REPUBLIC OF THE PHILIPPINES

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1 日常管理状況 ( 点検項目, 状況, 頻度等 ) 各所とも発電所内は非常に美しい状態に管理されており また整理整頓もしっかりなされている 各所とも全ての機器に対して点検項目や内容毎に週点検 2 週点検 月点検 3 ヶ月点検 6 ヶ月点検等の頻度を決め これらに基づき確実に点検を実施している Saguling の例では 電気設備 機械設備 計測 制御設備の発電所における全ての機器について点検内容 点検予定日程の計画表を作成し管理している Saguling および Cirata の点検予定表を添付資料 HY-8 および HY-9 に示す また 日点検については機器に対して目視によるパトロールおよび機器の温度等について記録を取っている 記録については Sutami の例では 1 時間毎に各発電機の出力や無効電力 機器の各部温度 冷却水および圧油関係の圧力を記録している また インスペクションの重点事項および管理値についても記録用紙に記載されている Cirata については 30 分毎に出力 無効電力等 また 並解列時刻を記載している また インスペクションの重点事項および管理値についても記録用紙に記載されている Cirata および Sutami の記録管理表例を添付資料 HY-10 および HY-11 に示す 設計図書類 マニュアル 試験記録類は各所とも一括して書庫に保管 管理している 安全のための非常出口の表示もしっかりと表示されている Soedirman では軸受温度等のトレンド管理が実施されている Soedirman のトレンド管理例を添付資料 HY-12 に示す 全般に発電所機器に対する機器称呼番号表示や機器名称表示が少ないように思われる また バルブに対してもバルブ番号や開閉表示が明示されていないように思われる また 各メータの指示値 ( 温度 圧力等 ) に対する標準値や 正常範囲を示す表示が少ないように思われる 環境対策については各所とも ISO に則り実施されている 機器名称表示については 作業時の誤操作防止の観点からしっかりとすることが望ましい 各計器類で標準値や正常範囲を示すことが可能なものはこれらを表記することが望ましい 点検記録表には 各値に対する管理値を明記しておくことが重要である 日管理記録においては主機の運転開始および停止時の主機のシーケンス時間計測 管理を実施することが有効な管理方法である ( 例 ; 始動指令 準備確立 入口弁開 始動 励磁 並列 ) Saguling 発電所ではこれらのデータについては既にコンピュータで管理されているとのコメントを IP 社から得た 機器の温度記録はしっかり記録されているが 長期的に管理しその動向を掌握することが大切である 個別事項としては次の点が挙げられる ファイナルレポート 3-106

2 (1) Saguling 1) 管理の現状予備品に関しては 発電機のエアクーラを準備し水質の悪化によるクーラの不具合に備えている 2) 機器の運転温度発電機運転時の各部の温度状況例として 2005 年 6 月 6 日の記録を下表に示す Temperature Record of Machine ( C) Item Unit 1 Unit 2 Unit 3 Unit 4 Setting (alarm/trip) Upper guide bearing Thrust bearing Lower guide bearing Turbine bearing Stator winding Gen. air cooler Source; INDONESIA POWER data 上表の通り各号機とも運転温度に異常は無く順調である (2) Cirata 1) 管理の現状予備品については PJB 全社レベルで MIMS(Mincom information maintenance system) というシステムにより一括管理している 保守に関しては 予防 予知保全という発想のもとに点検方法を示した詳細マニュアルが整備されている Instrucsi Kerja Pemeliharaan Preventive... (Instruction Preventive Maintenance Work) Instrucsi Kerja Pemeliharaan Predictive... (Instruction Predictive Maintenance Work) Laporan Preventive Maintenance... (Report Preventive Maintenance) Laporan Predictive Maintenance... (Report Predictive Maintenance) Schedule Dan Ruang Lingkup Pemeliharaan Preventive Dan Predictive TH (Schedule and column scope Preventive and predictive maintenance Year 2005) 2) 機器の運転温度軸受関係 ステータコイル関係についての 2004 年 9 月時点の RTD 記録 ( 括弧はダイアル ) を次表に示す ファイナルレポート

3 Temperature Record of Machine ( C) Item Unit 1 Unit 2 Unit 3 Unit 4 Unit 5 Unit 6 Unit 7 Unit 8 Gen. guide beag. 56(55) 59(57) 55(55) 53(56) 65(57) 67(66) 46(50) 63(64) Thrust beag. 68(69) 72(69) 67(68) 71(68) 65(63) 66(66) 64(65) 68(63) Turbine beag. 55(59.5) 61(56) 60(60) 53(57) 65(58) 62(59) 62(60) 60(62) Stator winding Gen. air cooler 30(36) 59(39) 70(44) 101(43) 32(32) 37(34) 48(32) 49(35) Source; PJB data 入手データは少し古いが このデータからは次のことが言える スラスト軸受 ; 軸受温度が高めに思われるが 製作者がヨーロッパのため設計思想が日本と異なる可能性が高い ( ヨーロッパメーカでは古くから軸受温度の設計値を高くしている ) 発電機クーラ出口温度 ;2 号機 7 号機については全般に高い 8 号機については 9 月中旬から急激にあがっている 3 号機 4 号機についてはそれぞれ 9 月 20 日および 9 月 8 日の一日のみ異様に高い コイル温度については通常の範囲内と考えられる 機器の設計値および初期のコミッショニングテストデータをしっかりと確認し比較することが大切である 異常データを示す場合に計測システムに問題ないか確認する また 必要に応じてキャリブレーションを実施する ( 定期点検時に実施することが望ましい ) 温度に関しては 長期にわたりトレンド管理することが重要で温度の傾向を把握し 定期点検に反映する 温度に変化が見られる場合はその原因をしっかり掌握する (3) Soedirman 1) 管理の現状 2002 年に 154 kv 回路および 13.8 kv 主回路の接続部の過熱をチェックしたところ過熱部を発見できた 本年 過熱チェック装置を入手したので今後は定期的にチェックしていく予定である 運転中の発電機風道内への立入りは 危険という理由で禁止している ( 国内では通常運転中に発電機室内を点検する ) 発電機運転中に発電機の状態の良否を異音 異臭により判定するための方策にもなるので 安全を確保した上何らかの形で発電機室内を点検することが望ましい ( 例 ; コイルに部分放電が発生すると異臭 ( オゾン臭 ) で判断できるので有効な手段となる ) ファイナルレポート 3-108

4 2) 機器の運転温度 軸受関係 ステータコイル関係につての 2004 年 AI, GI でのテスト時の記録を下表 に示す Temperature Record of Machine ( C) Item Unit 1 Unit 2 Unit 3 Criteria Gen. guide bearing <80 Thrust bearing <80 Turbine bearing <75 Stator winding Gen. air cooler Source; INDONESIA POWER data 入手データは少し古いが このデータからは次のことが言える スラスト軸受 ; 軸受温度が高めに思われるが 製作者がヨーロッパのため設計思想が日本と異なる可能性が高い 発電機クーラ出口温度 ; 通常の範囲内と判断する コイル温度については通常の範囲内と判断する 機器の設計値および初期のコミッショニングテストデータをしっかりと確認し比較することが大切である 異常データを示す場合に計測システムに問題ないか確認する また 必要に応じてキャリブレーションを実施する ( 定期点検時に実施することが望ましい 温度に関しては 長期にわたりトレンド管理することが重要で温度の傾向を把握し 定期点検に反映する 温度に変化が見られる場合はその原因をしっかり掌握する (4) Sutami 1) 管理の現状 項に述べた通りで 特記事項はない 2) 機器の運転温度 2004 年 12 月 31 日連続運転時の記録を下表に示す ファイナルレポート

5 Temperature Record of Machine ( C) Item Unit 1 Unit 2 Unit 3 Upper Actual Condition bearing. Dry Out Running Alarm/Trip 60/65 60/65 60/65 Thrust Actual Condition bearing. Dry Out Running Alarm/Trip 60/65 60/65 60/65 Lower Actual Condition bearing. Dry Out Running Alarm/Trip 60/65 60/65 60/65 Turbine Actual Condition bearing. Dry Out Running Alarm/Trip 60/65 60/65 60/65 Stator winding Actual Condition Generator air Actual Condition cooler Dry Out Running 53? (outlet aide) Alarm/Trip 50/60 50/60 50/60 Source; PJB data 機器の設計値および初期のコミッショニングテストデータをしっかりと確認し比較することが大切である 異常データを示す場合に計測システムに問題がないか確認する また 必要に応じてキャリブレーションを実施する ( 定期点検時に実施することが望ましい 温度に関しては 長期にわたりトレンド管理することが重要で 温度の傾向を把握し 定期点検に反映する 温度に変化が見られる場合はその原因をしっかり掌握する 維持管理状況 ( 定期点検の実施状況 点検周期 点検結果 事故補修履歴等 ) 定期点検の計画周期は基本的に次の通りとしている 年次点検 ;8,000 時間運転毎 (AI; Annual Inspection) 3 年次点検 ;20,000 時間毎 (GI; General Inspection) オーバホール ;40,000 時間毎 (MO; Major Overhaul 或いは Major Inspection) なお Saguling 発電所では AI は毎年 GI は3 年毎 MO は 10 年以上毎を基本としているとのコメントを IP 社から得た 日本においては水力に関しては合理化の観点から点検周期の延長化がはかられており 系統への影響や寄与度合や機器の劣化状況を勘案しながらも 定期点検は 3 年に 1 回程度としており その期間も 1 週間以内程度である また オーバホールも状況確認をしつつ 10 年以上の周期となっている ファイナルレポート 3-110

6 後述のように 各所とも年に 1 回程度の点検周期となっているが 機器全般を毎年詳細点検しなければならないような大きな問題点も無いと判断されるので 点検周期の延長化を配慮することが望ましい 特にオーバホールに関しては機器の状態に異常がないのに時間が来たからといった理由で実施することは無いと考える ( 経済的にも ) Soedirman では 運転が順調なためオーバホールを控えているとの考えを聞いたが 良い考え方であると判断する AI, GI における点検項目については 点検報告書を参照する限り 検査項目にほとんど差異は見られない 点検内容は各機器について細部に亘り点検が実施されている 点検後の性能試験が特に重要と考えられるが 全般的にもう少し項目を増やした方が良いと思われる 性能試験項目の一例として下表に Cirata の AI における点検項目および性能試験項目を示す 各所ともランナのキャビテーション状況をスケッチしている 一部ではキャビテーション壊食量を評価している (Saguling) 補修実施した場合の詳細記述がない ( 例 ; ランナの溶接補修量 ) Stator winding の健全性評価の 1 つである Polarity Index (PI) および Tan δ 試験が実施されている場合と未実施の場合がある Sample of the Inspection Items for AI (Cirata AI) Inspection item Turbine Generator Main circuit Instrument Bearing Stator winding Main circuit breaker Meter & relay Shaft seal (support) Voltage transformer (Main turbine) Spiral case (wedge) Current transformer (Main generator) Guide vane Rotor pole Excitation transformer (Governor) Draft tube Balance weight Motor control center (Inlet valve) Runner Slip ring Static Excitation system (Excitation system) Governor Cooling fan Power distribution center (Sequence control) Inlet valve Brake Ring (Protection relay) Aux. equipment Rotor coil Damper winding Coil support Brush Brake system Guide bearing Thrust bearing Air cooler Oil cooler Aux. equipment Performance test item Bearing heat run Output test Trip test Source; PJB data ファイナルレポート

7 AI 毎の bearing pad の inspection は異常時以外は不要と考える Polarity Index (PI) および Tan δ 試験はステータコイルの健全性評価に有効と考えられるので 定期点検時 両方を実施することが望ましい 点検後のテストでは output test の他に水車の効率性能確認のため出力 開度試験 (relation of guide vane opening and output test) の実施を推奨する GI 時には調速機性能確認のための負荷遮断試験の実施が望ましい ( もし 電力系統側および発電所機器側双方の事情が許せば ) Inspection report に性能確認試験結果が記載されていないものがあるが 記載することが望ましい 個別項目としては次の通りである (1) Saguling 1) 事故補修履歴 下表に計画停止 事故停止履歴を示す Table Scheduled Year outage hour Unit Unit Unit Unit Unit Unit Unit Unit Cause of Scheduled Outage/Forced Outage & Outage Hour (Saguling) Forced outage hour Cause of outage (12/08) Air cooler maintenance (7/31) Over current relay. STR1 fault (10/20) Air cooler leak (10/30) 86-2 trip (DC power supply fault) (8/20) Repair air cooler #5,6,7 (9/03-10/02) Repair upper bearing oil cooler and predictive maintenance (GI?) (7/31) Over current relay. STR1 fault (10/26) Air cooler #1 repair (10/30) 86-2 trip (DC power supply fault) AI?(3/03-4/02) (10/04-10/14) Upper bearing oil cooler repair (3/30) Excitation ground fault (5/22) Current relay fault (10/30) 86-2 trip (DC power supply fault) (12/24) 86-5 trip thrust bearing temp. high (8/13-8/17) Predictive maintenance (9/12) Air cooler repair (10/30-10/31) Excitation system repair (10/25) 86-5 trip (10/30) 86-2 trip (DC power supply fault) (12/22) Automatic sequence system Fault (12/27) Automatic sequence system Fault (12/27) Automatic sequence system Fault (1/05-1/07) Air cooler repair (1/09-1/10) Air cooler repair (6/26-12/31) MTr repair (5/25-5/27) Oil cooler replace and penstock valve verification (6/26-9/07) MTr repair (9/19) 86-2 STR-2 temp. high (4/10-4/16) Oil cooler repair (8/08-8/09) MTr repair (8/21-8/30) Upper bearing repair (9/19) Station service transformer inspectio (9/19) 86-1 trip Str-2 over current relay (8/08-8/09) MTr repair AI(9/12-9/23) (1/12) Automatic sequence system fault (2/18) 86-5 relay operate ファイナルレポート 3-112

8 Year Scheduled outage hour Unit Unit Unit Unit Unit Unit Unit Unit Unit Unit Forced outage hour Cause of outage (8/30) Automatic sequence system fault (12/08-12/09) 86-2 trip Lo. guide oil level low MO (1/01-8/23) MTr repair & MO (8/25-8/30) MTr repair (12/13) MTr sudden high pressure relay operate (5/24-5/25) Oil cooler replace & guide vane repair MO(7/15-10/13) (5/18) 86-2 STR-2 temp. high (5/20) 86-2 trip oil cooler oil level low (5/23) 86-2 trip oil cooler oil level low (5/23) 86-2 trip oil cooler oil level low (10/15) Excitation CB fault (10/17) AVR fault (10/23) Dial temp. malfunction (12/01) Cooling water supply pump control failure (12/10) AVR abnormal (12/13) M.Tr sudden high pressure relay operate (12/15) 86-5 trip measurement instrument failure (12/19) 86-2 trip governor abnormal (1/20-2/10) MTr MO (9/19-9/20) Automatic sequence system repair (10/17-10/18) MTr repair (11/06-11/10) Predictive maintenance (AI?) (5/27-5/28) MTr sudden high pressure relay operate (9/13) Automatic sequence system malfunction (1/20-2/10) MTr MO AI(11/01-11/05) Planned maintenance(ai?) (12/12-12/18) Oil cooler repair (5/27-5/28) MTr sudden high pressure relay operate (8/27) Micro switch malfunction (9/27) Micro switch malfunction (10/17-10/18) MTr module malfunction (7/30-8/05) Upper bearing cooler repair (7/18) 86-1 trip G57 relay operate (7/29) 86-2 trip upper bearing oil level low (10/19) MTr sudden high pressure relay operate (12/03-12/08) Predictive maintenance(ai?) (4/20) 86-5 trip vibration abnormal (4/24) Excitation power supply fault (9/07) Governor indication abnormal (10/19) MTr sudden high pressure relay operate (11/01) 86-2 relay operate MO(4/07-6/30) (3/16) Unit start failure (module trouble) (8/01) Load limiter relay failure (9/17) MTr relay (T87) malfunction (10/11) MTr relay (T87) malfunction (10/17) MTr relay (T87) malfunction (10/21-10/22) M.Tr relay (T87) malfunction (12/22) 86-2 trip Automatic sequence failure (12/22) 86-2 trip Automatic sequence failure (3/20) Guide vane seal change & air cooler cleaning (5/24) Governor oil pressure tank repair MO(7/15-10/14) (10/30-11/04) Upper bearing cooler repair (10/15) Excitation failure (brush trouble) (10/17) Excitation failure (brush trouble) (10/18) Excitation failure (brush trouble) (10/20) Excitation failure (brush trouble) (10/21-10/22)) 86-2 trip Automatic sequence failure (1/15-1/19) Oil cooler repair AI(7/01-7/15) (10/16-10/21) Lower oil cooler repair (11/13-11/14) Module terminal trouble (11/15-11/16) Module trouble for redundancy (2/07-2/12) Draft tube repair (7/09-7/10) Maintenance MTr-1 AI(8/03-8/15) ファイナルレポート

9 Year Scheduled outage hour Unit Unit Forced outage Cause of outage hour (2/21-2/22) AVR thyristor abnormal (1/01) Air cooler repair (5/07-5/08) MTr-2 repair (8/01) Activity of MOH? AI(9/13-9/24) (3/07) MTr-2 T87(differential relay) operate (4/28) Thrust bearing temperature abnormal (7/20-7/21) Speed detector malfunction (9/01) Cable jumper contact trouble (oxidation) (1/29) Guide vane seal change & air cooler (5/07-5/08) Governor oil pressure tank repair (10/05-10/09) Maintenance (AI?) (3/07) MTr-2 T87(differential relay) operate (10/22) Governor protection relay malfunction Source; INDONESIA POWER data 近年 同一原因での forced outage が増加傾向にあるように思われる これについては 機械自体の故障では無く リレーや検出器の誤動作或いは制御回路の誤動作といったことが多いように思われる このような場合は単にリレー等を復帰させるのではなく 誤動作した装置を早急に取り替える等 原因の除去が大切である 2) 定期点検周期 定期点検周期実績を次表に示す Record of Periodical Inspection Unit No Unit 1 MO AI AI 不明 Unit 2 GI MO AI AI Unit 3 AI AI AI GI AI AI GI AI AI MO AI Unit 4 MO GI AI AI AI MO AI AI; Annual Inspection Source; INDONESIA POWER data GI; General Inspection MO; Major Overhaul 周期としては AI はほぼ毎年 GI は 3 ~ 4 年毎 MO は 8 ~ 9 年毎である 3) 定期点検の所要日数所要日数は AI で 5 ~ 13 日間 GI で 25 ~ 30 日間 MO で 84 ~ 146 日間となっている AI については予知保全と称して AI を簡素化した点検を実施している (2) Cirata 1) 事故補修履歴 下表に計画停止 事故停止履歴を示す ファイナルレポート 3-114

10 Table Scheduled Year outage hour 1997 Unit Unit Unit Unit Unit Unit Unit 7 Unit 8 Unit Unit Cause of Scheduled Outage/Forced Outage & Outage Hour (Cirata) Forced outage hour Unit (1/08) Carbon brush change MO(7/17-9/16) (11/03-11/07) Earthing switch (3/13) Generator CB failure (4/08) Generator CB failure (12/15) Trip? Cause of outage (1/03) Carbon brush change (1/12) Air & oil cooler maintenance (3/09) Air & oil cooler maintenance GI(9/20-10/23) (11/03-11/07) Earthing switch (2/24) Trip Inlet valve out of operation (7/04)? (12/15) (1/19) Air & oil cooler maintenance (1/24) Carbon brush change (2/16) Air & oil cooler maintenance (3/16) Air & oil cooler maintenance (4/20) Air & oil cooler maintenance (8/21-9/30) Refurbishment & AI(8/21-9/08) (?-10/17) Refurbishment (2/17) Trip generator CB heavy fault (3/04) Speed sensing card failure (4/21) Speed sensing card failure (12/02)? AI(96/12/22-1/09) (2/23) Air & oil cooler maintenance (3/23) Air & oil cooler maintenance (4/18-4/20) Head cover repair (4/27) Air & oil cooler maintenance (8/21-9/04)(9/06-9/30) Earthing switch, governor refurbishment (5/09) Cooling water pump MCC failure (5/10) Cooling water pump MCC failure (7/14)? (9/21-10/10) Inlet valve repair (10/30-11/03) Painting to the winding (12/26-98/1/12) Corrective maintenance (9/12)? (12/15)? (10/02-10/10) Inlet valve repair (11/10-11/14) Painting to the winding (12/18-?) Corrective maintenance (8/21)? (8/22)? (12/15)? AI(10/5-10/12) Annual inspection minor (4/15)? (5/14) Trip? (7/24) Trip generator over voltage relay trip (8/04) Trip governor failure (9/30) Trip thrust bearing temp. high (12/13) Trip thrust bearing temp. high (1/20-1/21) Corrective maintenance AI(11/18-11/28) Annual inspection minor (1/20) Trip? (5/14) Trip? (11/10) Trip generator bearing oil level high (12/06) Trip turbine bearing temp. high (2/14)? (11/19) Shaft seal carbon broken Unit (3/29-99/1/17) Stator winding repair & MO Unit (97/12/26-1/12) Corrective maintenance (1/18-1/23) Corrective maintenance AI(8/23-8/31) ファイナルレポート

11 Year Scheduled outage hour Unit Unit Unit Unit Forced outage hour (1/18)? (2/22)? Unit AI(12/06-12/23) Unit (1/03-1/12) Corrective maintenance (1/19-1/21) Corrective maintenance AI(8/31-9/07) (1/19)? (4/13)? (4/25-5/15)? Cause of outage (4/21) MTR.4 bushing maintenance (9/09-9/21) Stay vane modification (4/20-4/21) MTR.4 bushing maintenance (9/09-9/21) Stay vane modification AI(11/17-12/05) (3/02) Trip turbine shaft vibration high (3/07) Trip generator shaft vibration high (10/25) DC/DC converter failure (12/07) Trip MTR. differential protection trip (12/15-12/17) Trip card module for excitation failure MI(6/29-8/21) (9/03) Air cooler No.12 leakage (12/10) Trip thrust bearing oil temp. high Unit (98/3/29-1/17) Stator winding repair & MO Unit Unit Unit Unit Unit Unit Unit Unit Unit Unit Unit Unit (5/3-5/10) Draft tube repair AI(9/07-9/19) (10/24-10/31) Stay vane modification (5/14-5/20) Draft tube repair AI(9/12-9/21) (11/02-11/08) Stay vane modification (4/13) Trip generator guide bearing temp. high (4/28) Trip cooling water pump MCC failure AI(4/20-4/28) (10/10-10/28) Rotor earth fault maintenance (11/08-11/16) Stay vane modification (10/19) Trip rotor earth fault (11/05) Trip rotor earth fault (3/24-4/06) Brush holder repair AI(4/12-4/20) GI(8/29-40days) Stator winding repair (8/29-01/2/1) (1/23) Trip; excitation (4/13) Trip; air cooler temp.>max. (5/16) Standby; 525CB trip (8/26) Standby; DC fault (5/16) Trip; CB generator heavy fault (8/26) Standby; DC fault 9/08-01/2/1(AI-16 days in Sep.) Stator winding non destructive test and repair (4/26) Trip; thrust bearing temp.>max.70 C (8/26) Standby; DC fault AI(5/22-6/08) (4/03) Trip; over frequency (6/19) Failure to start; gov. pressure<min. (8/26) Standby; DC fault (12/12) Stop manual; sequence fault (1/05) TRIP DC fault (4/02-4/04) Trip; DC fault (4/02-4/03) Standby; DC fault (10/26) Standby; shaft seal leak (12/04) Manual stop; turbine bearing>max. (1/23-1/24) Under start sequence fault (4/02-4/03) Stopping DC fault (12/27) Stop manual;? AI(6/18-7/05) (4/02-4/03) Stopping DC fault ファイナルレポート 3-116

12 Scheduled Year outage hour Unit Unit Unit Unit Unit Forced outage hour Cause of outage (00/8/29-2/1) Stator winding repair (2/28-8/7) Stator winding repair (8/23) Start failure; excitation fault (11/29) Standby;? (2/19-2/20) Air cooler repair (6/28-7/?) Penstock pipe repair MI(9/24-11/29) (11/29-02/3/25) Stator winding inspection and repair (00/8/9-2/1) Stator winding repair (2/16-10/22) Stator winding repair (10/24) Standby; air admission pipe leak (5/20) Cooling water supply pump repair (6/23-6/24) Shaft seal repair AI(8/22-9/7) (5/19) Trip; thrust bearing temp.>max. (9/11) Trip; IV oil pressure<min. (2/17-2/19) Shaft seal repair (4/15-4/16) ASCE repair (10/16-10/19) Stay vane repair (2/03) Standby; turbine guide bearing leak Unit (10/20-10/22) Stay vane repair Unit Unit Unit Unit Unit Unit Unit Unit Unit Unit (10/22-10/23) Stay vane repair AI(12/10-12/14) (4/02) Trip; DC supply fault (11/18) Trip; excitation card trouble (8/9-8/12) Head cover repair (10/24-10/26) Stay vane repair (4/02) Trip; DC fault (4/08-4/21) Air cooler, thrust bearing repair (5/6) Brush cleaning system, oil cooler repair AI(10/04-10/18) (01/11/29-3/25) Stator winding repair (4/11-4/12) Generator system repair (10/04-10/06) Air admission, shaft seal repair (3/27) Trip; field failure (11/13) Trip; over current trip (6/28-04/3/02) Stator winding repair (3/14-3/15) Trip; current protection fault (6/25-6/27) Trip; master Relay tripped (7/27-7/28) Sealing box repair AI(11/05-11/21) (12/19-12/20) Governor card change (5/28-5/29) Standby; turbine guide L>max. (6/25) Trip; master Relay. tripped AI(1/28-3/14) (4/12) DS & DC motor repair (4/11) Trip; DS failure (6/26) Trip; transmission line fault AI(5/13-5/28) (6/26) Trip; transmission line fault AI(9/09-9/23) (6/26) Trip; transmission line fault AI(8/21-9/05) (4/18) Trip; quick stop on Unit (2/24) Failure start; excitation failure Unit 2 Unit (02/6/28-04/3/02) Stator winding repair Unit Unit GI(7/28-8/28) (1/20) Trip; thrust bearing temp.>max. (5/18-5/19) Failure start; IV pilot failure GI(4/07-5/17) (2/25-2/26) Start failure; pre. Tank L<min. (12/22-12/23) Trip; protection voltage trip (11/26) Start failure; DC failure for GOV. (12/23) Standby; load restriction max.30mw ファイナルレポート

13 Year Scheduled outage hour Unit Forced outage Cause of outage hour 2.63 (12/29) Trip; Voltage Relay & rotor earth fault GI(6/16-7/17) (3/03) Trip; Gen. bearing L<min. (7/21) Trip; Gen. bearing L<min. (8/05) Trip; Gen. bearing L<min. Unit (9/23) Start failure; IV pre. Tank L<min. Unit Unit Unit Unit Unit Unit AI(9/27-10/08) Unit Unit Unit Unit Unit Unit Unit GI(9/08-10/10) (4/03) Trip; thrust bearing L>max. (7/01) Failure start; over frequency (1/14-1/16) Turbine bearing repair AI(7/12-7/29) (1/31) Start failure; excitation failure AI(5/31-7/02) (2/24) Trip; inlet valve failure (02/6/28/-04/3/02) Continue (9/06-9/07) Gen. eleh PT repair (11/29) Oil cooler, turbine bearing repair (3/29-3/30) Failure start; air cooler leak (6/11) Trip; field failure (9/23) Trip; GOV pre. tank P<min. AI(8/19-9/02) (2/24) Trip; 380V for cooling pump failure (10/05) Trip; turbine guide bearing T>max. (12/29) Trip; governor DC failure GI(1/07-2/19) (12/04) Trip; influence from the unit8 trouble (12/08-05/6/02) MO & stator winding repair (12/04-12/05) Trip; stator earth fault AI(8/29-9/08) (3/05-3/6) Failure start; synchro. DC fault (4/04-4/05) Trip; IV pre. tank P&L<min. (4/05) Trip; IV pre. tank P&L<min. (8/20) Trip; IV pre. tank P<min. (8/26) Failure start; turbine oil cooler leak AI(9/26-10/04) (7/11-7/12) Trip; governor failure (10/04) Trip; governor failure (11/03) Trip; governor failure (11/03) Trip; governor failure (11/07) Trip; governor failure (11/21) Trip; inlet valve poison failure AI(7/11-8/01) (1/04) Standby; excitation failure (1/09) Standby; excitation failure (3/03) Failure start; excitation failure (3/05) Failure start; synchro. DC failure AI(7/11-8/03) (2/03) Trip; aux. Ry for transformer temp. fault (3/05) Failure start; shaft seal leak Unit (1/28) Trip; MTR. fire protection fault Unit (3/03) Trip; DC110V failure Unit AI(3/07-3/24) (2/22-2/23) Trip; DC110V failure Unit (12/08-05/6/02) Stator winding repair Source; PJB data 近年 同一原因での forced outage が増加傾向にあるように思われる これについては 機械自体の故障では無く リレーや検出器の誤動作或いは制御回路の誤動作といったことが多いように思われる ファイナルレポート 3-118

14 このような場合は単にリレー等を復帰させるのではなく 誤動作したパーツを早急に取り替える等 原因の除去が大切である 2) 定期点検周期定期点検周期実績を次表に示す 5 ~ 8 号機はオーバホールが実施されていない これは機器の状態が良好なためと思われる AI, GI の周期は概略ではあるが AI が 4000 時間程度 GI が 時間程度になっている 3 号機で 2002 ~ 2004 年の間点検が実施されていない理由は 2002/6 月 ~ 2004/3 月の間 発電機の修理作業があったためである Record of Periodical Inspection Unit 1 Classifi AI AI AI GI AI AI Op.hour Unit 2 Classifi AI AI AI GI MO AI AI Op.hour Unit 3 Classifi AI AI AI AI AI GI Op.hour Unit 4 Classifi Op.hour 不明 Unit 1 Classifi MI AI AI GI AI AI AI Op.hour 40115? ? Unit 2 Classifi GI AI AI MI AI AI Op.hour Unit 3 Classifi AI MI AI AI Op.hour Unit 4 Classifi MI AI AI AI GI AI Op.hour Unit 5 Classifi AI AI AI GI AI Unit 6 Op.hour Classifi AI AI AI GI AI Op.hour Unit 7 Classifi AI AI AI GI AI Op.hour Unit 8 Classifi AI AI AI GI AI Op.hour 2005 は 10 月末まで Source; PJB data Classifi; Classification of inspection Op.hour; Operation hour between inspection and previous inspection 3) 各定期点検の所要日数 所要日数は AI で 18 日程度 GI で 40 日程度 MI で 60 日程度となっている ファイナルレポート

15 点検のためのオーバホール (MO) 経験は 2 号機で一度実施されており 約 7 ヶ月を要している その他 ステータのコイル修理を主な目的とした主機の長期停止が 1 号 2 号 3 号 4 号 8 号で実施されている AI の所要日数削減について検討しているとのことであった 合理化については是非とも検討することが重要である (3) Soedirman 1) 事故補修履歴 大きな事故は無く機器は建設当初の状態でそのまま使用している 下表に計画停止 事故停止履歴を示す Table Year Unit Unit Cause of Scheduled Outage/Forced Outage & Outage Hour (Soedirman) Scheduled outage hour Forced outage hour Unit AI(9/18-9/27) Unit Unit 2 98 AI(8/26-8/30) Unit Unit AI(7/21-7/25) Unit AI(8/25-8/28) Unit Unit AI(8/29-9/01) Unit Unit Outage nothing Unit Cause of outage AI(7/25-8/02) (1/17) Governor in manual order AI(8/28-9/05) (9/23) Governor trouble AI(7/25-7/30) (1/07) Pressure switch trouble AI(9/16-9/27) (3/24) Governor in manual order AI(9/15-9/19) (9/14) Cooling water flow trouble (3/16) Maintenance outage AI(9/12-9/15) (9/23) Governor trouble (4/6) Maintenance outage (contact) (5/26) Maintenance outage (bypass valve) AI(9/28-10/03) (1/10) Governor supervision fault (1/16) Governor fault (1/25) Maintenance outage (relief valve) (7/10) Maintenance outage (relief valve) (1/18) Malfunction relay pressure valve (6/21) Excitation fault (10/28) Cooling water flow trouble Unit (2/07) Maintenance outage (MTr. inspection) Unit (10/05) Maintenance outage (6 month inspection) Unit (1/03) Maintenance outage (6 month inspection) (2/15) Maintenance outage (power intake inspection) (2/16) Ditto (10/09-10/18) Maintenance outage (6 month inspection) (5/12-516) 13.8kV bus bar trouble (10/22) Servo motor trouble Unit (2/06) Maintenance outage (turbine inspection) ファイナルレポート 3-120

16 2002 Year Unit Unit Scheduled outage hour Forced outage hour Cause of outage (2/15) Maintenance outage (power intake inspection) (2/16) Maintenance outage (power intake inspection) (7/09-7/14) Maintenance outage (inlet valve inspection) (1/12-1/14) Main circuit trouble (12/9) Communication system trouble (2/15) Maintenance outage (power intake inspection) (2/16) Maintenance outage (power intake inspection) (3/06) Maintenance outage (turbine inspection) (9/10-9/14) Maintenance outage (valve inspection) (2/26-2/27) Maintenance outage (6 month inspection) (9/10-9/11) Maintenance outage (6 month inspection) (12/21) Maintenance outage (MTr. painting) Unit Unit Unit Unit Unit Unit AI(8/02-8/07) Unit Unit (1/08-1/09) Maintenance outage (6 month inspection) (7/08-7/10) Maintenance outage (inlet valve inspection) (12/23) Maintenance outage (MTr. painting) (12/24) Maintenance outage (MTr. inspection) (1/01) CB excitation fault (4/08-4/12) Maintenance outage (inlet valve) (10/08-10/09) Maintenance outage (6 month inspection) (12/31) Maintenance outage (MTr. Painting)) (11/25) Cooling water flow trouble (1/23-1/24) Maintenance outage (6 month inspection) (6/7-6/8) Maintenance outage (penstock inspection) AI(8/4-8/7) (2/21-2/22) Maintenance outage (predictive inspection) (6/07-6/08) Maintenance outage (penstock inspection) GI(9/15-9/26) (4/23) Maintenance outage (6 month inspection) (6/07-6/08) Maintenance outage (penstock inspection) AI(11/10-11/14) AI(7/19-7/23) (2/09) Contactor solenoid trouble (3/22) Ditto (5/05-5/06) CB exciter trouble (5/7) Excitation trouble 1.48 GI(9/06-9/16) (12/17) Excitation fault 2.98 (12/21) Ditto 1.02 (12/29) Ditto Unit GI(9/05-9/15) Unit AI(7/15-7/20) Unit AI(8/01-8/06) (5/07) Excitation fault Source; INDONESIA POWER data 2) 定期点検周期 定期点検周期実績を下表に示す Year Record of Periodical Inspection Unit 1 AI AI AI AI AI AI GI 6 month maintenance Unit 2 AI AI AI AI inspection GI AI AI Unit 3 AI AI AI AI AI GI AI AI; Annual Inspection Source; INDONESIA POWER data GI; General Inspection MO; Major Overhaul ファイナルレポート

17 周期としては AI はほぼ毎年に実施されている 当所は 機器の運転状態が比較的良好であるため MO の実施は控えられている また 1999 ~ 2002 年の間は点検内容を簡素化し点検時間を 30 時間程度に短縮した 6 month maintenance inspection の形を採用し 点検の簡素化が図られていた 3) 各定期点検の所要日数ここ数年の記録では AI は 5 ~ 6 日程度 GI では 9 ~ 11 日程度で推移している (4) Sutami 1) 事故補修履歴大きな事故は無く機器は建設当初の状態でそのまま使用している 下表に計画停止 事故停止履歴を示す Table Cause of Scheduled Outage/Forced Outage & Outage Hour (Sutami) Year Scheduled Forced outage outage hour hour Unit AI (7/02-7/08) Unit GI (7/16-7/20) Unit AI (7/23-7/27) Unit AI (7/01-7/06) Unit Unit Unit Unit Unit GI (7/24-7/31) Unit AI (823-8/29) Unit 2 96 AI(7/12-7/16) 2 11 Unit MO (9/27-11/04) Unit 1 72 AI (7/04-7/07) Unit 2 48 AI(7/18-7/20) Unit 3 96 AI(7/11-715) Cause of outage AI (7/08-7/13) (2/27) Lock out relay 86-3 operated (3/30) Ditto AI (4/08-4/12) (10/16) 11kV disconnecting switch coil trouble (11/29) Main strainer valve broken GI (8/20-8/26) (4/13) Main valve opening operation stuck AI (7/07-7/11) (11/14) Circuit breaker (ABB) support loosen Source; PJB data 2) 定期点検周期 定期点検周期実績を下表に示す Record of Periodical Inspection Year Unit 1 AI AI GI AI AI Unit 2 GI AI AI AI AI Unit 3 AI AI GI MO AI AI; Annual Inspection Source; PJB data GI; General Inspection MO; Major Overhaul ファイナルレポート 3-122

18 今後 10 年の点検計画を下表に示す Planning of Periodical Inspection Period Year Unit 1 AI AI GI AI AI MO AI AI AI GI Unit 2 MO AI AI AI GI AI AI MO AI AI Unit 3 AI MO AI AI AI AI GI AI AI AI AI; Annual Inspection Source; PJB data GI; General Inspection MO; Major Overhaul なお 2004 年の 3 号機 AI 実績によると前回 AI から今回 AI の間の運転時間は 4431 時間である MO に関しては 2004 年の 1 号機の実績によると MO ~ MO の間隔は 7 年となっておりこの間に 6 回のインスペクションが実施されたと記録されている 3) 各定期点検所要日数 AI では 2004 年の実績によると 3 号機の点検で 6 日間と短期間で実施されている MO では 2004 年の 1 号機の実績によると 40 日間で実施されている 2005 年の定期点検 (AI) の所要日数が大幅に削減されている この点は Brantas Office の努力によるもので これにより発電設備の利用可能率の向上を図ることが出来 系統の信頼度向上につながる 運転維持 管理体制 各所共通しており 以下のような体制で 運転 保守に関する体制は次の通りである 運転 ; 発電所は 3 交代制 (4 チーム ) で常時監視方式である 運転員はコントロール室と発電所本館に常駐しており コントロール室では発電機の運転停止制御 出力電圧制御を行っている また 発電所本館では機器の状態監視パトロールを実施している 保守 ; 機械 電気 計測制御にわかれ 週点検 月点検 定期点検の計画および実施および補修を行っている 運転要員と保守要員の定期的交流は総じて乏しい 運転要員と保守要員を定期的に交代させることは 全体の skill up の有効な方法であると考えられるので 定期的な交代を定着させることが望ましい (1) Saguling Saguling 発電所は IP 社の 1 組織である UNIT BISNIS PEMBANGKITAN SAGULING ( サグリン発電ビジネスユニット ) が受持つ 8 箇所の水力発電所のうち最大規模 (700 MW) を有する発電所である 各発電所には各々運転 保守員が配属されている ファイナルレポート

19 総人員は 495 名で Saguling の運転 保守に関わる人員としては Engineering 17 名 Operation 56 名 Maintenance 56 名である 組織図は添付資料 HY-13 の通りである (2) Cirata Cirata 発電所は PJB 社の 1 組織である UNIT PEMELIHARAAN CIRATA ( チラタ運転 保守ユニット ) が受け持つインドネシア最大規模 (1,000 MW) の水力発電所である 総人員は 192 名で 運転 保守に関わる人員としては Engineering 4 名 Operation 57 名 Maintenance 51 名である 組織図は添付資料 HY-14 の通りである (3) Soedirman Soedirman 発電所は IP 社の 1 組織である UNIT BISNIS PEMBANGKITAN MRICA ( ムリチャ発電ビジネスユニット ) が受持つ 12 箇所の水力発電所のうち最大規模 (180 MW) を有する発電所である 総人員は 472 名 各発電所には各々運転 保守員が配属されている 運転および保守部門の年齢構成はそれぞれ最若年が 20 歳 最高齢が 50 歳となっており また 経験年数も最短が 2 年である また エンジニアリング部門では 年齢構成が 49 ~ 55 歳とベテランを揃えている このことから 人員構成は適当なものではないかと推測される 運転 保守に関連する部門の年齢構成 経験年数および担当分野等を下表に示す Main Data for Engineering, Maintenance and Operation 1 Engineering 5 Experience year min. 20 Age Varied from Qualification Expert in O/M design, machinery, electrical Duties Adviser in O/M design, quality, supervisor 2 Operation 29 Experience year min. 2 Age Varied from Qualification Expert in operation Duties Operation PLTAPB. Soedirman and power trading 3 Maintenance 25 Experience year min. 2 Age Varied from Qualification Expert in maintenance electrical, mechanical, control instrument Duties Maintenance electrical, mechanical, control instrument equipment 4 Planning & Monitoring 16 Experience year min. 2 Age Varied from Qualification Duties Expert in planning & monitoring operation and maintenance Planning & monitoring operation and maintenance Source INDONESIA POWER data 組織図は添付資料 HY-15 の通りである ファイナルレポート 3-124

20 (4) Sutami Sutami 発電所は PJB 社の 1 組織である UNIT PEMELIHARAAN BRANTAS ( ブランタス運転 保守ユニット ) が受持つ 12 箇所の水力発電所のうち最大規模 (105 MW) を有する発電所である 総人員は 348 名で 37 名の outsourcing を含む 各発電所には各々運転 保守員が配属されている Sutami 発電所の保守 staff として社員のほかに 4 名を外部委託している Sutami に関係する運転保守の社員の経験および年齢構成を下表に示す また 下図に年齢構成と経験年数の分布を示す Age Grouping Age 50 ~ ~ ~ ~ 29 Number of staff Source; PJB data Experience Grouping Experience year >30 20 ~ ~ 19 <9 Number of staff Source; PJB data Number of the Staff 10 5 Number of the Staff ~59 40~49 30~39 20~29 Age 0 >30year 20~29 10~19 <9year Experience Sutami Age Grouping of Staff Sutami Experience Grouping of the Staff 年齢構成としては平均年齢が高いため 若年層の配置育成が必要と思われる 経験年数は現状では全く問題ないが ギャップが出来ないような人員計画を立てることが重要と考える 組織図は添付資料 HY-16 の通りである ファイナルレポート

21 チタルム川 3 貯水池の統合運転チタルム川にあるサグリン チラタ ジャティルフルの 3 貯水池は 水資源の有効利用と水利用に関る紛争を避けるために 貯水池の運転を統合し運転している この統合運転の目的は 最下流に位置する多目的ダムであるジャティルフルに求められる下流域の灌漑 上水 工業用水等のための水量を確保することである このため 各月の各貯水池の目標水位を設定することにより 3 貯水池の統合運用を合理化するルールカーブを作成している 各ダム管理者はこのルールカーブを基本として P3B( 中央給電指令所 ) からの指示により貯水池を運用し 発電している ルールカーブは SPK-TPA: Sekretariat Pelaksana Koordinasi Tasa Pengatura Air (Secretariat of Water Management Coordination) を事務局とする管理員会により毎年作成されている この委員会のメンバーは Dinas Pengoriou Jawa Bara( 州政府内にある公共事業省 ) Pusat Penelition & Peugemerongon Air( 公共事業省 ) Badan Meteorology dan Geophisika( 気象 地球物理局 ) P3B( 中央給電指令所 ) サグリン発電所 (PT. Indonesia Power) チラタ発電所 (PT. PJB) とジャティルフルの所有者である Perusahaan Umum Jasa Tirta II (PJT II) である 管理委員会は毎月 1 回の定例ミーティングを開催する 初回は毎年 1 月で この時 平均年 豊水年 渇水年の流入量を想定した 3 本のルールカーブを各メンバーに示す 月例会では 次月をどのルールカーブを目標とし 運転するか協議が行われる (1) 貯水池運用シミュレーション ルールカーブを作成するため公共事業省の Pusat Penelition & Peugemerongon Air がコンピュータプログラムにより 3 貯水池の運用シミュレーションを実施する シミュレーション プログラムは 以下に示す下流域の水利用の優先順位に従い貯水池を運用するようプログラムされている 1 位 : 上水 2 位 : 灌漑用水 3 位 : 工業用水 4 位 : 下流域市街地用水路の洗浄のための用水 5 位 : 発電用水シミュレーション プログラムの基本式を以下に示す AS = AM (AK + E) または AK = AM AS E ここで AS : 貯水池貯水容量 ( 貯水の場合 :+ 貯水池から放水する場合:-) AM : 流入量 AK : 流出量 E : 蒸発等の損失量シミュレーションでは 1 月の貯水池水位を前月 12 月の実績水位としている 計算上の最終年である 12 月の貯水池水位は 1 月の水位もしくはそれ以上の水位となるよう設定している 流入量は チタルム川の 1988 年から前年までの月流量を確率処理し 対ピアソンⅢ 型確率密度関数で 豊水年 平均年 渇水年の流入パターンを決めている ファイナルレポート 3-126

22 (2) ルールカーブによる運転状況 一般に 発電専用の貯水池では できるだけ高水位を維持し かつ 洪水吐きからの越水量を最小とするよう運用する 実際には 乾季になる前に貯水池を満水にし 乾季に貯水池から水を補給し 流量が大きくなる右記に入ったら水を貯め 徐々に水位を上げ満水にする サグリンの洪水吐からの越水量は 1993 年から 2003 年の日運転記録から作成したFigure に見られるように 非常に小さい 年の越水量は それぞれ 百万 m 3 で これは年流入量の % に相当し 非常に小さいと言える チラタでは 洪水吐きからの越水量を示す記録は得られなかったが ここ数年越水することなく 洪水吐ゲートが使われていないということであった 従って チラタにおいてもサグリンと同様 洪水吐きからの越水量は小さいと考えられる このように サグリン チラタの越水量が少ないのは 次図に見られるように貯水池の水位が運転最高水位 (HWL) に達していない現在の運転状況にある Reservoir WL (El.m) Monthly Discharge (m3/s) Reservoir Water Level (El.m) HWL LWL Inflow (m3/s) Outflow (m3/s) サグリンの貯水池運用状況 230 1, Reservoir WL (El.m) Monthly Discharge (m3/s) Reservoir Water Level (El.m) HWL LWL Inflow (m3/s) Outflow (m3/s) チラタの貯水池運用状況 ファイナルレポート

23 なぜ貯水池の水位が運転最高水位 (HWL) に達しないのか 以下の 2 つの要因が考えら れる 理由 -1: 流入量の減少 次図はサグリンとチラタの各年の流入量 ( 棒グラフ ) と 5 年間平均流入量 ( 折れ線グラフ ) を示すものである 下図の 5 年間平均流入量によると 各発電所の流入量は 1995 ないし 1996 年を境に減少する傾向を示している サグリンの 2003 年の平均流入量は 60 m 3 /sで これは 1992 年の 136 m 3 /sの半分以下の流入量であった 7,000 Saguling 7,000 Cirata 6,000 6,000 Annual Inflow Volume (million m3) 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 Annual Inflow Volume (million m3) 5,000 4,000 3,000 2,000 1, Annual Inflow Volume 5 year Average Annual Inflow Volume 5 year Average 理由 -2: 下流への水需要の増加 下流域の人口の増加 工業 農業の発展に伴い サグリン チラタの完成した 1980 年代に比べ 下流域の水需要は増加しているものと考えられる これが貯水池が満水にならない要因の一つとして考えられる 実際の貯水池の運用を Figure で見ることができる 各グラフの上段はルールカーブと貯水池水位を示し 下段はシミュレーションによる予想値と実際の流入量 流出量を示す この図から以下のことが言える 1) 雨季初期の貯水池水位一般に 雨季の豊水期になったら貯水池の水位はできるだけ高水位に保つことが望ましい 2001 年 11 月の流入量は予想値より多く このためサグリンとチラタの貯水池水位は回復基調を示している しかしながら おそらくルールカーブを遵守するあまり 12 月に求められる放水量より大きい水量を放水し 貯水池水位を下げてしまっている この 12 月の過大な放水が無ければ 貯水池水位は最高水位 (HWL) まで回復でき 永く高水位に保つことができたと考えられる ファイナルレポート 3-128

24 2) 乾季の貯水池水位 チラタの 年の乾季の貯水池運用をグラフで見ると 下流で求められる 以上の水量を放流し 結果として 水位の回復を妨げている 日々の運転は P3B( 中 央給電指令所 ) の指示に基づき実施しているため避けられないことではあるが もしこの過大な放水が無ければ 貯水池水位を永く高水位に保つことができたと考えられる *1) *1): P3B によると 下流域への水供給不足が予想される場合 P3B は各貯水池の有効容量の比率に見合った水量を放水するよう各ダム管理者に指令する 逆に 流入量が多いと予想される場合は 各貯水池の有効容量の比率よる水量を貯水池に貯留することが許される P3B は この考え方を Equal Sharing と称し 流入量の多寡による損益を 3 貯水池で分配する考え方を示した 上記 2) の 下流で求められる以上の水量を放流し たのは 下流域の水不足が予想され この Equal Sharing が適用された結果かも知れない 3) ルールカーブ Figure に見られるように 各ダム管理者はルールカーブを良く遵守している 従って もし ルールカーブが高水位運転を促すようなカーブであれば 同じ流入量で さらに効率的な貯水池運用が期待できる (3) 提案 ルールカーブは 年 1 回しか作られていないため 現在の水位に見合った運転がなされない傾向がある 従って ルールカーブをより短期間で 例えば 10 日もしくは 15 日間隔で改正し 実際の水位にできるだけ追随できるカーブとし 高水位運転を心がけるべきである ファイナルレポート

25 Year Total Inflow Spilled Water through Spillway (x10 6 m 3 ) (x10 6 m 3 ) (%) , % 3, , % 2, , % 2, , % 2, , % 1, , % 3, , % 2, , % 2, , % 2, , % 2, , % 1, ,182 no record 1,990.5 Total 32, % Annual Generation (GWh) 4,000 4,000 Discharge Volume (million m3) 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1, ,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1, Anual Energy (GWh) Total Inflow Outflow through Spillway Annual Energy Figure Inflow and Spilled Water at Saguling Reservoir ファイナルレポート 3-130

26 2004 Saguling Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Monthly Discharge (m3/s) Reservoir WL (m) Monthly Discharge (m3/s) Saguling Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Reservoir WL (m) Monthly Discharge (m3/s) 2002 Saguling 2003 Saguling Rule Curve HWL LWL Actual WL Inflow Outflow Actual Inflow Actual Outflow Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Monthly Discharge (m3/s) Reservoir WL (m) Mar May Jul Sep Nov Reservoir WL (m) 2001 Saguling Rule Curve HWL LWL Actual WL Rule Curve HWL LWL Actual WL Rule Curve HWL LWL Actual WL Inflow Outflow Actual Inflow Actual Outflow Inflow Outflow Actual Inflow Actual Outflow Inflow Outflow Actual Inflow Actual Outflow Mar May Jul Sep Nov Reservoir WL (m) Monthly Discharge (m3/s) Rule Curve HWL LWL Actual WL Inflow Outflow Actual Inflow Actual Outflow 2005 Cirata Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Reservoir WL (m) Monthly Discharge (m3/s) 2002 Cirata 2003 Cirata 2004 Cirata Rule Curve HWL LWL Actual WL Inflow Outflow Actual Inflow Actual Outflow Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Reservoir WL (m) Monthly Discharge (m3/s) Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Monthly Discharge (m3/s) Reservoir WL (m) Monthly Discharge (m3/s) Reservoir WL (m) Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec 2001 Cirata Rule Curve HWL LWL Actual WL Rule Curve HWL LWL Actual WL Rule Curve HWL LWL Actual WL Inflow Outflow Actual Inflow Actual Outflow Inflow Outflow Actual Inflow Actual Outflow Inflow Outflow Actual Inflow Actual Outflow Reservoir WL (m) Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Monthly Discharge (m3/s) Rule Curve HWL LWL Actual WL Inflow Outflow Actual Inflow Actual Outflow Figure Reservoir Operation in Saguling and Cirata ファイナルレポート

27 3.3. 既設送変電設備の現状と課題の確認及び改善に関する提言 系統安定度 ジャワ島は東西に長さが約 1,000 km に渡る細長い島であり 電力流通設備においても 2005 年 11 月時点でジャワ島西部の Suralaya 発電所からジャワ島東部の Paiton 発電所に 至る長距離の 500 kv 北周り送電線 (2 回線 ) を中心に系統が構成されている ジャワ島西部にジャカルタをはじめとする大規模な需要地を抱え 一方でジャワ島東部に Paiton Gresik など大規模電源が存在している このため北回りの 500kV 送電線は西向きの重潮流となっており 系統安定度による送電制約が生じ 東部の発電機をフルに発電できない状況となっている 具体的には Ungaran-Mandirancan, Mandirancan-Bandung Selatan の 2 区間の 500 kv 送電線において制約が行われており その値は 1,800 MW となっている 2005 年の運用実績では平均 1,135 MW の潮流が流れている状況であった 2004 年最大ピーク負荷時の 500 kv 潮流状況を Figure に示す Source; EVALUASI OPERASI SISTEM TENAGA LISTRIK JAWA-BALI TAHUN 2004 Figure kV Power Flow in the Maximum Load of Java 2004 (September 28th, 18:30) なお この安定度対策としてジャワ島南部に南回り 500 kv 2 回線の送電線を建設中であり (2.1.2 章参照 ) 完成が待たれているところである 3 3 南回り 500kV 送電線建設は 2006 年 6 月に完成 ファイナルレポート 3-132

28 既設送変電設備と利用率 (1) 設備概要 1) 送電線 送電線の設備概要を下表に示す 架空線 地中線 海底ケーブルのトータルの概要である Outline of Transmission Line Facilities Length of transmission line (km) Number of line Year 500kV 150kV 70kV Year 500kV 150kV 70kV ,849 10,475 3, ,128 10,581 3, ,532 11,209 3, ,578 11,195 3, Source; PLN P3B STATISTIK ) 変電設備 変電所数と変圧器設備概要を下表に示す Outline of Substation and Transformer Number of substation at each voltage Year 500kV 150kV 70kV Number and capacity of transformer at each voltage 500/150kV 150/70kV Year Capacity Capacity Number Number (MVA) (MVA) , , , , , , , ,522 Source; PLN P3B STATISTIK 2004 調査団が数箇所の 500 kv 変電所を調査した結果 Paiton 火力併設の変電所ではガス絶縁母線 (GIB) やガス遮断器 (GIS) など最新の 500 kv 設備が導入されていたが 一方でジャカルタ郊外の変電所ではすでに製造中止となった空気遮断器が見られた 2002 年 9 月には 500 kv 送電線事故時に動作すべき空気遮断器が不動作であったため 広範囲な停電事故を発生している このタイプの空気遮断器は現在保有している予備品も少ないとのことであり 新型のガス遮断器に取り替えることが推奨される (2) 利用率 2004 年のジャワ バリ系統において N-1 クライテリアを満たさない送電線と また変圧器の利用率を下表に示す ファイナルレポート

29 500 kv 送電線においては 章に述べた安定度で制約される区間のみが該当し 熱容量の観点では全て N-1 を満足している状況である また変圧器では 500/150 kv クラスにおいては利用率が 60% を超過している変圧器が全体の 90% 以上となっており ほとんど N-1 クライテリアが満足されていない N-1 クライテリアを満足していない送電線 変圧器においては 今後の需要増加も考慮すると 早急に新規増設が必要な状況であるといえる Transmission Line not Satisfied Load of Transformer with N-1 Criteria 500/150kV 150/70kV Load Voltage Number Distance Capacity Capacity ( %) Number Number (kv) of line (km) (MVA) (MVA) < < = < < = < Source; EVALUASI OPERASI SISTEM TENAGA LISTRIK JAWA-BALI TAHUN < = <80 8 4, , < = < , > = Total 32 15, ,274 Source; EVALUASI OPERASI SISTEM TENAGA LISTRIK JAWA-BALI TAHUN 2004, etc 事故件数 2004 年では停電事故件数は 247 件 ( 配電除く ) 供給できなかった電力量は 7,718 MWh であり また 150 MW 以上の負荷遮断を伴う事故が 11 回発生している Number of Service Interruption and Energy not Supplied (MWh) Year Number of service interruption Energy not supplied (MWh) , ,718 Source; EVALUASI OPERASI SISTEM TENAGA LISTRIK JAWA-BALI TAHUN 2004 下図に原因別の停電事故件数を示す 年次に関係なく 圧倒的に設備による事故が多いことがわかる ( 全体の 46%) これに比べるヒューマンエラー事故はそれほど多くない ファイナルレポート 3-134

30 Nature /Weather Equipment Animal Human error Kite Over load Tree Relay Malfunction Others Source; PLN P3B STATISTIK 2004 Figure Service Interruptions by Source of Faults (times) 次に設備別 電圧別の停電事故回数を調査した 2004 年における送電線 100 km 1 回線 あたりの変圧器 1 台あたりの停電事故回数と送電線 1 回線あたりの事故回数を下図に示 す Times/100kmc 500kV 150kV 70kV Times/Unit 500kV 150kV 70kV Source; PLN P3B STATISTIK 2004 Source; PLN P3B STATISTIK 2004 Figure Number of Service Interruption of Tranmission Line per 100km Circuit Figure Number of Service Interruption of Transformer per Unit 上図より 500 kv 設備における停電事故件数においては送電線では少ないが 変圧器においては年々増加していることがわかる 500 kv における停電事故は大規模な供給支障につながる可能性が大きいが 特に 500 kv 変圧器の稼働率が 80% を超えているものが 32 台中 21 台という状況であるため 一層停電事故時の与える影響が大きいということがいえる 事実 2004 年においては 2003 年に比べ停電事故件数は 13% 減少しているものの 供給支障となった電力量は 2.5% 増加している これらの状況からも 500 kv の変圧器の増設が早急に望まれる ファイナルレポート

31 周波数 一定レベルの信頼度と効率的な運転を保証するために必要なルール及び手続きが定められている ATURAN JARINGAN Jawa-Madura-Bali によると 定常時の周波数の許容範囲は 50±0.2 Hz と規定されている また発電機の脱落などにより周波数が 49.5 Hz 以下となった場合は周波数低下量及び周波数低下速度に応じ 自動負荷遮断を実施している 主な LFC( 周波数制御 ) の実施対象となっている発電機は Saguling Cirata 等の大規模水力発電所と Paiton, Suralaya, Gresik 等の大規模火力発電所である またガバナフリー運転については 現在 IP 及び PJB 所管の発電機では実施されておらず IPP 及び Muara Tawar 発電所のうちの PLN 所管の発電機のみが実施している状況であるとのことであった よって短周期の周波数変動においては IPP 及び Muara Tawar が制御している状況である ATURAN JARINGAN においては各所の発電機がガバナフリー運転するよう規定されており P3B UBOS( 中央給電指令所 ) も各発電所に対して指示しているにも関わらず IP 及び PJB の発電機では実施していないという 周波数を安定に保つためにはこれらの発電機をガバナフリー運転することが推奨される なお 2004 年ジャワ バリ系統においては 発電機の脱落などにより 49.5 Hz 以下に低 下した回数は 310 回であり そのうち 20 回は負荷遮断を実施している また 50.5 Hz 以 上となったのは 28 回であった 電圧 ジャワ バリ系統の電圧調整は発電機の無効電力調整 コンデンサ リアクトル等の調相設備の入切 負荷時タップ切替変圧器によって実施されている 500 kv における電圧の許容変動範囲は ±5% である 2004 年ジャワ バリ系統の運用評価が記載された EVALUASI OPERASI SISTEM TENAGA LISTRIK JAWA-BALI TAHUN 2004 によると 2004 年においては 500 kv 変電所 20 箇所のうち 1 ヶ月の間に最大で 15 箇所の変電所で下限値 475 kv を下回り 特に Mandirancan 変電所においては 435 kv まで低下した なお 5 箇所の変電所では 475 kv 以上を維持しており これらはすべて Region 4( ジャワ島東部 ) 内の変電所であった ジャワ島東部において電圧が安定しているのは 3.1 章で述べた通り 東部に大規模電源が集中しているためであると考えられる Figure に 500 kv 南回り送電線が完成した 2007 年の潮流図を示す ピーク負荷時においても全ての 500 kv 変電所で電圧が許容範囲内に収まっていることがわかる 理由としては 2 ルート化により無効電力のロスが減ることが想定される 一方 南回り 500 kv 送電線が完成後 軽負荷時において電圧が上昇することが懸念されるが これに対しては 2005 年 11 月の調査団の調査により 南回り 500 kv 系統における Paiton, Kediri, Klatan, Tasikmalaya 等の変電所においてリアクトルが設置されていることを確認している ファイナルレポート 3-136

32 Substation Power station Capacity [MW] (Voltage [kv]) Source; Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik Figure Power Flow Drawing in 500 kv Java-Bali (2007) ファイナルレポート