REPUBLIC OF THE PHILIPPINES

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1 3.2. 既設発電設備の運転 維持管理面に係る現状および課題の確認 火力発電所 最近のジャワ バリ地域の発電状況 ジャワ バリ地域全体としては月曜日 ~ 金曜日は Figure のような発電パターンで 点灯時間帯は 17 時 ~18 時 ピーク時間帯は 17 ~ 22 時となっている 但し Jakarta-Banten 地域のピーク時間帯は 9 ~ 22 時である Indonesia Power/PJB の殆んどの火力発電所は Grid Code(PLN の技術基準 ) で ガバナ ーフリー運転尊守 するように決められているにもかかわらず ガバナーフリーの機能を不使用としている運転を行っている 周波数を安定させるために ガバナーフリー機能を生かした周波数微調整運転 を推奨する 但し 上記機能を使用する場合は過負荷防止保安装置を使用状態にする必要がある 日本の電力会社では ユニットを安全停止させるための 保安装置の機能確認試験 を 1 回 / 月の頻度で実施している Source ; INDONESIA POWER data Figure Daily Load Curve in Java-Bali regions (22 August, 2006) ファイナルレポート 3-54

2 運転実績 Figure に対象火力発電所の運転時間から見た 2004 年の年間運転実績を示す なお 参考として 3 水力発電所も載せている この Figure から以下の点が観察される 1) Gilimanuk 発電所は 12 火力発電所の中で 95.5% という最も高い運転稼動となっている 2) ジャワ島では原則として PLTU Unit がベース負荷を担当し PLTGU および PLTG Unit がピーク負荷を担当している バリ島は Gilimanuk 発電所がベース負荷を担当し Pesanggaran 発電所や Pemaron 発電所はピーク負荷を担当している 3) 運転時間 ( 比率 ) が高い上位 5 箇所の発電所は現時点では以下の通り Gilimanuk 発電所を除くとベース負荷を担当する PLTU の発電所が上位にあり 次にピーク負荷を担当している PLTGU が続く この順位は電力の経済発送に沿ったものである No. P/S Type Location Average SH 1 Gilimanuk PLTG Bali 92.4% 2 Suralaya PLTU (Coal) Jakarta-Banten 89.4% 3 Perak PLTU (MFO) Java-East 82.6% 4 Paiton PLTU (Coal) Java-East 82.5% 5 Gresik PLTGU+PLTG Java-East 72.9% 4) 事故停止に関しては 停止時間 ( 率 ) が低い上位 5 箇所の発電所は現点では以下の通りである 0.2% という最小事故停止時間 ( 率 ) は年間 18 時間の停止時間となる (= 8,760hrs 0.2%) その一方で最大の事故停止は Perak 発電所の 3.7% で これは年間 324 時間の停止時間となる このようにジャワ バリ地域での事故停止時間は現時点では 18 時間から 324 時間で変化している 2005 年も事故停止時間は増加傾向にある No. P/S Type Location Average FOH (D) 1 Pemaron PLTG Bali 0.2% 2 Gilimanuk PLTG Bali 0.3% 3 Tanjung Priok PLTGU+PLTG (+PLTU) Jakarta-Banten 0.7% 4 Gresik PLTGU+PLTG+PLTU Java-East 0.9% 5 Tambak Lorok PLTGU+PLTU Java-Central 0.9% 5) 発電会社である IP,PJB とも PLN の経営会議と記者会見に直接報告書を提出する 以外に事故報告の義務はない ( 財務情況は報告 ) 3-55 ファイナルレポート

3 Gilimanuk P/S Gresik P/S Saguling P/S % 20% 40% 60% 80% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% SH POH MOH FOH (D) FOH(L) RSH SH POH MOH FOH (D) FOH(L) RSH SH POH MOH FOH (D) FOH(L) RSH Suralaya P/S Tambak Lorok P/S Grati P/S % 20% 40% 60% 80% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% SH POH MOH FOH (D) FOH(L) RSH SH POH MOH FOH (D) FOH(L) RSH SH POH MOH FOH (D) FOH(L) RSH Perak P/S Tanjung Priok P/S Sudirman P/S % 20% 40% 60% 80% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% SH POH MOH FOH (D) FOH(L) RSH SH POH MOH FOH (D) FOH(L) RSH SH POH MOH FOH (D) FOH(L) RSH Paiton P/S Muara Tawar P/S Pesanggaran P/S % 20% 40% 60% 80% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 0% 20% 40% 60% 80% 100% SH POH MOH FOH (D) FOH(L) RSH SH POH MOH FOH (D) FOH(L) RSH SH POH MOH FOH (D) FOH(L) RSH Pemaron P/S (PLTG) Cirata P/S (PLTA) Muara Karang P/S (PLTGU + PLTU) Sutami P/S (PLTA) SH SH SH SH POH POH POH POH MOH MOH MOH MOH FOH (D) FOH (D) FOH (D) FOH (D) FOH(L) FOH(L) FOH(L) FOH(L) RSH RSH RSH RSH Note: PLTU : Conventional thermal power station (Oil-fired Power Station and Coal-fired Power Station or block) SH: Service Hours PLTG: Gas turbine thermal power station (or block) POH: Planned Outage Hours PLTGU: Combined Cycle power station (or block) MOH: Maintenance Outage Hours PLTD: Diesel Power Station (or block) FOH (D): Forced Outage Hours caused by power station PLTA: Hydro power station FOH(L): Forced Outage Hours caused by power grid system RSH: Reserve Shutdown Hours (=Stand by) Source: Developed by the JICA Study Team based on the provided data by each power station Pemaron P/S Giliman uk P/S (P LTG) Tanjung Priok P/ S (PLTGU+P LTG+P LTU ) SH SH POH POH MOH MOH FOH (D) FOH (D) FOH(L) FOH(L) RSH RSH % 20% 40% 60% 80% 100% SH POH MOH FOH (D) FOH(L) RSH Cirata P/S Suralaya P/S (PLTU) Muara Tawar P/S (PLTGU + PLTG) SH SH POH POH MOH MOH FOH (D) FOH (D) FOH(L) FOH(L) RSH RSH SH POH MOH FOH (D) FOH(L) RSH Perak P/S (PLTU) Saguling P/S (PLTA) SH SH POH POH MOH MOH FOH (D) FOH (D) FOH(L) FOH(L) RSH RSH Muara Karang P/S Paiton P/S (PLTU) Grati P/S (PLTGU +PLTG) % SH SH POH POH MOH MOH FOH (D) FOH (D) FOH(L) FOH(L) RSH RSH % 20% 40% 60% 80% 100% SH POH MOH FOH (D) FOH(L) RSH Sutami P/S Gresik P/S (PLTGU + PLTG + PLTU) Sudirman P/S (PLTA) SH SH POH POH MOH MOH FOH (D) FOH (D) FOH(L) FOH(L) RSH RSH % 20% 40% 60% 80% 100% SH POH MOH FOH (D) FOH(L) RSH Tambak Lorok P/S (PLTGU + PLTU) Pesanggaran P/S (PLTG + PLTD) SH SH POH POH MOH MOH FOH (D) FOH (D) FOH(L) FOH(L) RSH RSH Figure Annual Operation Performance Relating Hours (%) for Objective Power Stations ファイナルレポート 3-56

4 PLN や MEMR がもっと積極的に発電所の運転 維持に参画することを目指して MEMR に対し 発電設備関係事故報告規則 の制定を図ることを提言する 強制停止時間を減らし 発電電力量の増加を図るためには 下記の取り組みを行い 類似事故の繰り返しを防ぐことが非常に重要である 例えば < 定期点検工事に係わる課題 > 1 類似事故が繰り返し発生している機器については 集中監理機器として定期点検工事期間中に徹底的に検査および調整等のメンテナンスを行うことが大事である 2 定期点検工事の合理化による工期短縮を図り ユニットの高稼働の確保に努めることも大事である < 日常の事故 防止に係わる課題 > Irregular Frequency や System Fault などの突発的な事故等に迅速に対応するための検討も非常に重要である 例えば < 運用面 > a. シミュレータを活用したユニットのトラブルシューティングの教育 訓練が最も効果的であると考える b. ユニットトリップした時 プラントを安全停止させるための 保安装置の機能確認試験 を定期的に実施する必要がある < 保全面 > a. 資材調達遅れにより 修理不足が多発しているため IT 活用による事故等に迅速に対応する資材管理システムの構築が必要である b. IP/PJB の発電所が実施している予知 / 予防保全を通じて 設備劣化防止に努めることが非常に大事である c. 火力要員のスキルアップ及び情報の共有化の推進も 非常に重要である 停止回数及び時間 (2003 年 ~2005 年 ) 今回の調査対象火力発電所の内 75 ユニット (PLTU:23,PLTG:12,PLTGU:40) について 停止回数と時間および後述する事故原因を分析した 詳細については Table Table を参照 3-57 ファイナルレポート

5 (1) ユニットタイプ別の事故停止回数と時間 以下に 2003,2004 年ならびに 2005 年の 3 年間のユニットタイプ別の事故停止回数と時 間を示す 2 Table Forced Outage (Times) for Thermal Power Stations Type PLTU PLTG PLTGU , , PLTU PLTG PLTGU Numbers of Forced Outages are too many and have been increasing in the past 3 years. Sources : INDONESIA POWER & PJB data Table Forced Outage (Hours) for Thermal Power Stations 20,000 18,000 18,443 Type PLTU 2,600 5,158 9,318 17,076 16,000 14,000 12,000 13,446 14,823 PLTG 678 1,239 1,010 2,927 PLTGU 10,168 8,426 8,115 26,709 13,446 14,823 18,443 46,712 10,000 8,000 10,168 8,426 9,318 8,115 6,000 4,000 2,000-5,158 2, ,239 1, PLTU PLTG PLTGU Forced Outage Hours are also too many and have been increasing in the past 3 years. Sources : INDONESIA POWER & PJB data 2 参考として日本の水力発電所, 火力発電所の 2004 年の事故件数はそれぞれ 115 件と 72 件であった ( 出典 : 原子力安全保安院, METI) ファイナルレポート 3-58

6 (2) ユニットタイプ別 事故停止回数 以下に 2003,2004 年ならびに 2005 年の 3 年間のユニットタイプ別の事故停止回数を示す Table Number of Forced Outages (Times) for PLTU Causes of Forced Outage Code % Times A: Instrumentation and Control A 40.4% 157 B: Turbine/Generator B 20.3% 79 C: Boiler and Auxiliaries C 27.5% 107 D: Cable/Relay D 3.3% 13 E: Inerter E 0.5% 2 F: Transformer F 0.5% 2 G: System Fault or Irregular Frequency G 4.1% 16 H: Others H 3.3% % % 40.0% 30.0% 20.0% 40.4% 20.3% 27.5% Dominant causes are: - I & C : 40.4% (e.g.) MFT Trip Drum Level High/Low Furnace Draft Press. High/Low Flame Out Trip - Boiler & Auxiliaries: 27.5% (e.g.) Boiler/Tube Leak - Turbine & Generator: 20.3% (e.g.) Balancing Turbine/Generator 10.0% 0.0% 3.3% 4.1% 3.3% 0.5% 0.5% A B C D E F G H Sources : INDONESIA POWER & PJB data Table Number of Forced Outages (Times) for PLTG Causes of Forced Outage Code % Times A: Instrumentation and Control A 50.0% 94 B: Turbine/Generator B 36.2% 68 C: Cable/Relay C 3.7% 7 D: Electrical Fault or Irregular Frequency D 2.7% 5 E: System Fault or Irregular Frequency E 3.7% 7 F: Derating F 3.2% 6 G: Others G 0.5% % % 50.0% 40.0% 50.0% 36.2% Dominant causes are: - I & C : 50.3% (e.g.) Ignition Trouble Temperature Control Trouble Flame Out Trip - Turbine & Generator: 36.2% (e.g.) Balancing Turbine/Generator Exciter System Trouble 30.0% 20.0% 10.0% 0.0% 3.7% 2.7% 3.7% 3.2% 0.5% A B C D E F G Sources : INDONESIA POWER & PJB data 3-59 ファイナルレポート

7 Table Number of Forced Outages (Times) for PLTGU Causes of Forced Outage Code % Times A: Instrumentation and Control A 36.8% 383 B: Turbine/Generator B 17.9% 186 C: HRSG and Auxiliaries C 10.4% 108 D: Relay D 1.2% 12 E: 6kV Bus E 0.8% 8 F: UPS System F 0.3% 3 G: Electrical G 1.1% 11 H: System Fault or Irregular Frequency H 7.4% 77 I: Derating I 14.6% 152 J: Others J 9.7% % % 40.0% 30.0% 20.0% 10.0% 0.0% 36.8% 17.9% 10.4% 1.2% 0.8% 0.3% 1.1% 14.6% 9.7% 7.4% A B C D E F G H I J Dominant causes are: - I & C : 36.8% (e.g.) Exhaust Temperature High Flame Out Trip Ignition Trouble - Turbine & Generator: 17.9% Condenser Plugging Starting Motor Trouble - HRSG & Auxiliaries: 10.4% (e.g.) Exhaust Dumper Trouble Sources : INDONESIA POWER & PJB data 2003 ~ 2005 年の過去 3 年間の PLTU,PLTG 及び PLTGU Unit の事故停止回数は 制御 (I&C) 及びタービン発電機の事故 トラブル等により年々増加傾向にある - 制御による事故停止 ( 回数 ) が多いのは 定期点検工事での燃焼調整及び ABC 調整 ( 規定温度 圧力等 ) の不備等で類似事故が繰り返し発生している 再発防止として 制御回路の変更の検討と 定期点検工事で 燃焼調整 ABC 調整等を必ず行うことが重要である タービ / 発電機等も同様に類似事故が繰り返し発生しており 定期点検工事中に徹底的にバランス調整を行う必要がある - 類似事故の繰り返し防止と定期点検中の検査漏れ等を無くすために 現行の定期検査体制の見直し 強化する必要がある - 設備事故等に迅速に対応するために 簡易シミュミレータ ( 新設 ) を活用したユニットのトラブルシューティングの教育 訓練や現状の資材調達管理システムを見直すことも非常に重要である - 設備劣化防止対策として 以下について本格的に取り組むことを望む 専用診断技術だけでなく 日常点検等も含めた CBM の定義拡大を図った設備 維持管理 発電用配管肉厚検査の実施 設備密着型保全の取り組みの強化 - 火力要員のスキルアップの推進も非常に重要である - 発電所の安全 安定運転継続を行うために 有益な情報の共有化の推進に精力的に取組むこと ファイナルレポート 3-60

8 日常管理状況 (1) 現状の確認 1) Indonesia Power/PJB の発電所では Integrated Management Systems の ISO14001 の ISO14001 (Environment Management Systems), ISO9001 (Quality Management Systems) ならびに OHSAS18001 (Occupational Health and Safety Management Systems) の国際認定資格を修得し 各発電所に勤務している職員は所長以下 非常に熱心に日常の運転 維持管理に多大な努力を払っている 2) Indonesia Power/PJB 共 NERC (North America Electric Reliability Council) が定義している諸指標を基に 1995 年から発電所の運用を行っている また PJB 本社では MOP (Maintenance Optimization Program) を導入で Gresik, Paiton, M.Karang で実施中である 3) 発電所の事故 トラブルによる Trip/Shutdown/Derating 等などが頻繁に発生し Forced Outage (Times/Hours) が日本の電力会社と比較しても圧倒的に多い そういった状況の中で 各発電所の運転員は設備のトラブルシューティングの対応 一方 保全員は日常的に発生している緊急工事の対応ならびに定期点検工事 大型改修工事等の対応に追われている (2) 日常点検の実施状況 ( 点検項目, 状況, 頻度等 ) 1) 運転 Indonesia Power/PJB 共 同様な体制で日常点検を実施している 内容当直体制 4 班 3 直制 ( 常時監視方式 ); 1 直 ;07:00-15:00,2 直 ;15:00-22:00,3 直 ;22:00-07:00 日常のパトロール点検 コントロールルームの運転監視 その他 運転管理値を記載した Logsheet に基づき 2 回 / 直の 6 回 / 日 (08:00,13:00,16:00,20:00,23:00,05:00),Ground Floor, Boiler Area, Turbine Area 等の機器をパトロール点検している 点検項目については APPENDIX TH-1 の Indonesia Power, Suralaya 発電所の Logsheet を参照 30 分 (or 1 時間 ) 毎に発電機の出力や各機器の温度 圧力関係を Logsheet に基づき記録し 管理している 点検項目については APPENDIX TH-2 の Indonesia Power, Suralaya 発電所の Logsheet Control Room を参照 IP,PJB の発電所では 全ての機器に対して Logsheet に基づき週間点検 月例点検 3 ヶ月点検 6 ヶ月点検等の頻度を決めて実施している 週間点検等で コンプレッサー等の補機の切替えを行っている タービンの ガバナーフリーテスト でユニットトリップさせた発電所あり 3-61 ファイナルレポート

9 2) 保全 Logsheet に基づき 週間点検 月例点検を実施し また 工事計画を策定して定期点検工事を行っている IP/PJB の発電所では重要度の低い機器 ( ポンプ / モータ / ファン / コンプレッサ等 ) については Condition-Based Monitoring( 電源 / 電圧 / 温度 / 圧力 ) を実施している 特に PJB では Machinery Analysis and Monitoring by John.S.Michell を導入している また Environment Monitoring Data(NOx,Sox,P 等 ) の収集も行っている 3) 保管 管理パトロールの Logsheet( 実績 ), 設計図書類, マニュアル, メーカの取扱い説明書, 試験記録は 各発電所共 Library で保管 管理している - CBM( 状態監視保全 ) は基本として専用診断ツールを使って点検を行っているが 突発的な設備トラブル防止を行うためには CBM の定義拡大を図った設備維持管理が非常に重要である - 機器名称表示がない機器及びバルブ等があり 運転操作ならびに作業時の誤操作防止の観点から要領指針を策定し 表示することが大切である - 各計器類で標準値や正常範囲を表記することも大切である - 各発電所では ユニット Trip, Shutdown, Derating 等が日常的に発生している そういった中で ただ単に Logsheet に基づくパトロール点検を実施するのではなく パトロール点検漏れの防止や合理的なパトロール点検の仕方を見直す必要がある (3) マニュアル 規則類の整備状況 アンケート調査に基づき 下記のマニュアル 規則類の整備状況を確認した 1) 火力運営業務に係わるガイドライン 1 運転 保全共通標準類 - Guideline for handling of accidents/troubles. - Guideline for handling of work sheet. - Guideline for disposal of industrial waste. 2 運転標準類 ( 環境 化学含む ) - Guideline for Names of thermal power station facilities. - Guideline for management of lubricant oil, etc. - Guideline for procedure for operational power stoppage. - Guideline for water quality control. ファイナルレポート 3-62

10 2) 定期検査の品質業務に係わるガイドライン 1 保全基準 - Guideline for prior assessment of work safety. - Guideline for preparation of specification. - Guideline for operation management of environment and chemical. 3) 発電所業務運営に係わるマニュアル -Manual for operator training. -Manual for operation jobs. -Manual for operation ad maneuvering. -Manual for patrol inspection management. -Manual for scheduled tests. -Manual for measurements to be taken in case an alarm is issued. -Manual for managements of valve locking. -Manual for safety and health activities. -Manual for environmental security management. -Manual for patrol inspection standards for maintenance workers. -Manual for security standards for power station facilities. -Manual for handing panel operation. -Manual for scheduled inspection work of measurement and control equipment. -Manual for budget plans and execution management. - IP/PJB 共 定期検査に係る要領指針が整備されていない ( メーカ申し出による定期検査マニュアルで実施 ) - 定期点検工事の品質向上を図り かつ設備の信頼性を確立するためにも IP/PJB 独自の 定期検査実施に関する要領指針 ならびに 検査要領書 ならびに 溶接検査実施に関する要領指針 の整備が必要である また 品質 安全確保のためのマニュアルの整備 拡充を図ることも大変重要である (4) 運転 維持及び資材調達管理等 更なる運転 維持及び資材調達管理等を行うため PJB はオーストラリアの Mincom コンサルタント会社の ELLIPSE を使用 Indonesia Power はアメリカの MRO software 会社の MAXIMO を使用し 下記のモジュールを社内 LAN で結び 情報の一元化を図っている * ELLIPSE is the latest Version of MIMS (Mincom Information management system) 3-63 ファイナルレポート

11 ELLIPSE (PJB) / MAXIMO (IP) は殆んど同じモジュール 1 Operation and Maintenance Module Equipment Register Work Order (Predictive/Preventive/Corrective Maintenance) Production Statistic Fuel & Oil IP uses own its program for fuel & oil called PRONIA 2 Material Management Module Cataloger Inventory Control Management Warehouse Inventory Tracking Purchase Order 資材調達の遅れによる修理不足で設備事故 トラブルが繰り返し発生している現状から 全社的にみて 資材調達管理の改善が必要である 3 Finance Module Journal Ledger COA : charge of Account Journal Holding Fixed Asset Financial Management 4 Labor Costing Module 5 Account Payable Module IP uses ORACLE for account payable 6 Human Resources Module Planning Establishment Training Payroll At the moment IP uses own program for Human Resources System IP is still developing Human Recourses system and use ORACLE ファイナルレポート 3-64

12 (5) 教育訓練 1) Indonesia Power/PJB の教育訓練は全体的に見た場合 下記の教育 訓練を行っている < Indonesian Power > 1 DIKLAT PENGADAAN 2DIKLAT PEMBINAAN 3DIKLAT PENGEMBANGAN 4DIKLAT PELEPASAN 5Certification / New Module (New standard program) - Recruitment Training Basic Course for Freshmen - Skill / Knowledge up Training Middle Course for some level and / or task staff - Developing Training Advanced Course for promotion or rotation staff - Retirement Training Mental spirit training Enterprise training for pre-retired person - Examination for operators and maintenance staff Module 0-General Module 1-for Auxiliary Equipment Module 2-for Boiler System Equipment Module 3-for Turbine/Generation Equipment Module 4-for Efficiency Operation < PJB > 1 Full Package Education and Training for PLTU, PLTGU, and PLTG -From Basic Course to Full standard for operators and maintenance staff. 2Refreshment Training -Middle Course of rotation staff 3 Certification / New Module (New standard program) -Examination for operators and maintenance staff Module 0-General Module 1-for Auxiliary Equipment Module 2-for Boiler System Equipment Module 3-for Turbine/Generation Equipment Module 4-for Efficiency Operation 2) PLN Suralaya Unit では Indonesia Power/PJB の運転員及び保全員に対し 下記の教育 訓練を行っている 1 On-Site Simulator Training for PLTU (Coal-Fired, 400 MW 600 MW) -CRT based PLTU Simulator -Panel based PLTU Simulator -Panel based Ancillary PLTU Simulator -Generator operation Simulator etc ファイナルレポート

13 2 Generator unit Operation Training -Boiler & Turbine Operation for PLTU -HRSG & Turbine Operation for PLTU -Logic & Sequence for Operator -Basic Training (Level 1, 2, 3) for PLTU Boiler Operation Turbine Operation -Basic Training (Level 1, 2, 3) for PLTG and PLTGU -Generator Operation Analysis 3Generator unit Maintenance Training -General Maintenance for PLTU etc. -Machine Maintenance for PLTU (Level 2, 3, 4) -Electric Maintenance for PLTU (Level 2, 3, 4) -Instrument and Control Maintenance for PLTU (Level 2, 3, 4) -Balancing & Alignment -Vibration Analysis -3 Phase Electric Motor -Water Treatment etc. 3) その他の教育 訓練は講義 討論等と現場での模擬訓練や OJT との組合せによって 実施されている PLN Suralaya Training Center には 5 人の Senior Instructors がいるが その内 3 人が 2006 年に退職する予定で 後継者選びに非常に困っている状態にある PLN としては早急に後継者を選出する必要が有り また Instructor の育成も非常に重要である 通常のユニット起動 停止 ならびに ユニットのトラブルシューティング の運転員のスキル向上を図るにはトレーニング用シミュレータが一番効果的であるが PLTU( 石炭火力 400 MW, 600 MW) 用シミュレータしかないため PLTGU 用のシミュレータも必要と考える 今後 Indonesia Power/PJB の火力発電所が信頼性をより高め 維持していくためには 現行の新人社員教育の改善が必要である 事故 トラブル等で得た教訓の風化防止 類似事故再発防止とスキル伝承 Indonesia Power/PJB の本社での恒例化した教育として取り組むことも非常に大切である 維持管理状況 (1) 定期点検工事の実施状況 ジャワ バリ地域における発電所の定期点検スケジュールの全体調整は P3B が行っている ファイナルレポート 3-66

14 定期点検工程 インターバルは機器製造会社の推奨に基づき 各発電所で策定している 標準定期検査期間 インターバル及び 2003 年 年の過去 3 年間の定期点検工事の実績を Table に示す 取替機器 予備品及び部品等の調達遅れにより 定期点検工事の工期延長や所定工期内での修理不能になっているものが見受けられる 定期点検工事中の 品質管理は発電所 / メンテナンスチーム (UBHAR/UHAR) が一緒になって行っているが 取り替え部品が品質の悪い部品を使ったりしているため 営業運転に入ると 機器の損傷 トラブルが頻繁に発生している 設備の劣化が発生している また 必ずしも機能を十分に発揮していない装置や容量不足の装置がある これらの不良機器については 既に取り替え部品は発注されているが 調達部門の遅れで入荷せず 修理できないでいるということだ (2) 2006 年の各ユニットタイプ別の定期点検工事の計画と実績 Table に Indonesia Power および PJB の定期点検工事の計画と実績を示す - 資材調達遅れによる修理不足及びプラント劣化は IP/PJB 共通の問題であり 全社的に緊急な改善が必要である - 定期点検工事をより安全に そして設備の高稼働の確保を図るためにも 定期点検工事の工期短縮策を講じることも大切である - 今後 発電設備の経年劣化による機器の損傷が増大することが予想されるので 検査漏れを防ぐためにも 現行の定期点検時の検査体制を再構築することが非常に重要である また 日常の保全の取り組みも改善する必要がある 3-67 ファイナルレポート

15 P/S Suralaya (IP) Tanjung Priok (IP) Muara Karang (PJB) Muara Tawar (PJB) Tambak Lorok (IP) Perak (IP) Grati (IP) Table (1) Scheduled Maintenance / Inspection Standard Type / Interval / Period Records of Scheduled Maintenance/Inspection for 2003, 2004 and 2005 by Unit Type Unit No. Standard Plan Actual Standard Plan Actual Standard Plan Actual Type (days) (days) Type (days) (days) Type (days) (days) 8,000 8,000 8,000 8,000 TU-1 None SI ME ~10,000 (H) ~10,000 (H) ~10,000 (H) ~10,000 (H) TU-2 None SE SI TU-3 ME SI None TU-4 SE SI None 0 Simple Mean Simple Serious TU-5 ME None SI None (28 days) (30 days) (28 days) (60 days) TU-6 SI None TU-7 SI None SE (GT) GT-1.1 B B C ,000 (H) 6,000 (H) 6,000 (H) 6,000 (H) GT-1.1 C GT-1.2 B C B Type A Type B Type A Type C GT-1.3 B 10 8 B B (7 d) (14 d) (7 d) (45 d) GT-1.3 C (ST) ST-1.0 MI None None 8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) GT-2.1 C B C GT-2.2 B B B Simple Mean Simple Serious GT-2.3 None B C (28 d) (30 d) (28 d) (45 d) ST-2.0 None None None (GT) GT-1.1 MI 45 CI CI ,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) GT-1.2 MI 45 MI CI GT-1.3 MI 45 MI CI CI HGPI CI MI ST-1.0 ME 30 SE 45 - SE (10 d) (30 d) (10 d) (45 d) TU-1 SI 18 None ME (ST) TU-2 ME 40 SE (SE) 8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) TU-3 SE 45 SE (ME) ME TU-4 SE 45 SI - - ME Simple Mean Simple Serious TU-5 SI 21 ME SE (18 d) (30 d) (18 d) (45 d) - (GT) GT-1.1 Rep. HP 140 B C ,000 (H) 6,000 (H) 6,000 (H) 6,000 (H) GT-1.1 A 7 A 7 12 A 7 21 GT-1.2 B 21 B C Type A Type B Type A Type C GT-1.2 A 7 A 7 40 (MO) A 7 7 (7 d) (14 d) (7 d) (45 d) GT-1.3 A 7 B C 45 - MO: Major Overhaul GT-1.3 Gene. 46 None A 7 7 (ST) ST-1.4 ME 30 SI - - SI - - 8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) GT-2.1 C 100 C A 7 17 GT-2.1 B Simple Mean Simple Serious GT-2.2 Rep. HP 408 C A 7 19 (21 d) (30 d) (21 d) (45 d) GT-2.2 B 11 (GT) GT-1.1 CI 10 9 HGPI None 6,000 6,000 6,000 6,000 GT-1.2 CI HGPI None GT-1.3 MI CI HGPI CI HGPI CI MI ST-1.0 SI SI SE (7 d) (28 d) (7 d) (50 d) GT-2.1 HGPI CI MI (ST) GT-2.2 HGPI CI MI ,000 8,000 8,000 8,000 GT-2.3 MI HGPI None ~10,000 (H) ~10,000 (H) ~10,000 (H) ~10,000 (H) ST-2.0 SE SI TU-1 SI ME Simple Mean Simple Serious TU-2 ME SI (28 d) (30 d) (28 d) (45 d) TU-3 SI ME (GT) TU-3 SI None ME ,000*CDF (H) 8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) TU-4 SE None SI SI(21 d) ME30 d) SI(21 d) SE(45 d) - (GT) GT-1.1 TI None CI ,000*CDF (H) 8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) GT-1.2 TI None CI 11 9 GT-1.3 CI TI CI CI(7 d) HGPI(28 d) CI(7 d) MI(45 d) ST-1.0 None TI: Turbine Inspection: HGPI GT-2.1 FYI None TI FYI: First year Inspection GT-2.2 FYI None None (ST) GT-2.3 FYI 14 8 None None 8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) Simple Mean Simple Serious - (18 d) (30 d) (18 d) (45 d) - ファイナルレポート 3-68

16 + P/S Gresik (PJB) Paiton (PJB) Pesanggaran (IP) Gilimanuk (IP) Pemaron (IP) Table (2) Scheduled Maintenance / Inspection Standard Type / Interval / Period Records of Scheduled Maintenance/Inspection for 2003, 2004 and 2005 by Unit Type Unit No. Standard Plan Actual Standard Plan Actual Standard Plan Actual Type (days) (days) Type (days) (days) Type (days) (days) (GT) GT-1.1 MI 45 CI TI ,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) GT-1.2 TI 25 CI 10 9 MI GT-1.3 TI 25 CI MI CI(10 d) HPGI(30 d) CI(10 d) MI(45 d) ST-1.0 SE 45 SI SE 45 - GT-2.1 TI 25 TI MI TI: Turbine Inspection: HRSG GT-2.1 CI GT-2.2 MI 45 CI 10 9 TI (ST) GT CI ,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) GT-2.3 CI 10 CI MI GT-2.3 TI 25 MI MI None 0 Simple Mean Simple Serious ST-2.0 SE 45 SI 18 - SE 45 - (18 d) (30 d) (18 d) (45 d) GT-3.1 CI 10 TI CI GT-3.2 CI+Co. 30 MI CI 10 8 GT-3.3 CI+Co. 30 MI CI ST-3.0 ME 30 ME SI TU-1 SI 16 SE 45 - SE TU-2 ME 30 ME SI TU-3 SI 18 ME SE+Granti TU-4 ME 30 SI SE+Granti GT-1 CI HGPI GT HGPI (ST) TU-1 ME 42 ME SI ,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) TU-1 None SE TU-2 SE 57 SI ME 42-0 Simple (26 d) Mean (42 d) Simple (26 d) Serious (57 d) - (GT: Alstom; GT-1, GE; GT-2) GT-1 MI HGPI CI 9 5 4,000 (H) 4,000 (H) 4,000 (H) 4,000 (H) GT-1 CI 9 9 GT-2 CI 9 4 CI 9 6 MI CI(7 d) HGPI(28 d) CI(7 d) MI(45 d) GT-2 HGPI (GT: WH; GT-3,4) GT-3 HGPI CI 9 6 None 6,000 (H) 6,000 (H) 6,000 (H) 6,000 (H) GT-3 GT-4 CI HGPI None 0 CI(7 d) HGPI(28 d) CI(7 d) MI(45 d) GT-4 CI 9 9 (GT) GT-1 A 15 9 A 9 10 B ,000 (H) 6,000 (H) 6,000 (H) 6,000 (H) GT-1 C None A 7 7 GT-1 C Type A (7 d) Type B (14 d) Type A (7 d) Type C(45 d) - (GT) GT-1 None None CI ,000 (H) 4,000 (H) 4,000 (H) 4,000 (H) GT-2 None None None - 0 CI (7 d) HGPI (28 d) CI (7 d) MI(45 d) ファイナルレポート

17 Table Plans/Actual of Scheduled Maintenance/Inspection for 2006 by Unit Type (as of July 2006) < Indonesia Power > Power Station Suralaya Tanjung Priok Perak Grati unit unit Standard Plan Actual Power Station Standard Plan Actual No. No. Type (days) (days) Type (days) (days) Tu-1 None GT-1.1 MI Tu-2 None GT-1.2 HGPI Tu-3 ME GT-1.3 None Tu-4 ME ST-1.0 SI 21 Tu-5 SE GT-2.1 CI 8 5 Tu-6 ME 30 Tambak Lorok GT-2.2 MI Tu-7 SI+ 30 GT-2.3 MI 51 In progress GT-1.1 B ST-2.0 SE 51 GT-1.2 B Tu-1 SI 28 GT-1.2 C 45 Tu-2 SE 51 GT-1.3 B Tu-3 SI+ 76 ST-1.0 None Gilimanuk GT-1 A 9 9 GT-2.1 B 14 9 GT-1 B 14 GT-2.2 C 45 Pemaron GT-1 CI GT-2.3 B 14 GT-2 MI ST-2.0 MI 42 GT-2 CI 14 Tu-3 SI+Re 60 Pesanggaran GT-1 None Tu-4 ME+Reh 60 GT-2 CI 14 6 GT-1.1 None GT-3 MI GT-1.2 MI GT-4 MI GT-1.3 MI 41 ST-1.0 MI GT-2.1 None GT-2.2 TI GT-2.3 TI < PJB > Power Station Muara Karang Muara Tawar Paiton unit unit Standard Plan Actual Power Station Standard Plan Actual No. No. Type (days) (days) Type (days) (days) Tu-1 SE 60 Tu-1 SI Tu-2 ME 45 In progress Tu-2 SE 45 In progress Tu-3 SE Tu-3 SE+Grant Tu-4 SE 60 Tu-3 SI 18 Tu-5 ME Tu-4 SI 18 Tu-5 SE 60 GT-1 None GT-1.1 HGPI 30 GT-2 CI GT-1.2 CI 14 GT-1.1 CI 10 9 GT-1.3 CI 14 GT-1.1 MI+RI 45 ST-1.0 SI 18 GT-1.2 CI GT-1.1 B Gresik GT-1.2 TI 25 GT-1.1 A 8 GT-1.3 CI 10 GT-1.2 B ST-1.0 SE 45 GT-1.2 A 8 GT-2.1 CI GT-1.3 C GT-2.2 MI+RI 45 GT-1.3 A 8 8 GT-2.3 MI+RI GT-1.3 B 21 ST-2.0 SE ST-1.4 SE GT-3.1 MI GT-2.1 A 8 9 GT-3.2 TI GT-2.1 C 45 GT-3.3 TI GT-2.2 A 8 9 GT-3.0 SE 45 GT-2.2 C 45 Tu-1 None Tu-2 SE Sources : INDONESIA POWER & PJB data ファイナルレポート 3-70

18 (3) 工事計画の管理 Indonesia Power/PJB は下表の会議を通じて 中期 5 ヶ年工事計画や負荷バランスを考慮 した予防 / 予知 / 事後保全の実施状況と新規工事計画の確認を行っている Items Internal Meetings at Power Station Main Agenda 1 - Yearly Meeting (Develop 5 year Plan by Unit) - Planned Outage Scheduling Rehabilitation, Major Modification, Re-powering, and Scheduled Inspection Plan etc Quarterly Meeting (Develop Plan of the year) - Monthly Meeting (Develop Plan of the Quarter) - Weekly Meeting (Develop Plan of the Week) - Daily Meeting (Develop Plan of the Day) - Yearly Preventive Maintenance & Predictive Maintenance & Load Balancing - Yearly Maintenance Budget - Detail Planning & Scheduling of individual Outages - First Line Maintenance work orders Load Balancing - Monthly Schedule & Load Balancing - For coal - Work outside Outages - not urgent(required after 7 days) Preventive Maintenance Corrective Maintenance - Work outside Outages - urgent(required in less than 7 days) Preventive Maintenance Corrective Maintenance 的確なトラブルシューティングを行うためにも 事故実績データを蓄積 整備しインターナルミーティングを通じて検討し 発電所の設備面 / 運用面の懸案事項の解消に努める事が重要である 3-71 ファイナルレポート

19 (4) 発電所間の情報の共有化 Indonesia Power/PJB は下表の会議を通じて 運転維持に係る情報の共有化を図っている 発電所間の情報連絡会議 Items PJB Indonesia power 1 Coordination Meeting Attendance Frequency Main Agenda -Deputy Manager -Every 3 months -Performance Report -Condition of power station -GM or DGM - ditto - - ditto - 2 Operation & Maintenance Meeting Attendance Frequency Main Agenda None Internal Meeting =Daily meeting -GM or DGM -Every 2 months -Information Exchange 3 Technical Forum Attendance Frequency Main Agenda -DM & Supervisor -Every 6 months -Problem & Solution -Manager -Every year -ditto- 4 Working Group Meeting New Information Sharing Meeting Attendance Frequency Main Agenda -Start from Specialist -Every 6 months -Good Practice Information Sharing None Internal Meeting =Weekly meeting Supervisor または Specialist レベルで 発電所の安全 安定運転に役立つ情報 1 重大災害防止 2 電力供給支障事故防止等の全職能の課題について定期的に情報交換会議を行い 全体のスパイラルアップを図ることが非常に重要である ファイナルレポート 3-72

20 運転 維持管理体制 (1) Indonesia Power/PJB の発電所の組織 以下に Indonesia Power と PJB の発電所の代表的な組織図を示す Indonesia Power の発電所の組織図 GENERAL MANAGER AUDITOR SPESIALIS OPERASI DAN NIAGA PEMELIHARAAN ENJINIRING MANAJER LOGISTIK SISTEM DAN SDM KEUANGAN HUMA Source : INDONESIA POWER data (T.PRIOK) PJB の発電所の組織図 MANAGER AUDITOR ENJINIRING OPERASI PEMELIHARAAN KIMIA DAN LK 3 KEUANGAN SUMBERDAYA MANUSIA UMUM Source : PJB data (M. KARANG) Indonesia Power/PJB の運転 維持管理に係る組織の構成は同じである (2) 発電所における日常の維持管理体制 Table の通り Indonesia Power は Maintenance System Based on Location of Facilities であり PJB は Maintenance System Based on Category of Maintenance Method である したがって IP/PJB は異なった体制で維持管理を行っている < 経年設備が有する劣化トラブルへの対応 > 今後 発電設備の経年劣化による想定外トラブルの増加が予想されることから Indonesia Power/PJB 共 設備の信頼性維持の観点から日常における設備保全の取り組み方法の見直しを検討することが非常に重要である 3-73 ファイナルレポート

21 例えば 設備密着型保全の強化策として 1 設備全体の劣化調査を中心とした点検活動 2 自所の現場設備を熟知した保修課員の目による点検 3 設備劣化防止対策として 新規専用診断ツールの採用の検討 Indonesia Power (IP) Table System for Maintenance Division at Power Station Duty Main Task (Deputy General Manager) Manager Machine Maintenance Turbine Maintenance Supervisor Senior Boiler Maintenance Control Maintenance Supervisor Electric Maintenance Pump & Compr. Maintenance Technician Senior Fan & Mill Maintenance etc. Technician Senior ( ):Only Suralaya Maintenance System Based on Location of Facilities PJB Deputy Manager Specialist Supervisor Technician Senior Technician Junior Corrective & Emergency Maintenance Predictive Maintenance Preventive Maintenance Maintenance System Based on Category of Maintenance Method IP は Maintenance System Based on Location of Facilities を採用しており PJB は Maintenance System Based on Category of Maintenance Method を採用している 今後は 発電設備の経年劣化が進展すると予想されるので IP の設備密着型の保全体制の強化と PJB に対しては設備密着型の保全体制への移行を提言する ファイナルレポート 3-74

22 (3) Scheduled Maintenance/Inspection に係る発電所側とメンテナンス事業部 (UBHAR/UHAR) との役割分担 Table 3.2-9, Table の通り Indonesia Power/PJB は Scheduled Inspection Work と Scheduled Special Order Maintenance Work におけるメンテナンス事業本部 (UBHAR/ UHAR) の支援内容が異なっている Indonesia Power の UBHAR/UHAR : ボイラー タービン 発電機等の主機設備を担当 PJB の UBHAR/UHAR : 主機 補機 共用設備等の全設備を担当 < 定期点検工事の品質管理システムの役割分担の見直し > Scheduled inspection work の Quality Control は発電所とメンテナンス事業部 (UBHAR/ UHAR) が一緒になって実施しているが 不適切なメンテナンスに起因する不具合が多発している現状と今後の発電設備の経年劣化による想定外トラブルを考えると ユーザー側の発電所がリーダーシップの役割を発揮した品質管理体制の構築を推奨する Table Sharing of Role between Maintenance Department of the Power Station and Maintenance Business Unit (UBHAR/UHAR) Category of Maintenance 1. Corrective Maintenance & Emergency work for PLTU, PLTGU and PLTG e.g. 1 Unscheduled maintenance work (Fire accident or Trouble) 2 Maintenance work against malfunctions of facilities in operating division 2. Predictive Maintenance for PLTU, PLTGU and PLTG e.g. 1 Condition-based maintenance should be carried out on the low priority facilities Pump/Motor/Fan/Compressor, etc. 3. Preventive Maintenance for PLTU, PLTGU and PLTG e.g. 1 Daily maintenance work 2 Planning maintenance 3 Scheduled inspection work 4 Scheduled special order maintenance work :Responsible Task Indonesia Power PJB Power Station UBHAR Power Station UBHAR Major Accident or Trouble Major Accident or Trouble Auxiliary Ancillary Quality control Unit start-up Main Facility Quality control Quality control Unit start-up Main Facility Auxiliary Ancillary Quality control Remarks; UBHAR ; Maintenance Business Unit 定期点検工事において IP の UBHAR/UHAR は主機設備を担当 PJB の UBHAR/UHAR は主機 補機 共用設備等の全設備を担当している 3-75 ファイナルレポート

23 Table Support System in UBHAR for Scheduled Maintenance/Inspection work < Indonesia Power > - UBHAR Head-office in Jakarta city carries out two services as follows UBHAR Internal Service for Indonesian Power s Power station External Service for another IPP/companies -UBHAR Teams are dispatched to 5 units to support maintenance areas of each thermal power station in JAVA-BALI Region Suralaya Area,T. Priok Area,Perak-Grati Area and Bali Area, Semarang Area -Each UBHAR Area Team carries out coordinating Scheduled Inspection works and Special Order Maintenance works -UBHAR Head-office dispatches 1 or 2 persons (Expert persons) in order to support Quality Control for UBHAR Area Team during Scheduled Inspection work which are Serious (Major), Mean and Simple Inspection <PJB> - UBHAR Head-office at Gresik carries out the internal service only for PJB s power station - Every thermal power station in PJB has unit support maintenance as subordinate of UBHAR They works for Scheduled Inspection Work and Special Order Maintenance Work - UBHAR Head-office dispatches 2 persons (Specialist, Supervisor) in order to support Quality Control of UBHAR at power station during Scheduled Inspection works which are Serious (Major), Mean and Simple Inspection (4) 運転員と保全員の定期的人事交流の実態 新入社員は最初の配属が決まると その職から変わることはまれであるように見える 全体のスキルアップを図るためには 運転員と保全員を定期的に配置させることが非常に大切である また 発電所の保全員の Skill Up を考えるとメンテナンス事業部との人事交流を定期的に行うべきと考える ファイナルレポート 3-76

24 Table (1) Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 at Each Unit Type PLTU Unit Suralaya P/S Paiton P/S Muara Karang P/S Gresik P/S Tambak Lorok P/S Perak P/S Base Load Unit Base Load Unit Base Load Unit Base Load Unit Base Load Unit Base Load Unit Coal Fired Coal Fired MFO/HSD/NG Fired MFO/NG Fired MFO Fired MFO Fired 4x400MW + 3x600MW 2 x 400 MW 3x100MW + 2x200MW 2x100MW + 2x200MW 2x50MW + 1x200MW 2 x 50MW Trouble Items Times (%) Hours Times (%) Hours Times (%) Hours Times (%) Hours Times (%) Hours Times (%) Hours Times (%) Hours 1 Instrumentation and Control 42 (9.2) (38.7) (45.6) 1, (41.7) (37.0) (14.7) (40.4) 2, Turbine / Generator 14 (11.5) (25.8) (20.4) 1, (25.0) (17.4) (38.2) (20.3) 3, Boiler and Auxiliaries 34 (75.3) 1, (35.5) (19.8) 1, (30.4) (47.1) 6, (27.5) 11, Cable/Relay Trouble 3 (1.9) (33.3) (13.0) (3.3) Inverter Trouble 2 (1.2) (0.5) Transformer Trouble 2 (1.2) (0.5) System Fault or Irregular Frequency 10 (3.1) (3.1) (2.2) (4.1) Others 2 (0.9) (6.8) (3.3) (100) 2, (100) (100) 5, (100) (100) 1, (100) 7, (100) 17, (Reference Attachment Sheets) - Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 (~ Nov.) at Paiton and Suralaya P/S Remarks - Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 (~ Dec.) at Muara Karang P/S - Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 (~ Oct.) at Gresik P/S - Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 (~ Oct.) at Tambak Lorok P/S - Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 (~ May) at Perak P/S Source : Indonesia Power, PJB data 3-77 ファイナルレポート

25 Table (2) Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 at Each Unit Type PLTG Unit Muara Tawar P/S Grati P/S Pesanggaran P/S Gilimanuk P/S Pemaran P/S Peak Load Unit Peak Load Unit Peak Load Unit Base Load Unit Peak Load Unit HSD Fired HSD Fired HSD Fired HSD Fired HSD Fired 2 x 140 GT 3 x 100.8GT 1x x20 + 2x42 1 x 133.8GT 2 x 48.8GT Trouble Items Times (%) Hours Times (%) Hours Times (%) Hours Times (%) Hours Times (%) Hours Times (%) Hours 1 Instrumentation and Control 21 (48.8) (70.9) (11.4) (20.0) (52.4) (50.0) 1, Turbine / Generator 15 (34.9) (22.8) (68.6) (40.0) (33.3) (36.2) 1, Cable / Relay Trouble 2 (5.7) (20.0) (14.3) (3.7) Electrical Fault 5 (6.3) (2.7) System Fault or Irregular Frequency 1 (2.3) (11.4) (20.0) (3.7) Derating 6 (14.0) (3.2) Others 1 (2.9) (0.5) (100) 1, (100) 1, (100) (100) (100) (100) 2, (Reference Attachment Sheets) - Summary of Forced Outage for 2004 and 2005 (~ Oct.) at Muara Tawar P/S Remarks - Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 (~ Dec.) at Grati P/S - Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 (~ Oct.) at Pesanggaran P/S, Gilimanuk P/S and Pemaran P/S Source : Indonesia Power, PJB data ファイナルレポート 3-78

26 Table (3) Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 at Each Unit Type PLTGU Unit Tanjung Priok P/S Gresik P/S Muara Karang P/S Peak Load Unit Peak Load Unit Peak Load Unit HSD/NG Fired HSD/NG Fired NG Fired 3x130GT + 1x200ST 3x130GT + 1x200ST 3x112.5GT + 1x188.9ST 3x112.5GT + 1x188.9ST 3x112.5GT + 1x188.9ST 3x107.8GT + 1x185ST Trouble Items Times (%) Hours Times (%) Hours Times (%) Hours Times (%) Hours Times (%) Hours Times (%) Hours 1 Instrumentation and Control 25 (45.5) (21.6) (30.6) (19.0) (37.5) (50.9) Turbine / Generator 15 (27.3) (52.9) (10.2) (12.7) (5.3) (22.3) 1, HRSG and Auxiliaries 19 (38.8) (47.6) (30.4) (2.7) Relay Trouble 12 (10.7) kV Bus Trouble 5 (10.2) (1.6) (3.6) UPS System Trouble 1 (2.0) (3.2) Electrical Trouble 8 System Fault or Irregular Frequency 13 (23.6) (25.5) (8.2) (14.3) (17.9) (8.9) Derating 10 Others 2 (3.6) (1.6) (5.3) (4.5) (100) (100) (100) (100) (100) (100) 2, (Reference Attachment Sheets) - Summary of Forced Outage for 2004 and 2005 (~ Sep.) at Tanjung Priok P/S Remarks - Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 (~ Dec.) at Gresik P/S - Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 (~ Dec.) at Muara Karang P/S Source : Indonesia Power, PJB data 3-79 ファイナルレポート

27 Table (4) Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 at Each Unit Type PLTGU Unit Muara Tawar P/S Grati P/S Tambak Lorok P/S Peak Load Unit Peak Load Unit Peak Load Unit HSD Fired HSD Fired HSD Fired 3x140GT + 1x220ST 3x100.8GT ST 3x109.7GT + 1x188ST 3x109.7GT + 1x188ST Trouble Items Times (%) Hours Times (%) Hours Times (%) Hours Times (%) Hours Times (%) Hours 1 Instrumentation and Control 55 (20.8) (45.5) (49.1) (52.6) (36.8) 3, Turbine / Generator 34 (12.8) (16.3) (16.1) (23.7) (17.9) 2, HRSG and Auxiliaries 3 (1.1) (3.0) (17.9) (13.2) (10.4) Relay Trouble 12 (1.2) kV Bus Trouble 8 (0.8) UPS System Trouble 3 (0.3) Electrical Trouble 2 (0.8) (5.3) (3.9) (1.1) System Fault or Irregular Frequency 13 (4.9) (0.5) (3.6) (7.4) Derating 152 (57.3) 15, (14.6) 15, Others 6 (2.3) (34.7) 1, (8.0) (6.6) (9.7) 2, (100) 17, (100) 2, (100) (100) ,041 (100) 26, (Reference Attachment Sheets) - Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 (~ Oct.) at Muara Tawar P/S Remarks - Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 (~ Dec.) at Grati P/S - Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 (~ Nov.) at Tambak Lorok P/S Source : Indonesia Power, PJB data ファイナルレポート 3-80

28 Table (1) Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 at Each Power Station Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 (~ Oct.) at Muara Tawar P/S No. of Unit Troubles (Times) Shutdown (Outage) Hours (Hours) PLTGU-Block 1 PLTG-Block 2 PLTGU-Block 1 PLTG-Block 2 Trouble Items GT1.1 GT1.2 GT1.3 ST1.4 GT2.1 GT2.2 GT1.1 GT1.2 GT1.3 ST1.4 GT2.1 GT Instrumentation and Control , ) Pulse Alarm Trouble ) Ignition Trouble ) Turbine/Bearing Temperature High ) Lubricant Oil Trouble ) Drum Level High/Low ) Others Turbine / Generator ) Turbine ) Genrator ) Auxiliaries HRSG and Auxiliaries ) HRSG ) Auxiliaries 4. Converter Trouble System Fault or Irregular Frequency ) System Trouble ) Frequency High/Low Derating , , ) By Trouble & Repair , , ) By Inspection , , Others , , , , Source : Indonesia Power, PJB Data 3-81 ファイナルレポート

29 Table (2) Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 at Each Power Station Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 (~ Oct.) at Gresik P/S Shutdown (Outage) Hours (Hours) PLTGU-Block 1 PLTGU-Block 2 PLTGU-Block 3 PLTU Trouble Items GT1.1 GT1.2 GT1.3 ST1 GT2.1 GT2.2 GT2.3 ST2 GT3.1 GT3.2 GT3.3 ST3 U-1 U-2 U-3 U-4 Instrumentation and Control ) Fuel Gas Supply Press. Trip ) MFT Trip ) Fire Alarm Trip ) Loss of Fuel Trip ) Loss of Flame Trip ) Others Turbine / Generator ) Turbine ) Auxiliaries ) Generator HRSG and Auxiliaries ) HRSG ) Auxiliaries Relay Trouble kV Bus Trouble UPS System Trouble System Fault or Irregular Frequency 1) System Trouble ) Frequency High/Low Others Source : Indonesia Power, PJB Data ファイナルレポート 3-82

30 Table (3) Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 at Eac h Power Station Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 (~ Oct.) at Gresik P/S Number of Unit Trouble (Times) PLTGU-Block 1 PLTGU-Block 2 PLTGU-Block 3 PLTU Trouble Items GT1.1 GT1.2 GT1.3 ST1 GT2.1 GT2.2 GT2.3 ST2 GT3.1 GT3.2 GT3.3 ST3 U-1 U-2 U-3 U-4 1. Instrumentation and Control ) Fuel Gas Supply Press. Trip ) MFT Trip ) Fire Alarm Trip ) Loss of Fuel Trip ) Loss of Flame Trip ) Others Turbine / Generator ) Turbine ) Auxiliaries ) Generator HRSG and Auxiliaries ) HRSG ) Auxiliaries Relay Trouble kV Bus Trouble UPS System Trouble System Fault or Irregular Frequency ) System Trouble ) Frequency High/Low Others Source : Indonesia Power, PJB Data 3-83 ファイナルレポート

31 Table (4) Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 at Each Power Station Number of Unit Trips (Times) Shutdown (Outage) Hours (Hours) PLTU: Suralaya Power Station PLTU: Paiton P/S PLTU: Suralaya Power Station PLTU: Paiton P/S Trouble Item Unit-1 Unit-2 Unit-3 Unit-4 Unit-5 Unit-6 Unit-7 Unit-1 Unit-2 Unit-1 Unit-2 Unit-3 Unit-4 Unit-5 Unit-6 Unit-7 Unit-1 Unit-2 1. Instrumentation and Control 1) Furnace Draft Pressure High/Low Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 at Suralaya and Paiton Power Stations ) Drum Level High/Low ) MFT Trip ) Mill Trip ) Others Turbine / Generator ) Turbine ) Auxiliaries ) Generator Boiler and Auxiliaries ) Boiler/Tube Leak ) Auxiliaries System Fault or Irregular Frequency ) System Trouble ) Frequency High/Low Others , Source : Indonesia Power, PJB Data ファイナルレポート 3-84

32 Table (5) Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 at Each Power Station Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 (~ May) at Perak P/S No. of Unit Troubles (Times) Shutdown (Outage) Hours (Hours) PLTU-Block 1 PLTU-Block 1 Trouble Items PLTU3 PLTU4 PLTU3 PLTU4 1. Instrumentation and Control ) Flame Out Trip ) Drum Level High/Low 3) MTF Trip 4) Control Valve Trouble ) Others Turbine / Generator ) Turbine ) Auxiliaries ) Genrator Boiler and Auxiliaries , , ) Boiler / Tube Leak , , , , ) Boiler Casing / Burner Trouble ) Auxiliaries System Fault or Irregular Frequency 1) System Trouble 2) Frequency High/Low 5 Others , , , , Source : Indonesia Power, PJB Data 3-85 ファイナルレポート

33 Table (6) Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 at Each Power Station Summary of Forced Outage for 2004 and 2005 (~ Sep.) at Tanjung Priok P/S Number of Unit Troubles (Times) Shutdown (Outage) Hours (Hours) PLTGU-Block 1 PLTGU-Block 2 PLTGU-Block 1 PLTGU-Block 2 Trouble Items GT1.1 GT1.2 GT1.3 ST1.4 GT2.1 GT2.2 GT2.3 ST2.4 GT1.1 GT1.2 GT1.3 ST1.4 GT2.1 GT2.2 GT2.3 ST2.4 Instrumentation and Control 1) 2) Fuel Gas Control Trouble Control Valve Trouble ) Flame Out Trip ) MFT Trip ) Vacuum Low ) Fire Alarm Trip ) Others Turbine / Generator ) Turbine ) Auxiliaries ) Generator System Fault or Irregular Frequency 1) System Trouble ) Frequency High/Low Others Source : Indonesia Power, PJB Data ファイナルレポート 3-86

34 Table (7) Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 at Each Power Station Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 (~Dec.) at Muara Karang P/S No. of Unit Troubles (Times) Shutdown (Outage) Hours (Hours) PLTGU-Block 1 PLTGU-Block 1 Trouble Items GT1.1 GT1.2 GT1.3 ST1.0 GT1.1 GT1.2 GT1.3 ST Instrumentation and Control ) Fuel Gas Supply Trip ) Gas Supply Pressure Low ) Flame Out Trip ) Fire Alarm Trip ) Exhaust Temperature High ) Ignition Trouble ) Control Valve Trouble ) Loss of Excitation ) Vacuum Low )Others Turbine / Generator , , ) Turbine ) Auxiliaries ) Generator HRSG and Auxiliaries ) HRSG 2) Auxiliaries System Fault or Irregular Frequency ) System Trouble ) Frequency High/Low Relay Trouble ) Relay Trouble Others , , , Source : Indonesia Power, PJB Data 3-87 ファイナルレポート