otomasi_proteksi

LOMBA DESAIN GI 150 KV

ii Agustus 2005

PT. PLN (PERSERO) P3B JAWA BALI

STANDAR YANG DIGUNAKAN

Standar Lingkungan

Semua peralatan proteksi, kontrol, dan monitoring mengacu standar berikut ini: Type Test Name Type Test Standard Conditions Insulation Resistance IEC 60255-5 100 M at 500 Vdc (CM & DM)

50 Hz, 1mn, 2kV (CM), 1kV (DM)

50 Hz, 1mn, 1kV (CM)

Dielectric Withstand IEC 60255-5 IEEE C37.90

G 1.4 & 1.5 500V CM G 6 :1,5 kV CM 5kV (CM), 3kV (DM) 2kV (CM) Groups 1 to 6 :5 kV CM & 3 kV DM(1)

High Voltage Impulse Test

IEC 60255-5

Not on 1.4 & 1.5 : 5 kV CM & 3 kV DM(1)

Test Ec : 2 falls from 5cm Test Ed : 2 falls from 0,5m

2 falls of 5 cm (Computer not powered)

Free Fall Test Free Fall Packaging Test

IEC 60068-2-31 IEC 60068-2-32

25 falls of 50 cm (1) (2) (Packaging computer)

Class 2 : 1g from 2 to 150Hz

Vibration Response Powered On

IEC 60255-21-1

Classe 2 :

Acceleration : 1g from 10 (1) to 150Hz Class 2 : 2g from 2 to 500Hz

Vibration Response Not Powered On

IEC 60255-21-1

Classe 2 :

Acceleration : 2g from 10 (1) to 500Hz Class 2 : 1g from 10 to 150Hz

Vibration Endurance Not Powered On

IEC 80068-2-6

Classe 2 :

Acceleration : 1g from 10 (1) to 500Hz


iii Agustus 2005


Type Test Name Type Test Standard Conditions Shocks Not Powered On

IEC 60255-21-2 Class 1 : 15g, 11 milidetik

Shocks Powered On

IEC 60255-21-2 Class 2 :

10g, 11 milidetik Bump Test Not Powered On

IEC 60255-21-2 Class 1 : 10g, 16milidetik, 2000/axis Class 1 : Axis H : 3,5mm 2g Axis V : 3,5mm 1g

Seismic Test Powered On

IEC 60255-21-3

Classe 2 :

Acceleration : 2g

Displacement : 7,5mm selon axe H

Acceleration : 1g

Displacement : 3,5mm selon axe V Damp Heat Test - Operating

IEC 60068-2-3 Test Ca : +40C / 10 days / 93% RH Test Ab : -10C / 96h

Cold Test - Operating

IEC 60068-2-1

Test Ab : - 25c / 96 H Cold Test - Storage

IEC60068-2-1 Test Ad : -40C / 96h Powered On at 25C (for information) Powered On at 40C (for information) Test Bd : 55C / 96h 70C / 2h

Dry Heat Test Operating

IEC 60068-2-2

70c / 24 H

Dry Heat Test Storage

IEC 60068-2-1 Test Bd : +70C / 96h Powered On at +70C

Enclosure Protection IEC 60529

Front : IP=52 Rear : IP=30

Inrush current (start-up)

T < 1,5 milidetik / I < 20 A T < 150 milidetik / I < 10 A T > 500 milidetik / I < 1,2 In

Supply variation IEC 60255-6 Vn 20% Vn+30% & Vn-25% for information


iv Agustus 2005


Type Test Name Type Test Standard Conditions Overvoltage (peak withstand)

IEC 60255-6 1,32 Vn max 2 Vn during 10 milidetik (for information)

Supply interruption

IEC 60255-11 From 2,5 milidetik to 1 s at 0,8 Vn 50 milidetik at Vn, no malfunction (for information)

40 s interruption

IEC 60255-11

Ripple (frequency fluctuations)

IEC 60255-11 12% Vn at f=100Hz or 120Hz 12% Vn at f=200Hz for information

Supply variations

IEC 60255-6 Vn 20%

AC Voltage dips & short interruptions

EN 61000-4-11 2milidetik to 20milidetik & 50milidetik to 1s 50 milidetik at Vn, no malfunction (for information

Frequency fluctuations IEC 60255-6 50 Hz : from 47 to 54 Hz 60 Hz : from 57 to 63 Hz

Voltage withstand 2 Vn during 10 milidetik (for information) Class 3 : 2.5kV (CM) / 1kV (DM) High Frequency

Disturbance IEC 60255-22-1 IEC 61000-4-12 IEEE C37.90.1

Class 2 : 1kV (CM)

Electrostatic discharge IEC 60255-22-2 IEC 61000-4-2

Class 4 : 8kV contact / 15 kV air

IEC 60255-22-3 IEC 61000-4-3

Class 3 : 10 V/m 80 to 1000 MHz & spot tests

Radiated Immunity

IEEE C37.90.2 35 V/m 25 to 1000 MHz

Class 4 : 4kV 2.5kHz (CM & DM)

Class 3

2 kV - 2,5 kHz MC

Fast Transient Burst

IEC 60255-22-4 IEC 61000-4-4 IEEE C37.90.1

Class 3 : 2kV 5kHz (CM)


v Agustus 2005


Type Test Name Type Test Standard Conditions

Class 4 : 4kV (CM) 2kV (DM)

Class 3 : 2kV (CM) on shield Class 4 : 4kV (CM) for information

Surge immunity IEC 61000-4-5

Class 3 :

1 kV MC

High frequency conducted immunity

IEC 61000-4-6 Class 3 : 10 V, 0.15 80 MHz

Harmonics Immunity IEC 61000-4-7 5% & 10% de H2 H17 Class 4 : 50 Hz 30 A/m permanent 300 A/m short time

Power Frequency Magnetic Field Immunity

IEC 61000-4-8

Class 5 :

100A/m for 1mn

1000A/m for 3s Power Frequency IEC 61000-4-16 CM 500 V / DM 250 V via 0.1 F

Conducted emission EN 55022 Gr. I, class A and B : from 0.15 to

30 MHz Radiated emission EN 55022 Gr. I, class A and B : from 30 to

1000 MHz, 10m

Standar Komunikasi

IED protocol: o IEC 61850 o IEC 60870-5-102 o IEC 60870-5-103 o IEC 60870-5-104 o MODBUS o DNP 3.0


vi Agustus 2005


Gateway protocol: o Protocol di control center eksisting o IEC 60870-5-101 o IEC 60870-5-102 o IEC 60870-5-103 o IEC 60870-5-104 o Modbus o DNP 3.0 o IEC 61850

Standar Otomasi

o IEC 61131-3


vii Agustus 2005


PENJELASAN UMUM

Arsitektur

IED Main

GPSReceiver

Menu

Cancel

EnterLampTest LEDReset

CloseOpenSelectL/R

HITACHIServiceAlarm

Protection & Control UnitDMP - XXXX

Menu

Cancel


CloseOpenSelectL/R

HITACHIServiceAlarm

Protection & Control Un itDMP - XXXX

WAN

Server

Remote PC

Printer

RCC

IED

KontrolIED Main

Menu

Cancel


CloseOpenSelectL/R

HITACHIServiceAlarm


Menu

Cancel


CloseOpenSelectL/R

HITACHIServiceAlarm


IED Kontrol

FAX

MODEMMODEM

Gateway

BAY LEVEL

STATION LEVEL

PRIMARY EQUIPMENT

MCC/UPT

Logger

Server

Otomasi pada GITO terdiri dari :

Bay level

o Dalam suatu standard bay panel terdiri dari beberapa IED yang diperlukan sebagai lokal kontrol dan proteksi dari masing-masing bay. Yang dimaksud dengan bay adalah : feeder, transformer, coupler, capacitor bank, diameter atau common services bay.

o Masing-masing bay dilengkapi dengan switch lokal/remote untuk enable atau disable secara software dan hardware untuk fungsi remote control atau untuk kebutuhan pemeliharaan.


viii Agustus 2005


o Setiap bay terdiri dari IED untuk proteksi utama dan IED untuk proteksi cadangan, control dan meter yang terpisah secara hardware.

o Fungsi DFR pada IED proteksi utama sedangkan fungsi PQM dapat pada IED proteksi utama atau terpisah. Fungsi PQM hanya terdapat pada bay busbar atau bay konsumen tegangan tinggi.

o Setiap bay memiliki panel yang terpisah dari bay lainnya. o Jalur output trip dari fungsi proteksi dan jalur open/close dari fungsi control

sampai ke kontak trip PMT melalui jalur yang berbeda dan dilengkapi dengan trip circuit supervision (TCS).

o Setiap bay harus dapat dioperasikan secara manual dari masing-masing IED untuk kondisi emergency.

o Energi meter (meter transaksi) pada incoming trafo distribusi maupun pada bay konsumen tegangan tinggi dipasang terpisah.

o Jika terjadi gangguan IED yang disebabkan adanya kegagalan power supply maka tidak mengeluarkan perintah trip (block) dan memberikan alarm.

o IED memiliki self diagnostic unit dan memberikan indikasi alarm. o IED memiliki kemampuan remote reset. o IED harus tersedia fasilitas indikasi VT-failure.

Station level

o DC konverter yang mempunyai input 48 VDC, output 220 VAC. o Dilengkapi converter/gateway yang bertindak sebagai interfacing protocol dari

GITO ke RCC eksisting (bila diperlukan). o HMI memiliki kemampuan untuk melakukan proses switching, monitoring, data

recording, merekam urutan kejadian, mencetak, pengembangan aplikasi, pemeliharaan GITO dan analisis data. Proses switching dari HMI dapat dilakukan jika dalam posisi lokal.

o Proses monitoring dapat dilakukan melalui jaringan (WAN). o Koneksi sistem ke luar jaringan harus dilengkapi pengaman jaringan (firewall,

akses level) sehingga aman dari virus, hacker, dan intervensi pihak luar.

Link Komunikasi

o Redundant komunikasi di bay level dan station level. o Metering, event / disturbance recorder, PQM, dan monitoringearly warning

system harus dapat diakses melalui WAN. o Fungsi Proteksi dan Control yang berkaitan dengan sekuriti sistem menggunakan

dedicated network. o IED main yang memerlukan teleproteksi maka diharuskan dengan jalur

komunikasi yang tersendiri dan terpisah dari sistem GITO.


ix Agustus 2005


DFR,EWS,

etc

Mux

PABXIP Camera

Hub

Eth 10/100N x 64k

4W E&M64k

2W64k

2Mbps/E1 FOTPDH/SDH

IEDRemoteExch

Mux

PABXIP Camera

Hub

Eth 10/100N x 64k

4W E&M64k

2W64k

64k

2Mbps/E1 FOTPDH/SDH

Menu

Cancel

Enter

LampTest

LEDReset

CloseOpenSelectL/R

HITACHI

Service Alarm

Protection & C ontrol UnitDMP - XXXX

GITO mengakomodir hal-hal berikut:

o Perubahan konfigurasi GITO karena penambahan bay penghantar atau bay trafo mudah dilakukan dari HMI ( copy (drag&drop) dari model eksisting).

o Sistem interlock sesuai Standard Operation Procedure (SOP) Gardu Induk. o Setiap bay memiliki kemampuan otomasi seperti control local dan interlock,

urutan kejadian, dan sebagainya. Setiap bay dihubungkan dengan bay yang lain untuk fungsi-fungsi yang lebih luas dengan logic, seperti interlock dan proteksi busbar, tapi dapat dilakukan dengan mode lebih rendah dengan kontrol dan proteksi yang lengkap di setiap bay lokal.

o Setiap IED harus memiliki Ethernet port.

Kondisi Umum

Kondisi Lingkungan

IED baru harus dipasang di dalam ruangan, mampu beroperasi antara temperatur 0 55 0C (ANSI C37.1-1994), dan kelembaban relatif dari 10 95 % yang tidak mengembun.


x Agustus 2005


Catu Daya

Untuk IED menggunakan catu daya nominal 110 VDC +10% dan untuk komputer mengunakan UPS atau menyiapkan perangkat untuk konversi tegangan 48 VDC ke 220 VAC. IED harus mampu beroperasi dengan catu daya tanpa atau dengan pentanahan (positif grounding) dan dilengkapi peralatan proteksi/ pengaman untuk menghindari over voltage. IED harus mampu menahan atau dilengkapi dengan peralatan proteksi revers polarity (sumber catu daya polaritas terbalik).

Level Derau

Derau audio (tingkat kebisingan) yang dihasilkan oleh peralatan IED tidak boleh melebihi nilai pada kurva kriteria NC-45 yang dijelaskan dalam ANSI C37.1 yang merupakan bagian dari MILSTD-1472.

Identifikasi Assembly dan Komponen

Setiap modul harus mempunyai identifikasi yang jelas (type 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.

Perlengkapan

IED dan komputer harus dimasukan kedalam kubikel dengan syarat berikut : o Bagian dalam dan luar kubikal harus dibuat secara sempurna. Semua logam

kubikal harus dibersihkan dan digosok agar diyakinkan kebersihannya, dan diselesaikan dengan halus. Semua permukaan harus dilapisi bahan tahan karat dan dilindungi dengan cat sesuai standar.

o Kubikal harus dibuat sedemikian rupa untuk memudahkan pelaksanaan instalasi dan pemeliharaan rutin.

o Masukan kabel harus lewat bawah kubikal. Masukan kabel harus disiapkan pelindung untuk mencegah masuknya serangga dan hewan lain serta untuk melindungi terhadap debu dan pasir.

o Harus dipersiapkan jaringan pentanahan yang aman pada kubikal. Sistem pentanahan harus dipasang pada busbar tersendiri untuk mempermudah pemasangan pentanahan pada masing-masing rak. Kabel pentanahan yang dipergunakan minimal mempunyai luas penampang 6 mm2.

o Over voltage protection yang dibutuhkan untuk tegangan AC dan data. o Di dalam kubikal IED harus disediakan stop kontak 220 VAC 50 Hz dengan

mempergunakan tiga kawat dengan netral terisolasi dan lampu untuk


xi Agustus 2005


pemeliharaan. Lampu akan secara otomatis menyala apabila pintu depan dibuka.

o Semua panel yang dipergunakan harus memenuhi spesifikasi NEMA 4 atau IP 54.

Suku Cadang

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

o suku cadang jangka pendek yang dibutuhkan untuk operasi selama masa pemeliharaan dan masa garansi.

o suku cadang jangka panjang yang dibutuhkan untuk operasi selama sepuluh tahun.

Engineering Tools

Kontraktor harus menyerahkan minimal satu set engineering tools yang digunakan untuk setting, loading database, uji fungsi, dan diagnostik. (berupa laptop dan software)

Fungsi Aplikasi :

o Node data / sub sistem komunikasi IED / gateway o Mempunyai kemampuan proses kontrol secara central dan distributed o Dapat difungsikan untuk otomasi. o Rancangan untuk jaringan multi hirarki pada topologi dengan kombinasi

komunikasi : Serial LAN/WAN Field bus Fungsi automatisasi setiap tingkatan jaringan lokal atau distributed.

Mekanikal

o Ukuran Board /Rack standard (19 inch) o Terlindung dalam kubikal o Instalasi dalam kubikal o Bus sistem :

Bus peripheral paralel. Bus peripheral serial. Bus node paralel.


xii Agustus 2005


Dependability

Agar dapat dicapai dependability yang tinggi maka IED dapat melokalisir gangguan secara akurat sehingga mudah diatasi. Informasi ini juga bisa diremote melalui HMI. Untuk bay yang dipelihara hanya dapat diakses dari local HMI dan indikasi tidak ditampilkan di control center namun bay yang lain masih dapat diremote dari control center.

Unjuk Kerja

o Urutan kejadian memiliki resolusi maksimal 1 milidetik o Pengambilan status telemetering maksimal 2 detik o Kontrol manual dari local HMI ke primary equipment maksimal 1 detik o Pertukaran data peer to peer melalui protocol IEC 61850 maksimal 30 milidetik,

misalnya perubahan input di satu bay dan output eksekusi dari bay yang lain. o Keakuratan telemetering di HMI kelas 0.5 untuk arus dan tegangan rmilidetik,

0.5 untuk daya aktif dan reaktif (MW dan MVAr). o Redudansi Ethernet maksimal 1 milidetik. o Redudansi server dan gateway maksimal 1 detik. o Penyimpanan urutan kejadian dalam bay level dalam kasus kegagalan

komunikasi ke local HMI/ Control harus lebih dari 1000 event dalam satu minggu tanpa power supply ke bay tersebut.

Interface

Process interface

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

Interface komunikasi

Komunikasi HMI dengan control center menggunakan protocol eksisting. Komunikasi IED dengan HMI menggunakan jalur telekomunikasi Ethernet. Setiap IED harus open protocol dan dapat diintegrasikan dengan IED lain. Sinkronisasi waktu diambil dari GPS.


xiii Agustus 2005


Operator interface

Operator interface diletakkan di: o Bay level. IED dapat menampilkan single line diagram dari bay yang

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

o Station level. Server dengan monitor LCD 21. Server ini dapat digunakan untuk konfigurasi otomasi GITO, setting IED, manajemen otomasi GITO, tampilan single line diagram, kontrol lokal, alarm, penyimpanan data, analisa rekaman gangguan dan lain-lain.

o Control center. Sesuai dengan control center eksisting

Engineering interface

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

Integrasi Panel

Secara umum setiap bay harus: o Mempunyai switch lokal/remote untuk mengontrol interlocking antara GI

dan remote SCADA. o Mempunyai LCD untuk menampilkan minimal topologi bay, arus dan

tegangan, daya aktif dan reaktif, alarm lokal, posisi tap trafo. Dimungkinkan juga untuk mengontrol bay (CB, tap changer) termasuk synchrocheck dan by-pass interlock.

o Mempunyai link komunikasi yang redundan. o IED harus diintegrasikan secara langsung ke panel switchgear.

Pengembangan dan Perluasan GITO

GITO mampu mengakomodir pengembangan jumlah bay sebanyak 30 % dan I/O sebesar 20% dari setiap bay. Komponen otomasi GITO (HMI, Gateway) harus mempunyai kemampuan untuk mengatur minimal 2 konfigurasi database untuk memungkinkan pengembangan sistem yang cepat dan aman. Otomasi GITO harus mampu berintegrasi dengan IED yang akan datang melalui IEC 61850 atau IEC 60870-5-103. Otomasi GITO mampu mengakomodir konfigurasi database XML masa depan.


xiv Agustus 2005


FUNGSI SCADA

Fungsi utama SCADA adalah sebagai berikut:

Akuisisi Data

IED Kontrol bisa berfungsi sebagai konsentrator untuk : o Melakukan akuisisi masukan digital ( digital input / DI ). o Melakukan akuisisi masukan analog ( analog input / AI ) dan pulse counter . o Melakukan kendali keluaran digital ( digital output / DO ) . o Melakukan kendali keluaran analog ( analog output / AO ) dan pulse counter. o Melakukan otomatisasi ( proteksi dan meter energi ).

Data yang diterima dari IED Kontrol harus merupakan hasil pengumpulan yang menjadi suatu grup scan. Setiap grup scan harus terdiri dari masukan analog, masukan digital atau gabungan keduanya. Deteksi perubahan sesaat (momentary change detection / MCD) harus mengindikasikan semua operasi antara periode scan ke IED Kontrol.

Urutan Kejadian ( Sequence Of Event / SOE )

IED Kontrol harus mempunyai kemampuan pengumpulan data urutan kejadian pada resolusi waktu kurang dari kecepatan operasi peralatan sistem tenaga. Resolusi waktu memungkinkan control center untuk menentukan penyebab dan efek yang berkaitan dengan perubahan status peralatan yang beroperasi normal dan abnormal. Digital input pada IED Kontrol harus ditandai dan diprogram sebagai point SOE.

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 :

o Pulsa untuk menaikkan atau menurunkan LFC Kontrol pembangkitan level MW melalui durasi variabel pulsa untuk menaikkan atau menurunkan unit kontrol Pembangkitan.

o Kontrol Setpoint LFC Kontrol set point keluaran pembangkitan level MW melalui sinyal keluaran analog.

Akumulasi Pulsa

IED Kontrol harus mempunyai kemampuan pengumpulan pulsa, perhitungan dan penyimpanan nilai yang diperoleh dari peralatan di luar IED Kontrol seperti transducer, proteksi dan meter energi. Protokol IED Kontrol harus dapat membatalkan perintah akumulasi pulsa yang melakukan transfer nilai yang terakumulasi ke media penyimpan (memori). Data akumulator pulsa harus ditandai


xv Agustus 2005


pada grup scan yang diproses oleh perintah pembatalan, diikuti oleh scan data nilai akumulasi dari lokal HMI.

Peralatan kendali

IED Kontrol harus mempunyai kemampuan meneruskan perintah kendali dari Lokal HMI. Peralatan sistem tenaga listrik yang dapat dikendalikan oleh IED Kontrol yaitu :

o Peralatan dua kondisi : misalnya circuit breaker (CB/Pmt) dan disconnecting switch (DS/Pmilidetik) yang dioperasikan secara manual atau otomatis dengan motor dan peralatan dua kondisi lainnya yaitu spring atau per.

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

o Fungsi IED Kontrol harus mempunyai kemampuan untuk mengukur arus dan tegangan (A, V, MW, MVAR).

Masukan Analog

Akurasi masukan analog, sebagaimana didefinisikan dalam ANSI MC8.1 minimal 99,9%, pada temperatur 40 oC. Akurasi rata-rata yang didefinisikan dalam ANSI MC8.1 harus tidak ada drift (penyimpangan) lebih dari 0,002 % per oC dalam kisaran temperatur 20 oC sampai dengan 60 oC. Penentuan akurasi harus dibuat pada multiplexer analog yang sedang beroperasi dalam kecepatan tinggi. Konverter analog ke digital harus menghasilkan presisi minimal 4096 perhitungan (12 bit atau sign + 11 bit). Efek tegangan common-mode pada akurasi masukan differensial maksimal 0,1 % dari skala penuh ketika dites pada tegangan common-mode 50 V-AC puncak ke puncak pada 50 Hz dengan sumber tidak seimbang tidak lebih dari 10 kOhm. Efek tegangan normal-mode pada akurasi maksimal 0,1 % skala penuh ketika diuji pada tegangan normal-mode yang sesuai dengan tegangan masukan skala penuh pada 50 Hz. Masukan analog harus menggunakan dua kawat dengan isolasi pelindung. Fasilitas pelindung pentanahan harus disiapkan untuk tiap point masukan. IED harus membuat konversi dan pengkondisi level sinyal yang tepat yang mengijinkan penggunaan penuh masukan analog dan melakukan pengecekan bila terjadi masalah yang berarti, misalnya komponen pengkondisi sinyal. Impedansi masukan untuk masukan tegangan minimal 1 MOhm, impedansi masukan untuk masukan arus maksimal 5 kOhm. Skala masukan harus mengikuti kisaran 50 %. Masukan analog harus diisolasi, unipolar atau bipolar, sinyal dengan menggunakan 2 kawat yang tidak ditanahkan dengan kisaran antara (pilihan disesuaikan dengan kondisi control center eksisting dan ditentukan oleh PLN) seperti di bawah ini:

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


xvi Agustus 2005


o 5 mA dc, Fasilitas perlindungan semua masukan tersebut harus memiliki pentanahan.

Masukan Digital

Interface masukan digital harus mampu dalam kondisi isolasi kontak tidak bertegangan dan bertegangan ( isolated dry and wet contact ) masukan digital. Kontraktor harus menyediakan sensor tegangan yang dibutuhkan, pembatas arus, optocoupler dan filter kontak. Pada sistem tegangan 48 52 VDC dapat menggunakan dry contact, sedangkan pada sistem tegangan 110 VDC menggunakan wet contact. Tipe masukan digital berikut ini harus ada dan diimplementasikan pada IED dimana status masukan digital dapat menggambarkan status peralatan. Status point Deteksi status point mempunyai dua kondisi. Masukan digital mempunyai dua kontak yaitu kontak A atau B. IED dapat diset untuk perubahan posisi kontak dalam durasi antara 4 - 25 milidetik (sesuai dengan control center). Jika durasi kurang dari 20 milidetik 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 4-25 milidetik (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. Tiap counter harus mampu menghitung sekurangnya 4096 operasi masukan sebelum diganti yang lain. Akumulator harus mampu menerima perhitungan kisaran naik lebih dari 10 perhitungan per detik. Akumulator mempunyai kemampuan untuk mereset (kembali ke nol) dari control center atau dari IED.

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.


xvii Agustus 2005


Sinkronisasi Waktu SOE

Setiap IED harus disinkronisasi clock internalnya GPS lokal atau GPS dari control center.

Pengambilan Data Lokal SOE

Pengambilan data SOE dalam format ASCII pada interface IED ke printer local dan PC harus dapat dilakukan dalam format database.

Analog Output

IED baru harus mempunyai analog output seperti dijelaskan dalam bagian di bawah ini Perintah LFC Ketika dilakukan perintah dari Control center, harus dapat melakukan dalam interval waktu tertentu (0,1 detik sampai dengan 2 detik dengan minimum kenaikan 8 milidetik) berdasarkan perintah yang diterima. Kontrol Bila Terjadi Gangguan Sesaat dan Kejutan Bila terjadi gangguan sesaat dan kejutan pada sistem tenaga listrik, keluaran kendali yang digunakan untuk mengendalikan peralatan sistem tenaga listrik harus dapat diketahui dari control center. Keamanan Kendali Logika pemilihan point keluaran kendali harus dirancang sedemikian rupa untuk menghindari kesalahan pada keluaran yang tidak dipilih. Oleh karena itu, tidak diperbolehkan beberapa peralatan menggunakan alamat yang sama dan tidak diperbolehkan satu peralatan menggunakan dua alamat yang berbeda. Penonaktifan Kendali Setiap IED baru harus dilengkapi dengan switch manual secara lokal untuk membatalkan semua keluaran kendali. Keluaran harus dinonaktifkan oleh pemutus koneksi catu daya pada kendali keluaran. Kontak tambahan pada switch harus dihubungkan dengan masukan kontak IED untuk melaporkan status switch kontrol yang diblok kepada Control center.

Fasilitas Uji Simulasi Kendali ( Lokal Test )

Setiap IED baru harus dilengkapi dengan simulasi kendali keluaran yang dapat dihubungkan pada setiap point kontrol di IED. Fasilitas ini harus dapat mensimulasikan status dari perubahan kendali.


xviii Agustus 2005


Keluaran Analog

Keluaran analog harus disiapkan untuk mengendalikan peralatan eksternal. Keluaran analog harus memiliki akurasi yang didefinisikan dalam ANSI MC8.1, yaitu 99,75 % skala penuh dalam suhu 40 oC. Akurasi rata-rata juga didefinisikan dalam ANSI MC8.1, yaitu mempunyai penyimpangan (drift) kurang dari 0,01 % per oC untuk suhu antara -20 oC sampai dengan 60 oC. Keluaran harus dapat bervariasi antara (pilihan sesuai kondisi control center eksisting dan ditentukan oleh PLN) seperti di bawah ini:

o 0 s/d +10 mA dc,

o 10 mA dc,

o 0 s/d +5 mA dc,

o 5 mA dc,

o +4 s/d +20 mA dc,

o 5 V dc, dan

o 10 V dc.

Keluaran arus harus mampu dibebani sampai dengan impedansi 5.000 ohm dan keluaran tegangan mampu dibebani dengan impedansi sampai dengan 1.000 ohm.

Fungsi Tambahan

Bagian ini menjelaskan fungsi tambahan yang harus dimiliki oleh IED : Deteksi Masukan Beberapa sinyal status dapat berupa sinyal yang tidak stabil dan dapat berosilasi yang menimbulkan perubahan pesan berulang. IED baru harus mempunyai fasilitas untuk mendeteksi dan memblok transmisi informasi status point yang tidak stabil atau berosilasi. Ketika kondisi berosilasi telah selesai, laporan normal harus dihasilkan dan IED harus mengirim pesan seperti IED ID, Point ID Osilasi selesai . Monitoring Trend Analog IED harus memonitor tingkat perubahan nilai analog yang dipilih dalam kisaran waktu yang dapat diatur untuk setiap IED dan dapat memprediksikan trendnya.


xix Agustus 2005


FUNGSI PROTEKSI

Relai jenis IED yang programmable harus memiliki default setting dan konfigurasi logic input/output serta dilengkapi dengan keypad. Relai harus dapat disetting melalui keypad dengan menggunakan passsword. Jika relai disetting melalui komputer/note book maka harus dilengkapi dengan copy software tersebut berupa CD dan donggle. Kontraktor memberikan usulan perhitungan setting dan penyetelannya termasuk programnya (bagi relai yang programmable) untuk sistem yang akan dipasang relai tersebut. PLN memberikan evaluasi hasil perhitungan dan penyetelan yang disampaikan kontraktor.

Fungsi Proteksi bay penghantar

Bay penghantar terdiri dari 2 buah IED dengan kemampuan berikut : a. IED Main : memiliki kemampuan proteksi utama penghantar (Distance Relay/

Differential Relay (Pilot, Current, Phase)/ Directional Comparison Relay (Impedance, Current, SuperImposed)) dan DFR. Fungsi proteksi utama memiliki fungsi pendukung lainnya seperti auto-recloser, synchrocheck, recorder dan lainnya

b. IED Kontrol : memiliki kemampuan proteksi cadangan penghantar (OCR/GFR), Overload Shedding (OLS), kontrol, dan meter.

CT untuk bay penghantar : 5 core yaitu untuk kebutuhan busbar protection 2 core klas X, distance relay 1 core kelas 5P20, OCR/GFR 1 core kelas 5P20, dan metering 1 core kelas 0.5.

Fungsi Proteksi bay Transformator

Bay transformer terdiri dari 2 buah IED dengan kemampuan berikut : a. IED Main, memiliki kemampuan proteksi diferensial, REF primer, REF

sekunder, OCR/GFR non kaskade sekunder, indikasi proteksi internal mekanis transformator dan DFR.

b. IED Kontrol : memiliki kemampuan OCR/GFR primer, OCR/GFR non kaskade sekunder, SBEF, kontrol sisi primer dan sekunder, meter, AVR, Programmable Logic Controller untuk pola non kaskade.

OCR/GFR non kaskade sekunder dimaksudkan untuk memberikan pengamanan yang optimal terhadap trafo serta untuk mendapatkan selektifitas dan clearing time yang baik pada saat terjadi gangguan yang besar didekat busbar 20 kV. Pada pola non kaskade, relai-relai disisi penyulang 20 kV dapat dikomunikasikan dengan relai disisi hulunya (incoming), dimana meskipun momen relai-relai dikedua sisi trafo diaktifkan, namun masih tetap diperoleh selektifitas yang baik. Relai OCR di sisi feeder dipersyaratkan untuk menyediakan 1 kontak output starting dan 1 kontak output IDMT untuk kebutuhan pola non kaskade.


xx Agustus 2005


CT untuk bay trafo sisi 150 kV : 5 core, yaitu untuk kebutuhan busbar protection 2 core kelas X, differensial relay dan REF 1 core kelas X, OCR/GFR 1 core kelas 5P20, dan metering 1 core kelas 0.5. NCT untuk bay trafo sisi 150 kV : 1 core, yaitu untuk REF kelas X. CT untuk bay trafo sisi 20 kV : 4 core, yaitu untuk kebutuhan differensial relay dan REF 1 core kelas X, OCR/GFR 1 core kelas 5P20, metering 1 core kelas 0.5 dan kWh transaksi 1 core kelas 0.2. NCT untuk bay trafo sisi 20 kV : 2 core, yaitu untuk REF 1 core kelas X, dan OCR/GFR 1 core kelas 5P20. Konfigurasi penyulang dengan 3 buah transformator serta penerapan logic non cascade diperlihatkan pada gambar berikut.

CBA

DSA1 DSA2A1

A2

DSACA1 DSACA2DSF1 DSF2

F1

DSABA2DSABA1 DSABB1 DSABB2

B1

B2

CBAB

CBAC

CBB

DSB1 DSB2

CBC

CBBC

DSBCB1 DSBCB2 DSBCC2DSBCC1

C1

C2

DSACC2DSACC1

DSC2DSC1

A B C

Transformator A

F1 = (CBA.DSA1.DSF1)+(CBA.DSA2.DSF2) = CBA(DSA1.DSF1+DSA2.DSF2)

Starting


xxi Agustus 2005


Transformator B

F1 = (CBB.DSB1.CBAB.DSABB1.DSABA1.DSF1)+(CBB.DSB1.CBAB.DSABB1. DSABA2.DSF2)+ (CBB.DSB2.CBAB.DSABB2.DSABA1.DSF1)+(CBB.DSB2.CBAB.DSABB2. DSABA2.DSF2)

= CBB.CBAB(DSB1.DSABB1((DSABA1.DSF1)+(DSABA2.DSF2))+ DSB2.DSABB2((DSABA1.DSF1)+(DSABA2.DSF2)))

Transformator C

F1 = (CBC.DSC1.CBAC.DSACC1.DSACA1.DSF1)+(CBC.DSC1.CBAC.DSACC1. DSACA2.DSF2)+ (CBC.DSC2.CBAC.DSACC2.DSACA1.DSF1)+(CBC.DSC2.CBAC.DSACC2. DSACA2.DSF2)

= CBC.CBAC(DSC1.DSACC1((DSACA1.DSF1)+(DSACA2.DSF2))+ DSC2.DSACC2((DSACA1.DSF1)+(DSACA2.DSF2)))

Fungsi Proteksi bay Kopel

Bay kopel memiliki 1 buah IED dengan kemampuan berikut : OCR/GFR, synchrocheck, PQM (Power Quality Meter), kontrol, dan meter. CT untuk bay kopel : 4 core, yaitu untuk kebutuhan busbar protection 2 core kelas X, OCR/GFR 1 core kelas 5P20 dan metering 1 core kelas 0.5.

Fungsi Proteksi Diameter

Untuk konfigurasi 1 breaker IED main sesuai kebutuhan dapat dilengkapi dengan CCP dan CBF/SZP.

Kebutuhan CT untuk diameter : 3 core, yaitu untuk kebutuhan busbar protection (Check zone) 1 core kelas X, CBF dan Bus zone 1 core kelas X dan CCP 1 core kelas X. Pada diameter yang menggunakan CT summation core untuk CCP digunakan untuk distance relay.

Fungsi Proteksi Busbar

Busbar memiliki 1 buah IED dengan kemampuan relai differential busbar jenis low impedance dan Relai Tegangan Nol (RTN).

Fungsi Proteksi bay Kapasitor/ Reaktor

Bay kapasitor/reaktor terdiri dari 2 buah IED dengan kemampuan berikut:


xxii Agustus 2005


IED Main : UVR/OVR, Unbalance relay. IED Kontrol : OCR/GFR dan kontrol CT untuk bay kapasitor/reaktor : 1 core untuk OCR/GFR kelas 5P20. NCT untuk bay kapasitor : 1 core untuk unbalance relay kelas 5P20.


xxiii Agustus 2005


FUNGSI METER TRANSAKSI

KWh meter untuk transaksi harus terpisah dari IED dan sesuai dengan kebutuhan unit setelmen dan kWh meter di IED hanya sebagai pembanding. Untuk sekuriti peralatan sistem metering kWh transaksi diperlukan pemisahan rangkaian sistem metering kWh transaksi dengan sistem metering lainnya atau dengan sistem proteksi. Agar tidak mengganggu pelaksanaan dalam pekerjaan pemeliharaan maupn trouble shouting pada rangkaian lainnya, maka dibutuhkan panel khusus untuk kWh transaksi terpisah dengan peralatan lain karena panel untuk kWh transaksi harus disegel.


xxiv Agustus 2005


FUNGSI KOMUNIKASI

Interface Komunikasi

o IED ke Gateway Tersedia link komunikasi redundant

o Gateway ke Control Center Tersedia link komunikasi redundant dihubungkan dengan jaringan komunikasi melalui port serial, kanal komunikasi akan dibuat tetap. Interface komunikasi harus dapat berkomunikasi dengan 4 kawat, full duplex, voice grade, PLC dan kanal komunikasi radio gelombang mikro.

Multiport pada IED

Semua IED baru harus disuplai dengan minimal dua port komunikasi dan harus mampu berkomunikasi dengan lokal HMI.

Spesifikasi Modem

Spesifikasi modem di gateway harus sama dengan yang ada di control center yang menggunakan 4 kawat untuk interface jaringan komunikasi.

Protokol Komunikasi

Protokol komunikasi harus masuk (embeded) ke dalam interface komunikasi, tidak dibolehkan menggunakan konverter protokol di luar interface komunikasi. Protokol komunikasi harus dapat di-load pada port komunikasi. Kontraktor harus menyiapkan dan mengimplementasikan protokol proprietary yang ada di PLN.

Kendali Kanal

Gateway harus dapat berkomunikasi dengan backup kanal komunikasi secara otomatis bila terjadi gangguan pada main kanal. Permintaan semua komunikasi data Gateway harus diinisiasi oleh Control Center. Gateway harus dapat menginformasikan ke Control Center bahwa Gateway dalam kondisi tidak normal (mal function). Pemberitahuan harus selesai dalam kerangka tanggapan Gateway pada akuisisi data periodik yang ditandai oleh Control Center.


xxv Agustus 2005


Grup Scan

Data masukan analog, digital, termasuk data pengecualian, harus ditandai pada grup scan. Grup scan didefinisikan oleh sekumpulan point data oleh control center, dimana sub sistem komunikasi melakukan scan grup untuk alamat IED , minimal harus mendukung delapan grup scan termasuk penandaan inisialisasi sebagai berikut :

o deteksi perubahan status o data analog untuk LFC o data analog pada Gardu Induk o integritas scan untuk semua data o membatalkan dan melakukan scan pada data akumulator pulsa.

Interface IED terdistribusi

Setiap IED harus mampu komunikasi dengan IED yang lain, gateway, lokal HMI dan control center dengan menggunakan koneksi serial.

Modul Komunikasi

Modul komunikasi memiliki kemampuan berkomunikasi secara serial, LAN/WAN, token ring, dan ethernet.

Sistem Telekomunikasi Power Line Carrier

Peralatan yang dibutuhkan untuk disain GI ini diasumsikan dengan konfigurasi line double phi, 4 feeder 150 kV, 3 feeder Trafo 60 MVA dan 1 bus kopel, sarana telekomunikasi pendukung menggunakan Power Line Carrier. Adapun jenis peralatan dan jumlah kebutuhan untuk konfigurasi tersebut tersebut adalah sebagai berikut :

1. Line Trap jumlahnya 4 buah, inter sirkit 2. CVT (Capasitor Voltage Transformer) jumlahnya 4 buah 3. LMU ( Line Matching Unit) jumlah 8 buah. 4. Kabel Koaksial sepanjang sesuai kebutuhan kurang lebih 600m. 5. Terminal PLC dan Teleproteksi, 4 link.


xxvi Agustus 2005


Konfigurasi PLC Line to Line

CBLTCB LT

PLCTerminal

Protection

PLCTerminal

PAX PAX

km

CBLTCB LT

Protection

LMU

CVT

LMU

CVT

Konfigurasi PLC

LMU

CVT

LINE TRAP

LINESW ITCHYARD

Prot. Rele

Data

Remote Exch

PLC+TP

Coax

II I

LMU

CVT

LINE TRAP

Coax

LINEI II

PLC+TPPAX


xxvii Agustus 2005



xxviii Agustus 2005


FUNGSI HMI

Manajemen GI

GI bisa diposisikan dalam mode lokal atau remote. Hal tersebut bisa dilakukan oleh switch atau melalui cara tertentu. Operator interface akan melakukan semua kontrol jika dalam mode lokal. HMI akan tetap melakukan fungsi supervisi dan data recording. Mode remote akan memungkinkan semua kontrol dari control center. Untuk meningkatkan availability GI ketika dalam pemeliharaan satu atau beberapa bay, dimungkinkan untuk melakukan kontrol lokal dalam mode remote dari HMI dari sebuah bay yang dalam pemeliharaan. Jumlah alarm yang diterima oleh lokal HMI lebih lengkap bila dibandingkan dengan control center baik dalam kondisi operasi maupun pemeliharaan. Kondisi operasi General switch dalam mode remote, lokal HMI tidak bisa melakukan remote. Semua kontrol dilakukan dari control center. Perubahan status dan alarm diterima di control center dan lokal HMI. Kondisi pemeliharaan General switch dalam mode lokal, lokal HMI bisa melakukan remote. Dalam kasus ini remote control yang didapat dari control center akan diabaikan. Semua kontrol dilakukan dari lokal HMI. Perubahan status dan alarm diterima di control center dan lokal HMI.

Operator interface

HMI adalah sebuah server dengan operating sistem Unix/Linux/ Windows.

Tampilan

Layar akan menampilkan : o 3 alarm terakhir o tanggal dan waktu, nama operator, nama GI o banner untuk printing, log off, stop sirene, engineering tools (seperti untuk

setting atau analisis) o navigasi untuk langsung melihat alarm, sistem, laporan dan kurva.

Seluruh tampilan Single Line Diagram (SLD), busbar atau line bisa diberi warna.

Untuk membedakan keadaan dari busbar atau penghantar bisa digunakan pewarnaan sesuai standar PLN.


xxix Agustus 2005


Fungsi utama

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

Supervisi :

o 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.

o Menampilkan daftar alarm o Menampilkan urutan kejadian o Menampilkan kurva berdasar real time atau rekaman data. Informasi yang

invalid ditandai dengan jelas. o Menampilkan data gangguan dan power quality o Mencetak daftar urutan kejadian dan laporan. Laporan harus dapat

dikonfigurasi dengan mudah.

Kontrol:

o Kontrol terhadap primary equipment, dengan tampilan pop-up windows yang memungkinkan pilihan sebelum dilakukan eksekusi, penggunaan synchro-check untuk CB dan interlocking untuk switchgear.

o Pemaksaan, penggantian, atau penekanan informasi untuk mengatasi kesalahan pengiriman telesignal

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

Rekaman data:

o Menyimpan urutan kejadian, telemetering, gangguan, dan power quality o Menyimpan seluruh dokumentasi database sistem dan komponen-

komponennya

Pemeliharaan:

o Modifikasi dan desain sistem database o Setting IED o Download database IED o Backup database

Status IED

Lokal HMI dapat melakukan scan sesuai permintaan pada grup yang mengandung perubahan nilai. Flag bit harus direset hanya setelah acknowledge di lokal HMI


xxx Agustus 2005


berhasil menerima data yang ditunjukkan oleh flag. Protokol harus mengizinkan lokal HMI melakukan scan sesuai permintaan jika data tidak mengalami perubahan IED harus melaporkan perubahan status. Pengembalian ke perintah scan terdiri dari flag bit atau grup flag bit, yang mengindikasikan ada atau tidak adanya perubahan point yang ditunjukkan oleh flag bit.

Sekuriti Kontrol Select-check-before-execute.

Operasi untuk mengendalikan keluaran Scan Inhibit and Enable harus dilakukan dengan urutan perintah kendali select-check-before-execute. Kendali ini mempunyai urutan sebagai berikut :

o Lokal HMI harus mengirim pesan perintah ke alamat IED yang sesuai, point keluaran digital pada IED, dan perintah yang akan dilakukan (seperti membuka/menutup circuit breaker).

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

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

o 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 .

Perintah Immediate Execute

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

Sekuritas Pesan

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

Laporan Urutan Kejadian

Point masukan digital digunakan untuk indikasi status, juga merupakan suatu sequence of event. Sebagai event untuk SOE, didefinisikan perubahan status seperti membuka dan menutup CB. Transisi ganda pada peralatan seperti trip atau sebagian reclosing CB, harus mengacu sebagai urutan event. Setiap waktu event dideteksi, IED harus menandai waktu event dan menyimpan deskripsi dan tag


xxxi Agustus 2005


berbasis waktu event pada buffer SOE. Buffer harus mampu menyimpan, minimal jumlah event yang sama dengan lima kali jumlah point SOE yang diimplementasikan dalam IED. Ketika diperintah, IED harus mengirim data SOE yang tersimpan dalam buffer ke Lokal HMI. Data dalam buffer IED harus bisa dipelihara hingga bisa dikirim ke Lokal HMI dan mendapat acknowledgement. Indikasi event yang disimpan di IED bila mencapai kapasitas penuh harus dikirim ke Lokal HMI sehingga mendapat prioritas agar dapat diketahui oleh Lokal HMI untuk mengamankan data SOE. Status point harus disiapkan untuk mengindikasikan data SOE IED mengalami buffer overflow.

Resolusi Waktu SOE Time tag yang direkam dengan tiap event harus dihasilkan dari clock internal IED. Clock internal harus menghasilkan kode waktu dengan resolusi 1 milidetik. Sinkronisasi Waktu SOE Setiap IED harus disinkronisasi clock internalnya GPS lokal atau GPS dari Control Center. Pengambilan Data Lokal SOE Pengambilan data SOE dalam format ASCII pada interface IED ke printer local dan server harus dapat dilakukan dalam format database.

Alarm

Alarm akan muncul jika terjadi perubahan status digital, pengukuran yang melebihi batas atau gangguan internal sistem (seperti gangguan komunikasi, gangguan IED) Alarm dapat ditampilkan segera (langsung) atau dengan delay yang ditentukan user dan juga dengan suara. Alarm harus menggambarkan status event (open, close, jammed) atau setiap batas pengukuran dan mempunyai level yang berbeda-beda (0...5). Empat jenis alarm yang harus tersedia dan bisa didefinisikan oleh user selama proses konfigurasi : State basis : hanya satu alarm dari tiap status yang ditampilkan. Gravity level basis : hanya satu alarm dengan tiap tingkat/level tertentu yang ditampilkan. Alarm terakhir akan menggantikan alarm sebelumnya yang tingkat/levelnya sama. Data basis : hanya alarm terakhir yang ditampilkan, alarm terakhir yang akan ditampilkan. Spurious alarm : didefinisikan di setiap kejadian, muncul tapi tidak pernah hilang (misalnya kontrol acknowledgement) Alarm ditampilkan lewat HMI dengan SCP level menggunakan tampilan window khusus: Kronologis alarm dengan kriteria penyortiran tambahan seperti geografi atau fungsional.


xxxii Agustus 2005


N alarm terakhir (N bisa dipilih pada saat fase konfigurasi) dengan warna berbeda dalam tiap baris, tergantung pada status alarm. Gambar grafik didefinisikan selama fase konfigurasi, ditampilkan dalam tampilan yang berbeda, yang dapat ditampilkan dengan keadaan sekarang dan status alarm untuk setiap peralatan, setiap bay, setiap tegangan tertentu, setiap GI, dan sebagainya. Setiap alarm harus diketahui oleh operator, selain itu announsiator suara harus diketahui oleh operator atau otomatis setelah delay yang dapat diset. Setiap alarm harus hilang jika penyebab alarm hilang (tidak aktif) dan direset oleh operator.

Hak User

Berikut ini hak dari user yang harus tersedia :

o Hak Umum : Administrator Stop suara alarm Hardcopy

o Hak melihat o Hak kontrol o Hak Acknowledge dan menghapus alarm

Nama user dan passwordnya dapat dibuat/dihapus secara on line di HMI oleh administrator. Satu atau beberapa user profile bisa diberikan ke nama user. Minimal 10 nama user yang didefinisikan. Apabila ada perubahan database, jika beberapa profile telah dihapus/diupdate dari konfigurasi, maka profile secara otomatis sudah diupdate. Update data terakhir harus ditampilkan selama 24 jam agar dapat diketahui oleh user yang lain. Password dapat dimodifikasi online oleh user itu sendiri atau user dengan hak sebagai administrator.

Rekaman data

Pengukuran dan nilai yang berkaitan harus disimpan dalam database server pusat dalam tabel berikut: Tabel harian untuk nilai rataan setiap hari. Tabel ini dapat disimpan selama 35 hari. Tabel bulanan untuk nilai minimum, maksimum, rataan, 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.


xxxiii Agustus 2005


Penyimpanan file gangguan menggunakan format COMTRADE 99. Minimal 10 file tiap bay dapat disimpan. Backup dari data pusat dapat dilakukan:

o Permintaan operator o Tanggal/waktu yang dapat diset

Otomasi

System interlocking

Interlock peralatan primer (PMT, PMS, PMS tanah) selain disediakan secara hardware juga harus dapat dikonfigurasi melalui diagram logic. Fungsi interlock dapat dioverride jika diperlukan.

Automatic Voltage Regulation

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

Konfigurasi otomasi

Konfigurasi otomasi dapat dilakukan dengan diagram logic untuk fungsi-fungsi tertentu seperti proses switching oleh RTN, switching oleh load shedding, dan lain-lain. Eksekusi dari urutan otomasi harus menjamin tidak ada kehilangan data selama proses. Otomasi dapat dilakukan melalui:

o Permintaan operator o Kejadian (perubahan status digital atau analog) o Permintaan otomasi yang lain o Periodik (setiap hari, minggu, atau bulan) pada tanggal dan waktu khusus.


xxxiv Agustus 2005


DOKUMENTASI

Semua dokumentasi harus menggunakan bahasa Indonesia dan bahasa Inggris

Perencanaan Dokumentasi

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

Dokumentasi Desain

Dokumentasi desain harus diberikan untuk memungkinkan PLN untuk memverifikasi bahwa desain Automation diproses dalam hubungannya dengan kebutuhan Statement of Work dan memandu personel yang mendukung dalam revisi fungsionalitasnya. Dokumen tersebut berupa tanggungjawab kontraktor untuk meyakinkan bahwa semua dokumentasi desain sudah benar dan mendokumentasikan dalam bentuk as built drawing. PLN membutuhkan semua komponen dalam Master Station harus dijelaskan sebaik-baiknya dan tidak ada yang diabaikan. Perangkat keras yang dikirimkan ke Automation harus dijelaskan dalam dokumen desain perangkat keras. Perangkat lunak yang dikirimkan ke Automation harus dijelaskan dalam dokumen desain perangkat lunak. User interface Automation harus dijelaskan dalam Power System Operator User Manual dan Power System Engineer User Manual. Dokumen ini harus terdiri dari spesifikasi kebutuhan fungsional. Hardware Maintenance Manual harus diberikan untuk semua fungsional subsistem perangkat keras. Manual ini harus melampirkan dokumen desain perangkat keras dan harus mencantumkan penjelasan yang lengkap dari interface yang dipelihara di dalam Automation, juga penjelasan modul perangkat keras dalam subsistem. Software Subsystem Document harus diberikan untuk subsistem perangkat lunak. Dokumen ini harus melampirkan dokumen desain perangkat lunak dan harus memberikan detail tambahan dalam subsistem perangkat lunak terhadap point dimana desain lengkap dan coding dari modul perangkat lunak dapat dimulai.


xxxv Agustus 2005


Detail akhir pada coded module sistem harus dilengkapi dengan form of well-commended yang tercantum dalam media yang dapat dibaca komputer. Source code dari semua perangkat lunak yang dipergunakan harus diberikan kepada PLN.

Dokumen Desain Perangkat Keras

Dokumen desain perangkat keras menjelaskan Hardware System dengan successive decomposition melalui tiga level diagram blok fungsional dan teks pendukung yang terkait. Level diagram pertama harus menjelaskan grup fungsional utama dan mengidentifikasikan fungsi tersebut. Level diagram kedua harus menghubungkan satu demi satu dengan grup fungsional dan harus menggambarkan subsistem perangkat keras dalam grup. Supporting text harus menjelaskan interface dan protokol yang digunakan sebagaimana kapabilitas subsistem itu sendiri. Level diagram ketiga disertai dengan teks, harus mengidentifikasi komponen subsistem dan elemen pendukung yang mengintegrasikan komponen sistem. Diagram blok fungsional dan teks untuk Hardware System harus dilengkapi dengan custom diagram dan berisi daftar sebagai berikut: Diagram blok yang lengkap dan jelas, yang menunjukkan interkoneksi antar komponen perangkat keras utama, interkoneksi semua modul dan plug-in circuit board Gambar (drawing) yang menunjukkan subsistem perangkat keras dalam kubikal sistem control center Gambar fisik layout kubikal sistem control center dalam fasilitas PLN termasuk wiring dan cable routing

Dokumen Desain Perangkat Lunak

Untuk perangkat lunak, dokumen berisi desain perangkat lunak. Dokumen ini harus berisi: System Architecture Bagian ini harus menjelaskan arsitektur sistem control center termasuk prinsip distributed processing, teknik manajemen database, redundansi, dan fault tolerance. Bagian ini juga harus menentukan ukuran dan kriteria kinerja untuk semua komponen sistem Subsystem Characteristic Bagian ini harus menjelaskan dekomposisi control system ke dalam subsistemnya dan komponen program. Diagram arsitektur perangkat lunak harus menunjukkan hubungan antar bagian pada level ini. Data flow diagram harus digunakan dengan tepat.

Conceptual Design Document

Conceptual Design Document harus diberikan untuk subsistem perangkat lunak. Tujuan utama dari tiap Conceptual Design Document harus ada dari system users standpoint. Fungsi menunjukkan kinerja dan hubungannya dengan subsistem lain.


xxxvi Agustus 2005


Tujuan utama dari tiap dokumen desain dapat menunjukkan definisi kebutuhan yang cukup untuk memungkinkan programer mengembangkan perangkat lunak yang terpasang.

Dokumentasi Implementasi

Dokumentasi implementasi digunakan umumnya selama pengujian dan instalasi sistem. Dokumen ini merupakan tanggungjawab kontraktor untuk meyakinkan bahwa semua Dokumentasi Implementasi lengkap terhadap cakupan sistem.

Site Preparation dan System Installation Manual

Kontraktor harus mempersiapkan manual untuk membantu PLN dalam mempersiapkan fasilitas control center untuk perencanaan instalasi Automation. Dokumen harus disiapkan oleh kontraktor dengan konsultasi PLN. Instalation manual harus mencakup semua site preparation dan aktivitas instalasi sistem termasuk drawing, penskalaan, dari layout peralatan Automation dalam ruang komputer dan ruang kontrol. Gambar tersebut harus mencakup informasi yang cukup untuk desain saluran, kabel, dan wiring yang membutuhkan instalasi.

Dokumentasi Acceptance Test Plan

Dokumentasi Acceptance Test Plan harus menjelaskan metode yang harus dipergunakan untuk memverifikasi fungsional final system, kinerja dan kebutuhan kapasitas. Dokumen Acceptance Test Plan harus mencakup:

o Pengujian filosofi, rule, dan guideline o Prosedur pelaporan dan pengkoreksian perbedaan o Daftar fungsi yang diuji o Skenario dan kebutuhan pengujian kinerja o Metode untuk melakukan simulasi input dan monitoring output o Test schedule terhadap level fungsional utama

Dokumentasi Acceptance Test Procedure

Acceptance Test Procedure didesain untuk menguji specified functional dan kebutuhan kinerja yang harus diberikan. Dokumen prosedur ini harus terdiri dari instruksi untuk memverifikasi bahwa: Perangkat keras dan lunak Automation arus fully present, fully integrated. Semua fungsional dan kebutuhan kinerja pada kontrak telah dipenuhi Disini dibutuhkan logical order untuk pengujian prasyarat yang diberikan pertama kali. Pengujian yang membutuhkan pengumpulan data dalam kondisi terkontrol


xxxvii Agustus 2005


harus direncanakan dengan hati-hati dengan prosedur pengumpulan data yang terjadual sebagaimana diperlukan sebelum pengujian tersebut. Prosedur pengujian harus disiapkan dalam format step-by-step test guide. Penjelasan tes, kondisi awal, fungsi yang diuji, respons yang diharapkan, dan area recording harus terdapat dalam prosedur pengujian, langkah detail untuk mendapatkan fungsi ini dapat mengacu pada User Manual.

As-Built Documentation

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

Dokumentasi Pengguna (User)

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

Data Preparation Guide

Data Preparation Guide harus menjelaskan format file dimana informasi database harus diberikan oleh PLN untuk membuat sistem database yang baru. Dokumen ini harus dikirim ke PLN lebih dulu untuk memberikan waktu yang cukup bagi PLN mengumpulkan informasi yang diperlukan dan menyiapkan file source database.

Power System Operator User Manual

Power System Operator User Manual merupakan dasar dari semua manual yang diberikan untuk user Automation. Cakupannya harus dibatasi terhadap kebanyakan dasar fungsi operator power system. Contoh dari fungsi dasar ini berupa calling up display, navigasi dalam world map, pengiriman command, penempatan tag, pengisian data dan komentar, viewing, pengenalan (acknowledge) alarm, dan penghapusan alarm. Fungsi teknik seperti pengeditan database, display, dan report, harus tidak dicantumkan dalam Power System Operator User Manual. Manual ini harus diatur untuk akses yang cepat terhadap penjelasan detail dari tiap fungsi. Display yang berkaitan dengan tiap fungsi harus berfungsi sebagai tujuan utama dari explaining user procedures. Format display Automation yang aktual dan mutakhir harus digunakan. Minimalnya, display ini harus mencakup fungsional berikut ini:


xxxviii Agustus 2005


o Console Operation o Console log in dan log out o Dedicated function key o Display call up o Display convention o Panning dan zooming o Trending o Alarm dan event o Hardcopy o Supervisory Control o Supervisory control o Manual Entry Data o Device Note o Device tagging o Analog limit setting o Scan Deactivation o Control Inhibit o Normal State Setting o System Management o Seasonal Limit Selection o Voltage Limit Reduction o Communication Control o Printer Queue Status o Report Scheduling

Power System Engineer User Manual

Power System Engineer User Manual harus dilengkapi dengan lampiran Power System Operator User Manual. Cakupannya harus dibatasi terutama pada interface Windows yang mendukung fungsi technical maintenance seperti pengeditan database display dan report. Power System Engineer User Manual, bersama-sama dengan Power System Operator User Manual, harus mencakup fungsi sebagai berikut:

o Menggunakan Integrated Database Editor o Menggunakan SCADA Command Language Editor o Membuat dan memodifikasi alarm dan event message o Display kinerja sistem o Mengubah area yang menjadi tanggung jawab o Mengubah failover dan mengganti device assignment o Membuat dan memodifikasi display (dalam volume terpisah) o Menggunakan Communication Database Editor (dalam volume terpisah)


xxxix Agustus 2005


Hardware Maintenance Manual

Dokumentasi pemeliharaan perangkat keras harus dikirim untuk semua peralatan. Material ini harus menjelaskan prosedur preventif dan restoratif yang dibutuhkan untuk menjaga sistem tetap dalam kondisi operasi yang bagus. Dokumentasi pemeliharaan perangkat keras harus terdiri dari Hardware Maintenance Manual dan dokumentasi yang diberikan oleh Original Equipment Manufacturer. Informasi berikut harus diberikan dalam Hardware Maintenance Manual: Functional Description Functional Description mencakup overview mengenai bagaimana peralatan beroperasi. Operational sequence dari major assemblies dalam peralatan harus dijelaskan dan digambarkan dengan diagram blok fungsional. Preventive Maintenance Instruction Instruksi mencakup semua pengujian visual yang dapat diaplikasikan, pengujian perangkat keras dan routine diagnostic, dan pengaturan yang diperlukan untuk periodic preventive maintenance system. Instruksi mengenai bagaimana melakukan loading dan menggunakan tiap program pengujian dan diagnostik dan peralatan pengujian standar atau khusus merupakan bagian terpisah dari prosedur ini. Corrective Maintenance Insruction Instruksi ini mencakup panduan untuk lokasi malfungsi terhadap card replacement level. Panduan ini mencakup detail untuk penentuan lokasi penyebab malfungsi peralatan secara cepat dan efisien dan kemungkinan penyebab, dan instruksi untuk memperbaiki malfungsi tersebut. Panduan ini menjelaskan bagaimana menggunakan pengujian on-line dan program diagnostik serta beberapa peralatan pengujian khusus. Hardware Maintenance Manual harus memberikan petunjuk yang jelas untuk menentukan lokasi pemeliharaan lebih lanjut dan informasi diagnostik dalam dokumentasi manufacture. Hardware Maintenance Manual untuk semua peralatan harus mengacu pada OEM manual yang harus dilengkapi oleh kontraktor untuk melakukan pemeliharaan level pertama.

Software Maintenance Manual

Software Maintenance Manual harus dikirimkan untuk meng-cover semua fitur dan fungsi sebagaimana diimplementasikan dalam Automation dokumen tambahan atau lampiran untuk meng-cover pemeliharaan recently introduced software tidak dapat dibenarkan. Software Maintenance Manual dapat berupa Standard Document, Custom Document atau OEM Document sebagaimana ditentukan oleh desain sistem. Manual ini harus memberikan informasi pemeliharaan, pada:

o Operating system o Compiler bahasa pemrograman tingkat tinggi o Editor teks interaktif


xl Agustus 2005


o Software utilities o Software system generation/ installation o Database generation and population o Manajemen konfigurasi perangkat lunak o Perubahan daylight saving routine

Perangkat Lunak pada Media Penyimpanan

Kontraktor harus memberikan satu set paket perangkat lunak dalam format yang dapat dibaca komputer dalam bentuk DVD berupa:

o Perangkat lunak operating system o Perangkat lunak third-party yang relevan o Source code file dari semua perangkat lunak yang dikembangkan

kontraktor, yang diperlukan untuk pembuatan sistem perangkat lunak Automation secara keseluruhan

o Command file untuk membangun source code file perangkat lunak yang dikembangkan kontraktor

Semua lingkungan pengujian program, test driver, tool, dan informal program yang digunakan dalam lingkungan pemrograman pada Automation.

SCADA PLANNING STUDY

Final SCADA Plan 1 June 2000 Proprietary

Documents

otomasi_proteksi