hole Lubang man hole kedap air Sertifikat dari ISO/IMO/CSC Panic door dan door open alarm Peredam panas (Rockwool) Split Air Condition (redundant) Portable Fire Extinguiser Smoke Detector Heat Detector Flame Detector Outdoor and indoor lighting Outdoor indicator lamp (beacon) Distribution Board AC dan DC Telephone Lighting switch dan socket outlet

Untuk 2 bay Untuk 1 bay Ya Samping kanan, kiri 1,2 m 50 cm Kanan,kiri Enable Enable Enable 2 x 1 PK Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable Enable

8.6

Inverter 110 VDC ke 220 VAC

Inverter digunakan untuk mencatu 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.

104

SPLN S3.001-3: 2012

220 VAC Back Up

110 VDC Main Supply

DC

DC

AC

AC

Load

Gambar 26. Inverter 110 VDC ke 220 VAC Tabel 45. Spesifikasi Inverter 110 VDC ke 220 VAC No.

Deskripsi

Persyaratan

1

Electrical safety

EN 60950, VDE 0805

2

Efficiency

> 88% at nominal load

3

Operating temperature

-5 to+55 C, non condensing

4

InputDC

110 (-15% + 10%) VDC dan 220 (±10%) VAC

5

Output AC

220 VAC

6

Failure tolerance

± 5%

7

Frekuensi

50 Hz sinewave

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:

Tabel 46. Spesifikasi kWH Meter Transaksi Dalam SOGI No

Deskripsi

Persyaratan

1

Jenis Meter

:

Meter Elektronik Berbasis Web

2

Standar

:

ANSI C12.20 dan atau IEC 62053-22 (kWh) atau yang lebih baru IEC 1268 (VARh) atau yang lebih baru

3

Jenis Konstruksi

4

Terminal Komunikasi (Built in)

:

Switchboard (draw out) - Optical Port

:

- RS232 atau RS485

105

SPLN S3.001-3: 2012

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

5

Terminal Komunikasi (Opsional)

:

6

Sinkronisasi dengan GPS

:

Dapat tersinkronisasi

7

Tipe Pengkawatan

:

3 Fase - 4 Kawat

8

Arus Nominal

:

9

Ketahanan Arus Gangguan

:

1,5 x In Kontinyu, 10 x In selama 0,5 detik

10

Tegangan Nominal

:

57,7 - 240 VAC (auto range) Minimum pick-up voltage: 57,7 V Fasa - Netral

11

Aux. Power supply

:

57.7 - 240 V AC (AutoRange) dan 110 - 220 VDC (AutoRange)

12

Frekuensi

:

50 Hz

13

Kelas Ketelitian

:

- Modem GSM

Disesuaikan dengan arus sekunder CT terpasang

kWh : 0,2 ( Mengacu pada Standar IEC62053-22 dan atau ANSI C12.20 ) kVARh : 2 ( Mengacu pada Standar IEC1268 )

14

Temperatur Operasi

15

Jumlah Kanal Penyimpanan Load Profile

16

Kapasitas Penyimpanan Memori Load Profile

17

Interval Perekaman Daya (Dapat Diprogram)

18

Besaran Energi yang diukur/direkam

:

-40oC sampai +75oC 12 Channel load profile (Dapat dibagi menjadi 2 Group)

:

2 MB (minimum)

:

1 Sampai 60 Menit

:

- Wh Kirim - Wh Terima - VARh Kirim - VARh Terima - VAh Kirim - VAh Terima

19

Besaran Daya yang diukur/direkam

:

- W Kirim - W Terima - VAR Kirim - VAR Terima - VA Kirim - VA Terima

20 21

Interval Perekaman Energi (Dapat Diprogram)

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

Besaran Sesaat yang diukur dan dapat direkam

- Watt Kirim - Watt Terima - VAR Kirim - VAR Terima :

- VA Kirim

106

SPLN S3.001-3: 2012

- VA Terima - Tegangan Tiap Fasa (Antar Fasa dan Fasa - Netral) - Arus Tiap Fasa - Faktor Daya - Frekuensi 22

Koinsiden Demand

- Watt Kirim - Watt Terima - VAR Kirim - VAR Terima :

- VA Kirim - VA Terima - Tegangan Tiap Fasa (Antar Fasa dan Fasa - Netral) - Arus Tiap Fasa - Faktor Daya - Frekuensi

23 24

Pembagian Tarif Aplikasi Baca / Setting Meter

:

8 Tarif

:

Disertakan Berbasis Windows XP dan Windows Vista Dapat diinstall ke semua laptop/pc milik PLN P3B berikut lisensinya Dapat Mengambil data berdasarkan waktu yang dapat dikonfigurasi (mampu mengambil loadprofile dengan range tanggal yang ditentukan) Mampu mengexport data load profile dalam format teks dan atau spreadsheet

25

Tampilan Layar

:

Minimum 8 digit

26

Metode Komunikasi

:

Multi-tasking, multi-user dan web based

27

Pengaman

:

Pada Hardware (lock) & Software (password level)

28

Protokol

:

IEC 61850

8.8

IED Meter

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

Tabel 47. Spesifikasi IED Meter No 1 2 3 4

Deskripsi Nama Manufacture/Type Auxiliary supply Tegangan Akurasi - Tegangan - Arus - Power factor - Total harmonic distortation (THD) - kW, kVA, kVar - kWh, kVAh, kVarh

: :

Persyaratan ............................................. …………../…………………..

:

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

:

0,5% 0,5% 1% ± 1% 0,5% Class 0,5

: : :

107

SPLN S3.001-3: 2012

5 6

7

ComunicationPort Local Configuration Terminal Interface Database configuration Protokol

8.9

:

ST / SC / MTRJ / LC

: : :


Media Telekomunikasi Tabel 48. Spesifikasi Media Telekomunikasi

No 1 2 3 4 5 6

8.10 8.10.1

Deskripsi Data Transfer Speed CommunicationPort Communication Station Level Communication IED to Switch Communication Switch to switchbetween cubicle (indoor) Communication Switch to switch betweencubicle (outdoor)

: : : : :

Persyaratan IEC 61850 / Ethernet 100 MB/s, In front or rear, or both Electrical (SFTP) Fiber Optic Fiber Optic

:

Fiber Optic Armoured

Layout Layout Konfigurasi pasokan listrik ke panel SOGI

Batere

M C B

terminal

terminal

terminal

terminal

M C B

M C B

M C B

M C B

ke peralatan

ke peralatan

ke peralatan

ke peralatan

Panel IED I/O #2

Panel IED I/O #n

Panel server, Panel IED I/O gateway, GPS, #1 inverter, ethernet switch

Gambar 27. Konfigurasi Pasokan Listrik ke Panel SOGI

108

SPLN S3.001-3: 2012

8.10.2 Layout Panel Kontrol dan Proteksi Layout Panel Kontrol dan Proteksi 150 kV Double Busbar Front View

Front View

Proteksi & Kontrol OHL

Proteksi & Kontrol Trafo

Ethernet Switch

Ethernet Switch

Ethernet Switch

IED BCU

IED MPU

BCU

Bus 1 Bus 2

Q1

IED BPU-1

Q1

Q2

AVR

2200 mm

IED MPU

Q2

Q0

Q0

Q9

IED BPU

IED BPU-2

Q8

OHL

800 mm

BCU

BPU-2

MPU

BPU-1 800 mm

AVR

Test Switch

Test Switch

BPU

MPU

BCU

Test Switch

Transformer

800 mm

Gambar 28. Layout Panel Kontrol dan Proteksi 150kV Double Breaker

109

SPLN S3.001-3: 2012

8.10.3 Layout Panel Kontrol dan Proteksi 150 kV One-Half Breaker Front View Proteksi Diameter

Ethernet Switch

Front View

Front View

Front View

Proteksi OHL

Proteksi & Kontrol Trafo

Proteksi BUSPRO

Ethernet Switch

CBF A

Ethernet Switch

IED MPU

Ethernet Switch

IED MPU

IED AVR

Ethernet Switch

BUSPRO BUS A

Bus A

Q0A

IED BPU -1

IED BCU LV

2200 mm

IED BPU

2200 mm

CBF AB

BUSPRO BUS B

Q0AB *) untuk bay IBT

CBF B

CCP

IED BPU -2

Q0B Bus B

CCP

800mm

800mm

800mm

AVR

Test Switch

CCP

BPU-2

MPU

Test Switch

BPU-1

CCP

BPU

Test Switch

MPU

CBF B

CBF AB

CBF A

Test Switch

Test Switch

BUSPRO BUS A

800mm

BUSPRO BUS B

800mm

Gambar 29. Layout Panel Kontrol dan Proteksi untuk One-Half Breaker

110

SPLN S3.001-3: 2012

8.10.4 Layout Panel Kontrol dan Proteksi 500 kV one-half breaker Front View Proteksi Trafo/ IBT

Front View Proteksi Line

Ethernet Switch

Ethernet Switch

Ethernet Switch

Ethernet Switch

Bus A IED MPU-1

IED MPU-2

IED MPU-1

IED MPU-2

Q0A

IED BPU-1

IED BPU-2

IED MPU CCP-2

IED MPU CCP-1

2200 mm

Q0AB

IED MPU CCP-1

IED MPU CCP-2

Q0B

2

Bus B

Test Switch

800 mm

800 mm

CCP-1

MPU-1

MPU-1

CCP-1

BPU-1

MPU-1

800 mm

Test Switch

CCP-1

Test Switch

CCP-1

BPU-1

MPU-1

Test Switch

800 mm

Gambar 30. Layout Panel Proteksi Line & IBT 500 kV One-Half Breaker

Front View

Front View

Proteksi Busbar

Proteksi Diameter Ethernet Switch

CBF A

Ethernet Switch

Ethernet Switch

BUSBAR A

BUSBAR B

BUSPRO IED Main 1

Front View

Front View

BCU CB

BCU IBT + TC LV

Ethernet Switch

BCU CB A

Ethernet Switch

Bus A

Q0A

BCU IBT+ TC LV

BUSPRO IED Main 1

Q0AB CBF AB 2200 mm

BCU CB AB BUSPRO

BUSPRO IED Main 2

IED Main 2

Q0B

CBF B

BCU CB B

800 mm

800 mm

800 mm

Test Switch

BCU IBT

BCUB

BCUA

BBP-2

BCUAB

Test Switch

Test Switch

CBFAB-2

BBP-1

CBF B

CBF AB

CBF A

800mm

CBFAB-1

Test Switch

Test Switch

Bus B

800 mm

Gambar 31. Layout Panel Kontrol dan Proteksi Busbar 500 kV One-Half Breaker

111

SPLN S3.001-3: 2012

8.10.5 Layout HMI Lokal 1800

1800 1

1

HMI 2

HMI 1 5

3 5a

5b

900

5a

5b

4

900

5

4

6

6

No

Description

1

Table

2

Chair

3

Laser Jet Printer

4

Monitor

5

Speaker Active (Tweeter)

5a

Speaker (L)

5b

Speaker (R)

6

Keyboard and Mouse

7

Cable Hole

Gambar 32. Lay Out HMI Lokal

HMI Lokal terdiri dari : a. b. c. d. e. f.

9

Dua buah meja Dua kursi ergonomis Dua buah monitor Dua buah Mouse Dua buah Keyboard Dua buah annunciator

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.

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

112

SPLN S3.001-3: 2012

(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.

113

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

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

STANDAR SPESIFIKASI REMOTE STATION SPLN S : 2012 PT PLN (PERSERO)

Recommend Documents