REPUBLIC OF THE PHILIPPINES · 2006. 12. 26. · PLTA: Hydro power station FOH(L): Forced Outage...

インドネシア国ジャワ・バリ地域発電設備運用改善計画調査

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 3.2.1. 火力発電所 3.2.1.1. 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 3.2-1 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 3.2-1 Daily Load Curve in Java-Bali regions (22 August, 2006)

ファイナルレポート 3 - 54


3.2.1.2. 運転実績 Figure 3.2-2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 3.2-2 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 Java-East 72.9% PLTGU＋PLTG

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


LT

U

U+P

S (P

LT

G

g Pr

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Tan

jun

LT

G)

uk P

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Gili

ma

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+P)

2003

2004

2005

2003

2004

2005

SH-

95.5

89.3

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.970

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POH

-3.

98.

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MO

H-

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MO

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(D)

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40.

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100

100

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LT

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LT

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2003

2004

2005

2003

2004

2005

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.490

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SH31

.456

.667

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H7.

85.

5-

POH

47.2

20.6

15.0

MO

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21.

0-

MO

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.64.

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)1.

12.

1-

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1.2

1.6

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FOH

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0.0

0.0

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--

RSH

1.6

1.2

-R

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.57.

511

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100

100

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tal

100

100

100

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0320

0420

0520

0320

0420

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-84

.480

.7SH

40.6

46.5

58.1

POH

-0

10.1

POH

24.5

12.4

3.4

MO

H-

6.5

4.8

MO

H1

0.8

1.6

FOH

(D)

-4.

43.

0FO

H (D

)0.

20.

20.

2FO

H(L

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00.

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H(L

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--

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-4.

70.

7R

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.740

36.7

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l-

100

100

Tota

l10

010

010

0

Paito

n P/

S (P

LT

U)

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S (P

LT

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+PL

TG

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2003

2004

2005

2003

2004

2005

SH83

.788

75.7

SH-

31.1

50.9

POH

10.2

7.3

16.8

POH

-2.

21.

2M

OH

3.3

1.0

4.9

MO

H-

6.7

1.9

FOH

(D)

0.7

2.3

2.6

FOH

(D)

-1.

71.

7FO

H(L

)-

--

FOH

(L)

--

-R

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11.

50

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-58

.344

.3To

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100

100

100

Tota

l-

100

100

Gre

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P/S

(PL

TG

U +

PL

TG

+ P

LT

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Sudi

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P/S

(PL

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)20

0320

0420

0520

0320

0420

05SH

71.7

73.1

73.9

SH34

.136

.839

POH

5.5

5.4

7.9

POH

2.4

1.8

2.3

MO

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31.

10.

8M

OH

--

-FO

H (D

)1.

10.

90.

7FO

H (D

)0

0.1

0FO

H(L

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--

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(L)

--

-R

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.419

.516

.6R

SH63

.561

.358

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100

100

100

Tota

l10

010

010

0

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bak

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LT

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ran

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2003

2004

2005

2003

2004

2005

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.372

.773

.9SH

-30

.438

.4PO

H12

.85.

98.

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3.7

5.5

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30.

50.

4M

OH

-0.

13.

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H (D

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51.

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H (D

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0.1

0.4

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0.0

0.0

0.0

FOH

(L)

-0.

10

RSH

16.6

20.4

15.6

RSH

-65

.852

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tal

100

100

100

Tota

l-

100

100

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LT

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2003

2004

2005

2003

2004

2005

2003

2004

2005

2003

2004

2005

SH-

-28

.7SH

1821

.828

.2SH

85.1

8071

.7SH

POH

--

22.9

POH

4.6

3.3

3.7

POH

8.1

7.3

15.9

POH

MO

H-

-5.

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OH

12.5

2.2

7M

OH

4.2

7.8

9.3

MO

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H (D

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-0.

2FO

H (D

)0.

10.

10.

2FO

H (D

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54.

52.

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-0

FOH

(L)

--

-FO

H(L

)-

--

FOH

(L)

RSH

--

42.6

RSH

64.8

72.7

60.9

RSH

0.1

0.4

0.1

RSH

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l-

-10

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100

100

100

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2003

2004

2005

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2003

2004

2005

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HM

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2003

2004

2005

SHPO

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2003

2004

2005

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FOH

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2003

2004

2005

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HM

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FOH

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RSH

Tam

bak

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0%20

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%60

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2003

2004

2005

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%60

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2003

2004

2005

SHPO

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(D)

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(L)

RSH

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laya

P/S

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%60

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2003

2004

2005

SHPO

HM

OH

FOH

(D)

FOH

(L)

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Mua

ra K

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g P/

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%40

%60

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0%

2003

2004

2005

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HM

OH

FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

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ngga

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0%20

%40

%60

%80

%10

0%

2003

2004

2005

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FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

Gili

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0%20

%40

%60

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2003

2004

2005

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(D)

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0%20

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2003

2004

2005

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(D)

FOH

(L)

RSH

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0%

2003

2004

2005

SHPO

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FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

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ling

P/S

0%20

%40

%60

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2003

2004

2005

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(D)

FOH

(L)

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ata

P/S

020

4060

8010

0

2003

2004

2005

SHPO

HM

OH

FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

Suta

mi P

/S

0%20

%40

%60

%80

%10

0%

2003

2004

2005

RSH

FOH

(L)

FOH

(D)

MO

HPO

HSH

Fig

ure

3.2-

2

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ual O

pera

tion

Perf

orm

ance

Rel

atin

g H

ours

(%) f

or O

bjec

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Pow

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tatio

ns



• 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。

3.2.1.3. 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 3.2-11、Table 3.2-12 を参照。



(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 3.2-2 Forced Outage (Hours) for Thermal Power Stations

Sources : INDONESIA POWER & PJB data

Type

Table 3.2-1 Forced Outage (Times) for Thermal Power Stations

105

150134

49 49

90

280

339

423434

538

647

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3

PLTU PLTG PLTGU Total

Type 2003 2004 2005 Total PLTU 105 150 134 389 PLTG 49 49 90 188

PLTGU 280 339 423 1,042 Total 434 538 647 1,619


Numbers of Forced Outages are too many and have been increasing in the past 3 years.

2,600

5,158

9,318

6781,239 1,010

10,168

8,426 8,115

13,446

14,823

18,443

-

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

2003 2004 2005

PLTU PLTG PLTGU Total

2003 2004 2005 Total PLTU 2,600 5,158 9,318 17,076 PLTG 678 1,239 1,010 2,927

PLTGU 10,168 8,426 8,115 26,709 Total 13,446 14,823 18,443 46,712

Forced Outage Hours are also too many and have been increasing in the past 3 years.

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）。



Table 3.2-3 Number of Forced Outages (Times) for PLTU

(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 3.2-4 Number of Forced Outages (Times) for PLTG


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

Causes of Forced Outage Code % TimesA: Instrumentation and Control A 40.4% 157B: Turbine/Generator B 20.3% 79C: Boiler and Auxiliaries C 27.5% 107D: Cable/Relay D 3.3% 3E: Inerter E 0.5% 2F: Transformer F 0.5%G: System Fault or Irregular Frequency G 4.1% 6H: Others H 3.3% 3

100.0% 389Total

1

211

40.4%

20.3%

27.5%

3.3%0.5% 0.5%

4.1% 3.3%

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

A B C D E F G H

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

Causes of Forced Outage Code % TimesA: Instrumentation and Control A 50.0% 94B: Turbine/Generator B 36.2% 68C: Cable/Relay C 3.7% 7D: Electrical Fault or Irregular Frequency D 2.7% 5E: System Fault or Irregular Frequency E 3.7% 7F: Derating F 3.2% 6G: Others G 0.5% 1

100.0%Total 188

50.0%

36.2%

3.7% 2.7% 3.7% 3.2%0.5%

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

A B C D E F G



Table 3.2-5 Number of Forced Outages (Times) for PLTGU


Dominant causes are: － I & C : 36.8% (e.g.) ・Exhaust Temperature High ・Flame Out Trip ・Ignition Trouble － Turbine & Generator: 17.9% ・Condenser Plugging

Causes of Forced Outage Code % TimesA: Instrumentation and Control A 36.8% 383B: Turbine/Generator B 17.9% 186C: HRSG and Auxiliaries C 10.4% 108D: Relay D 1.2% 12E: 6kV Bus E 0.8% 8F: UPS System F 0.3% 3G: Electrical G 1.1% 11H: System Fault or Irregular Frequency H 7.4% 77I: Derating I 14.6% 152J: Others J 9.7% 101

100.0% 1041Total

36.8%

17.9%

10.4%

1.2% 0.8% 0.3% 1.1%

7.4%

14.6%

9.7%

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

A B C D E F G H I J

・Starting Motor Trouble － HRSG & Auxiliaries: 10.4% (e.g.) ・Exhaust Dumper Trouble

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。



3.2.1.4. 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・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。

コントロー

ルルームの

運転監視

・ 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。

その他・ 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。



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.



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)



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 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

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。

※ At the moment IP uses own program for Human Resources System

IP is still developing Human Recourses system and use ORACLE



(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 － Recruitment Training Basic Course for Freshmen

②DIKLAT PEMBINAAN － Skill / Knowledge up Training Middle Course for some level and / or task staff

③DIKLAT PENGEMBANGAN － Developing Training Advanced Course for promotion or rotation staff

④DIKLAT PELEPASAN － Retirement Training Mental spirit training Enterprise training for

pre-retired person

⑤Certification / New Module － Examination for operators and maintenance staff (New standard program) ・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.



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 etc.

③Generator unit Maintenance Training －General Maintenance for PLTU －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。

3.2.1.5. 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。



・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－2005 年の過去 3 年間の定期点検工事

の実績を Table 3.2-6 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 3.2-7 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。



Table 3.2-6 (1) Records of Scheduled Maintenance/Inspection for 2003, 2004 and 2005 by Unit Type

Standard Plan Actual Standard Plan Actual Standard Plan ActualType (days) (days) Type (days) (days) Type (days) (days)

8,000 8,000 8,000 8,000 TU-1 None SI+ 30 30 ME+ 60 48 ~10,000 (H) ~10,000 (H) ~10,000 (H) ~10,000 (H) TU-2 None SE+ 60 63 SI+ 62 60

TU-3 ME 41 27 SI+ 41 40 NoneTU-4 SE 54 57 SI+ 40 29 None

0 TU-5 ME None SI-2 29 28 NoneTU-6 SI-1 28 37 NoneTU-7 SI-2 30 32 None SE 60 53

(GT) GT-1.1 B 14 18 B 10 11 C 45 29GT-1.1 C 52 98GT-1.2 B 15 11 C 45 59 B 10 12

0 GT-1.3 B 10 8 B 10 10 B 10 12GT-1.3 C 45 68

(ST) ST-1.0 MI 53 42 None NoneGT-2.1 C 63 45 B 63 56 C 45 50GT-2.2 B 13 10 B 10 11 B 10 9

0 GT-2.3 None B 10 10 C 71 116ST-2.0 None None None

(GT) GT-1.1 MI 45 CI 10 13 CI 10 10GT-1.2 MI 45 MI 45 55 CI 10 19GT-1.3 MI 45 MI 45 41 CI 10 10

0 ST-1.0 ME 30 SE 45 - SE 45 107TU-1 SI 18 - - - ME 30 45

(ST) TU-2 ME 40 SE 30 122 (SE)TU-3 SE 45 SE 30 52 (ME) ME+ 40 -TU-4 SE 45 SI - - ME 30 56

0 TU-5 SI 21 ME 30 45 SE 45 77-

(GT) GT-1.1 Rep. HP 140 B 21 21 C 45 74GT-1.1 A 7 A 7 12 A 7 21GT-1.2 B 21 B 21 21 C 45 58

0 GT-1.2 A 7 A 7 40 (MO) A 7 7GT-1.3 A 7 B 21 25 C 45 -

MO: Major Overhaul GT-1.3 Gene. 46 A 7 7(ST ) ST-1.4 ME 30 SI - - SI - -

GT-2.1 C 100 C 393 402 A 7 17GT-2.1 B 17 21

0 GT-2.2 Rep. HP 408 C 771 893 A 7 19GT-2.2 B 1

(GT) GT-1.1 CI 10 9 HGPI 30 27 NoneGT-1.2 CI+ 40 37 HGPI 30 25 NoneGT-1.3 MI 76 120 CI+ 50 45 HGPI 30 23

0 ST-1.0 SI 28 25 SI 28 25 SE 50 45GT-2.1 HGPI 30 48 CI 10 38 MI 80 80

(ST) GT-2.2 HGPI 30 27 CI 10 11 MI+ 50 458,000 8,000 8,000 8,000 GT-2.3 MI 50 47 HGPI 30 28 None

~10,000 (H) ~10,000 (H) ~10,000 (H) ~10,000 (H) ST-2.0 SE 55 56 SI 28 24TU-1 SI 28 28 ME 34 35

0 TU-2 ME 44 36 SI 29 29TU-3 SI 30 30 ME 33 39

(GT) TU-3 SI 31 30 None ME+ 35 61 8,000*CDF (H) TU-4 SE 92 60 None SI+ 30 39

-0 -(GT) GT-1.1 TI 29 26 None CI 11 9 8,000*CDF (H) GT-1.2 TI 29 28 None CI 11 9

GT-1.3 CI 14 14 TI 27 24 CI 11 90 ST-1.0

TI: Turbine Inspection: HGPI GT-2.1 FYI 14 10 None TI 26 32FYI: First year Inspection GT-2.2 FYI 14 11 None None

(ST ) GT-2.3 FYI 14 8 None None--

0 --(30 d) (18 d) (45 d)

8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H)

Simple Mean Simple Serious

(18 d)

6,000 (H)

None

None

Type A Type B Type A Type C

6,000 (H) 6,000 (H) 6,000 (H)

(18 d) (30 d) (18 d) (45 d)


8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H)

(10 d) (30 d) (10 d) (45 d)

(7 d) (14 d) (7 d) (45 d)

Type A Type B Type A Type C

Simple Serious

6,000 (H) 6,000 (H) 6,000 (H) 6,000 (H)

(28 d) (30 d) (28 d) (45 d)


(7 d) (28 d) (7 d) (50 d)

CI HGPI CI MI

6,000 6,000 6,000 6,000

(21 d) (30 d) (21 d) (45 d)

CI(7 d) HGPI(28 d) CI(7 d) MI(45 d)

SE(45 d)

8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H)

8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H)

SI(21 d) ME30 d) SI(21 d)


Simple Mean

2003 2004 2005Unit No.

Muara Tawar(PJB)

Tambak Lorok(IP)

Perak(IP)

Tanjung Priok(IP)

P/S

Muara Karang(PJB)

Grati(IP)

Suralaya(IP)

Scheduled Maintenance / Inspection Standard Type / Interval / Period

(28 days) (30 days) (28 days) (60 days)

8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H)

(45 d)

Serious

8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H)

CI HGPI

8,000 (H)

Simple Mean Simple

8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H)

8,000 (H)

CI MI

None

(28 d) (30 d) (28 d) (45 d)

(7 d) (14 d) (7 d)

1



Table 3.2-6 (2) Records of Scheduled Maintenance/Inspection for 2003, 2004 and 2005 by Unit Type

Standard Plan Actual Standard Plan Actual Standard Plan ActualType (days) (days) Type (days) (days) Type (days) (days)

(GT) GT-1.1 MI 45 CI 10 10 TI 25 35GT-1.2 TI 25 CI 10 9 MI 45 45GT-1.3 TI 25 CI 10 11 MI 45 44

0 ST-1.0 SE 45 SI 18 12 SE 45 -GT-2.1 TI 25 TI 25 28 MI 45 45

TI: Turbine Inspection: HRSG GT-2.1 CI 10 10 -GT-2.2 MI 45 CI 10 9 TI 25 32

(ST) GT-2.2 - CI 10GT-2.3 CI 10 CI 10 10 MI 45 50GT-2.3 TI 25 MI 45 45 MI 45 45

0 ST-2.0 SE 45 SI 18 - SE 45 -GT-3.1 CI 10 TI 25 25 CI 10 10GT-3.2 CI+Co. 30 MI 45 34 CI 10 8GT-3.3 CI+Co. 30 MI 45 37 CI 10 10ST-3.0 ME 30 ME 30 35 SI 18 16TU-1 SI 16 SE 45 - SE 45 50TU-2 ME 30 ME 30 31 SI 16 15TU-3 SI 18 ME 30 35 SE+Granti 100 100TU-4 ME 30 SI+ 35 29 SE+Granti 100 98GT-1 CI 10 - - - HGPI 25 24GT-2 - - HGPI 25 22

(ST) TU-1 ME 42 ME 42 53 SI 26 26TU-1 SE 60 122TU-2 SE 57 SI 26 26 ME 42 -

0 -(GT: Alstom; GT-1, GE; GT-2) GT-1 MI 45 83 HGPI 30 26 CI 9 5

GT-1 CI 9 9GT-2 CI 9 4 CI 9 6 MI 45 126

0 GT-2 HGPI 30 50(GT: WH; GT-3,4) GT-3 HGPI 31 31 CI 9 6 None

GT-3GT-4 CI 14 13 HGPI 31 33 None

0 GT-4 CI 9 9(GT) GT-1 A 15 9 A 9 10 B 14 12

GT-1 C 40 50 None A 7 7GT-1 C 61 44

0 -(GT) GT-1 None None CI+ 80 84

GT-2 None None None-

0 -

10

+

None

None

8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H)

CI (7 d) HGPI (28 d) CI (7 d) MI(45 d)

4,000 (H) 4,000 (H) 4,000 (H) 4,000 (H)

Type A (7 d) Type B (14 d) Type A (7 d) Type C(45 d)

6,000 (H) 6,000 (H) 6,000 (H) 6,000 (H)

8,000 (H)

(18 d) (30 d) (18 d) (45 d)


8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H)

CI(10 d) HPGI(30 d) CI(10 d) MI(45 d)

8,000 (H)

Simple (26 d) Mean (42 d) Simple (26 d) Serious (57 d)


6,000 (H) 6,000 (H) 6,000 (H) 6,000 (H)

8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H) 8,000 (H)


4,000 (H) 4,000 (H) 4,000 (H) 4,000 (H)

Paiton(PJB)

Gresik(PJB)

P/S

Pesanggaran(IP)

Gilimanuk(IP)

Pemaron(IP)

2005Standard Type / Interval / PeriodScheduled Maintenance / Inspection

Unit No.2003 2004



Table 3.2-7 Plans/Actual of Scheduled Maintenance/Inspection for 2006 by Unit Type (as of July 2006)

< Indonesia Power >

2006 2006 Standard Plan Actual Standard Plan Actual Power

Station unit No.

Type (days) (days) Power Station unit

No. Type (days) (days)

Tu-1 None GT-1.1 MI 101 94 Tu-2 None GT-1.2 HGPI 31 28 Tu-3 ME 30 27 GT-1.3 None Tu-4 ME 30 30 ST-1.0 SI 21 Tu-5 SE 60 56 GT-2.1 CI 8 5

Suralaya

Tu-6 ME 30 GT-2.2 MI 33 49 Tu-7 SI+ 30 GT-2.3 MI 51 In progress

GT-1.1 B 14 12 ST-2.0 SE 51 GT-1.2 B 14 13

Tambak Lorok

Tu-1 SI 28 Tanjung

GT-1.2 C 45 Tu-2 SE 51 GT-1.3 B

Priok

14 13 Tu-3 SI+ 76 ST-1.0 None GT-1 A 9 9 GT-2.1 B 14 9

Gilimanuk GT-1 B 14

GT-2.2 C 45 GT-1 CI 14 11 GT-2.3 B 14 GT-2 MI 45 35 ST-2.0 MI 42

Pemaron

GT-2 CI 14 Tu-3 SI+Re 60 GT-1 None Perak Tu-4 ME+Reh 60 GT-2 CI 14 6

GT-1.1 None GT-3 MI 50 63 GT-1.2 MI 41 93

Pesanggaran

GT-4 MI 55 55 GT-1.3 MI 41 ST-1.0 MI 28 27 GT-2.1 None GT-2.2 TI 26 25

Grati

GT-2.3 TI 26 23

< PJB >

2006 2006 Standard Plan Actual Standard Plan Actual Power Station unit

No. Power StationType (days) (days)

unit No.

Type (days) (days) Tu-1 SE 60 Tu-1 SI 16 16 Tu-2 ME 45 In progress Tu-2 SE 45 In progress Tu-3 SE 60 66 Tu-3 SE+Grant 100 99 Tu-4 SE 60 Tu-3 SI 18 Tu-5 ME 75 85 Tu-4 SI 18 Tu-5 SE 60 GT-1 None GT-1.1 HGPI 30 GT-2 CI 10 10 GT-1.2 CI 14 GT-1.1 CI 10 9 GT-1.3 CI 14 GT-1.1 MI+RI 45

Muara Karang

ST-1.0 SI 18 GT-1.2 CI 10 10 GT-1.1 B 21 14 GT-1.2 TI 25 GT-1.1 A 8 GT-1.3 CI 10 GT-1.2 B 21 10 ST-1.0 SE 45 GT-1.2 A 8 GT-2.1 CI 10 10 GT-1.3 C 45 60 GT-2.2 MI+RI 45 GT-1.3 A 8 8 GT-2.3 MI+RI 60 60 GT-1.3 B 21 ST-2.0 SE 45 47 ST-1.4 SE 45 40 GT-3.1 MI GT-2.1 A 8 9 GT-3.2 TI 25 25 GT-2.1 C 45 GT-3.3 TI 25 22 GT-2.2 A 8 9

Gresik

GT-3.0 SE 45

Muara Tawar

GT-2.2 C 45 Tu-1 None Paiton Tu-2 SE+ 75 73




(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。

Internal Meetings at Power Station Items Main Agenda

1 － Yearly Meeting

(Develop 5 year Plan by Unit)

－ Planned Outage Scheduling

Rehabilitation, Major Modification , Re-powering, and Scheduled Inspection Plan etc.

2 － Quarterly Meeting

(Develop Plan of the year)

－ Yearly Preventive Maintenance & Predictive Maintenance & Load Balancing － Yearly Maintenance Budget

3 － Monthly Meeting

(Develop Plan of the Quarter)

－ Detail Planning & Scheduling of individual Outages － First Line Maintenance work orders Load Balancing － Monthly Schedule & Load Balancing － For coal

4 － Weekly Meeting

(Develop Plan of the Week)

－ Work outside Outages － not urgent(required after 7 days) ・Preventive Maintenance ・Corrective Maintenance

5 － Daily Meeting

(Develop Plan of the Day)

－ 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。



(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 2006 －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。



3.2.1.6. 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

SPESIALIS

OPERASIDAN

NIAGAPEMELIHARAAN LOGISTIK

SISTEMDANSDM

KEUANGAN HUMAENJINIRING

MANAJER

AUDITOR

Source : INDONESIA POWER data (T.PRIOK)

PJB の発電所の組織図

MANAGER

AUDITOR ENJINIRING

OPERASI PEMELIHARAANKIMIADANLK 3

KEUANGANSUMBERDAYA

MANUSIAUMUM

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 3.2-8 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。



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

Table 3.2-8 System for Maintenance Division at Power Station

Duty Main Task

Indonesia Power

(IP)

(Deputy General Manager) ↓ ・Manager ↓ ・Supervisor Senior

↓ ・Supervisor ↓ ・Technician Senior

↓ ・Technician Senior

※ ( ):Only Suralaya

・Machine Maintenance ・Turbine Maintenance ・Boiler Maintenance ・Control Maintenance ・Electric Maintenance ・Pump & Compr. Maintenance・Fan & Mill Maintenance

etc.

PJB

・Deputy Manager ↓ ・Specialist ↓ ・Supervisor ↓ ・Technician Senior ↓ ・Technician Junior

・ Corrective & Emergency

Maintenance ・ Predictive Maintenance ・ Preventive Maintenance

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。

Maintenance System Based on Category of Maintenance Method

Maintenance System Based on Location of Facilities



(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 3.2-10 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 3.2-9 Sharing of Role between Maintenance Department of the Power Station and

Maintenance Business Unit (UBHAR/UHAR)

○ ：Responsible Task Indonesia Power PJB Category of Maintenance Power Station UBHAR Power Station UBHAR

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

○ ○

Major Accident

or Trouble

○ ○

Major Accidentor

Trouble

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

○ ○

・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。



Table 3.2-10 Support System in UBHAR for Scheduled Maintenance/Inspection work < Indonesia Power >

－ UBHAR Head-office in Jakarta city carries out two services as follows 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

UBHAR

(4) 運転員と保全員の定期的人事交流の実態

新入社員は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。



Table 3.2-11 (1) Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 at Each Unit Type

PLTU

Uni

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ural

aya

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Pai

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P/S

Mua

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MW

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MW

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MW

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MW

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MW

+ 1

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MW

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(30.

4)56

3.08

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Table 3.2-12 (2) Summary of Forced Outage for 2003, 2004 and 2005 at Each Power Station Su

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Table 3.2-12 (4) Summary of Forced Outage for 2003, 200 and 2005 at Each Power Station 4

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3.2.2. 水力発電所 3.2.2.1. 年間発生電力量（最近 10 年間程度）

下表に各所の年間発生電力量を示す。

Annual Generation Energy (MWh)

Year Saguling Cirata Soedirman Sutami 1995 2,254.9 1,406.3 598.2 1996 2,504.0 1,472.6 524.3 1997 1,325.9 851.8 283.2 1998 3,131.8 1,734.2 629.4 1999 2,319.1 1,358.6 616.7 2000 2,272.5 1,285.4 569.1 2001 2,959.3 1,694.3 617.7 509.8 2002 2,313.3 1,368.7 361.8 490.1 2003 1,780.2 952.0 420.2 400.5 2004 1,990.5 1,132.9 437.8 451.1 2005 2,123.7 1,265.6 368.3 342.6 2005 は 10 月末まで 2005 は 10 月末まで 2005 は 10 月末まで 2005 は 10 月末まで

Source; PJB & INDONESIA POWER data

3.2.2.2. 年間平均流入量（最近 10 年間）下表に各所の年間流入量を示す。

Annual Inflow (m3/s)

Year Saguling Cirata Soedirman Sutami 1995 89.25 166.59 92.96 1996 96.33 177.60 79.2 1997 55.03 168.33 46.31 1998 114.37 204.66 92.83 1999 83.79 164.43 92.07 2000 78.34 146.91 84.85 2001 109.65 203.65 91.32 84.75 2002 77.49 154.97 58.85 82.21 2003 60.42 121.92 65.87 69.64 2004 69.37 134.09 66.35 75.38 2005 91.02 167.43 66.81 67.90 備考 2005 は 10 月末まで 2005 は 10 月末まで 2005 は 10 月末まで 2005 は 10 月末まで


下図に年間発生電力量と年間流入量の推移を示す。



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600

700

1995 1997 1999 2001 2003 2005Year

Gen

erat

ion(

GW

h)

0

20

40

60

80

100

120

140In

flow

(m3/

s)

GenerationInflow

Soedirman Annual Generation/Inflow

0

100

200

300

400

500

600

2001 2002 2003 2004 2005Year

Gen

ertio

n(G

Wh)

0

20

40

60

80

100

120

Inflo

w(m

3/s)

GenerationInflow

Sutami Annual Generation/Inflow



3.2.2.3. 所内消費電力量および所内消費率（最近 5 年間程度）下表に各所の所内電力消費量の発生電力量に対する比率を示す。

Annual Station Service Energy Consumption & Percentage

Saguling Cirata Soedirman Sutami Year Consumption

MWh % ConsumptionMWh % Consumption

MWh % Consumption MWh %

1999 6,349 0.27 2000 6,260 0.28 2,387 0.42 2001 6,710 0.23 2,546 0.41 2002 5,843 0.25 2,204 0.61 2003 5,349 0.30 2,604 0.61 2004 5,529 0.28 2,730 0.62 2005 5,581 0.24 5,403 0.43 2,323 0.53 636 0.19


所内消費電力量の発生電力量に対する比率は日本国内の消費比率と同等である。

注）電力需給の概要 2004（資源エネルギー庁電力・ガス事業部編）によると所内消費率は電力 10 社

の平均（揚水発電所を含む）で 0.46%、また一般水力発電所のみの北陸電力の場合で 0.37%とな

っている。

所内消費率は運転時間に依存すると考えられるが、この観点から見ると運転時間が少な

く部分負荷運転の多い Cirata が大きめになっている。また、Soedirman についても比較的運転時間が少ないため所内消費率が大きめとなって

いる。 Sutami については運転時間が長く、負荷率も高く、また冷却水の給水方式が鉄管取水に

なっており給水ポンプが無いことも所内消費率が低い要因であると考える。

3.2.2.4. 年間運転時間および平均出力，負荷率（号機毎、最近 5 年間程度）

(1) Saguling

下表に号機毎の年間運転時間を示す。

Annual Operation hour

Year Unit 1 Unit 2 Unit 3 Unit 4 2000 5198.2 4958.72 5081.93 4468.04 2001 6094.6 5680.11 5229.15 6425.44 2002 2833.57 4711.75 3750.0 6347.9 2003 1664.02 4116.45 3459.62 4998.94 2004 4762.84 4772.79 2627.59 4184.22 2005 4427.41 4399.53 3121.65 4999.52

2005 年は 10 月末まで Source; INDONESIA POWER data



下表に号機毎の平均出力および負荷率を示す。

Annual Average Output (MW) & Load Factor (%) Year Unit 1 Unit 2 Unit 3 Unit 4 Mean

Output 115.4 116.3 114.5 115.1 115.3 2000 Load factor 65.9 66.4 65.4 65.8 65.9 Output 126.5 125.3 127.9 125.8 125.8 2001 Load factor 72.3 71.6 73.1 72.2 72.2 Output 135.3 129.0 138.5 126.4 131.1 2002 Load factor 77.3 73.7 79.1 74.9 74.9 Output 121.4 125.0 128.3 123.9 125.0 2003 Load factor 69.4 71.4 73.3 71.4 71.4 Output 123.2 117.5 128.3 120.9 121.8 2004 Load factor 70.4 67.1 73.3 69.1 69.6 Output 131.1 121.9 136.9 115.9 125.3 2005 Load factor 74.9 69.7 78.2 66.2 71.6

Source; INDONESIA POWER data

次図に年間運転時間の推移および平均出力と負荷率の推移を示す。

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

2000 2001 2002 2003 2004 2005Year

Hou

r

Unit1 Unit2Unit3 Unit4

Saguling Operation Hour

0

20

40

60

80

100

120

140

2000 2001 2002 2003 2004 2005Year

Out

put(M

W),L

oad

Fact

or(%

)

OutputLoad Factor

Saguling Annual Average Output and Load Factor



(2) Cirata

次表に号機毎の年間運転時間を示す。

Annual Operation Hour Year Unit 1 Unit 2 Unit 3 Unit 4 Unit 5 Unit 6 Unit 7 Unit 8 2000 405 2140 1642 1720 2583 2333 2495 2314 2001 1549 1704 1165 2437 3240 3657 3451 3483 2002 1992 1490 1123 1562 2574 2353 2777 2837 2003 1782 1863 0 1618 1951 1567 1778 2059 2004 1826 1799 2100 1762 2300 1926 1828 1748 2005 2024 2015 1759 1723 2372 2095 1854 963

注：2005 は 9 月末まで Source; PJB data


Annual Mean Output (MW) & Load Factor (%) Year Unit 1 Unit 2 Unit 3 Unit 4 Unit 5 Unit 6 Unit 7 Unit 8 Mean

Output 95.4 88.5 88.0 81.3 78.6 80.6 79.4 79.3 82.2 2000 Load factor 76.3 70.8 70.4 65.0 62.9 64.5 63.5 63.5 65.8 Output 91.9 87.4 97.4 79.6 79.9 78.9 79.5 77.8 81.9 2001 Load factor 73.6 69.9 77.9 63.7 63.9 63.1 63.6 62.2 65.5 Output 91.9 98.0 90.2 80.7 77.2 77.4 78.0 75.8 81.9 2002 Load factor 73.5 78.4 72.1 64.6 61.7 61.9 62.4 60.6 65.5 Output 82.6 81.3 - 70.8 73.6 72.8 74.5 72.1 75.4 2003 Load factor 66.1 65.1 - 56.7 58.9 58.2 59.6 57.7 60.4 Output 78.2 77.5 80.2 67.7 72.1 71.8 73.2 71.7 74.1 2004 Load factor 62.4 62.0 64.1 54.2 57.7 57.4 58.6 57.3 59.3 Output 72.9 79.5 81.3 76.6 78.7 79.8 80.8 105.9 80.3 2005 Load factor 58.4 63.6 65.1 61.3 63.0 63.9 64.6 84.7 64.2

Source; PJB data

次図に年間運転時間の推移と平均出力および負荷率の推移を示す。

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

2000 2001 2002 2003 2004 2005Year

Hou

r

Unit1 Unit2 Unit3Unit4 Unit5 Unit6Unit7 Unit8

Cirata Annual Operation Hour



50

55

60

65

70

75

80

85

2000 2001 2002 2003 2004 2005Year

Out

put(M

W),L

oad

Fact

or(%

)OutputLoad Factor

Cirata Annual Average Output and Load Factor

Cirata の負荷率は 60 ~ 65%程度で推移しており、低負荷運転である。水車の効率面で見

ると不経済な運転である。

水車効率改善による発生電力量の増加のため、合理的な運転モードについて検討すること

が望まれる。（系統周波数維持のための LFC 運転についての配慮も必要）

(3) Soedirman


Annual Operation Hour

Year Unit 1 Unit 2 Unit 3 1995 4478.0 3937.0 3105.0 1996 3822.7 3596.7 3209.4 1997 2129.85 1942.3 1807.54 1998 3954.57 4249.48 4136.17 1999 3572.66 4317.54 3947.16 2000 3429.57 4029.2 3891.93 2001 3818.29 4459.93 4315.87 2002 2477.45 2514.34 2767.3 2003 3049.77 2366.17 3555.55 2004 3420.07 2948.61 3341.97 2005 3020.72 2658.49 2742.91

2005 年は 10 月末まで Source; INDONESIA POWER data




Annual Average Output (MW) & Load Factor (%) Unit 1 Unit 2 Unit 3 Mean Year Output Load Factor Output Load Factor Output Load Factor Output Load Factor

1995 51.9 86.5 51.7 86.2 52.3 87.2 51.9 86.6 1996 50.0 83.3 48.5 80.8 49.4 82.3 49.3 82.2 1997 49.1 81.8 47.4 79.0 47.9 79.8 48.2 80.3 1998 51.5 85.8 50.7 84.5 50.9 84.8 51.0 85.0 1999 52.7 87.8 51.0 85.0 52.7 87.8 52.1 86.8 2000 51.2 85.3 49.3 82.2 50.1 83.5 50.1 83.6 2001 49.9 83.2 48.6 81.0 48.8 81.3 49.0 81.7 2002 47.0 78.3 46.6 77.7 46.3 77.2 46.6 77.7 2003 48.1 80.2 48.8 81.3 44.5 74.2 46.8 78.1 2004 45.4 75.7 44.6 74.3 45.1 75.2 45.1 75.1 2005 44.5 74.2 43.7 72.8 44.5 74.2 43.7 72.9

Source; INDONESIA POWER data

次図に年間運転時間の推移と平均出力および負荷率の推移を示す。

0500

100015002000250030003500400045005000

1995 1997 1999 2001 2003 2005Year

Hou

r

Unit1 Unit2Unit3

Soedirman Annual Operation Hour

40

50

60

70

80

90

1995 1997 1999 2001 2003 2005Year

Out

put(M

W),

LOad

Fac

tor(

%)

OutputLoad factor

Soedirman Annual Average Output and Load Factor

各号機の運転時間のバランスが非常に良く取られている。平均出力は漸減傾向にある。即ち運転出力が低負荷側に移行しており、低効率運転側に

なりつつある。



運転負荷を高め、高効率運転に努める検討を要する。

(4) Sutami


Annual Operation Hour Year Unit 1 Unit 2 Unit 3 2000 2001 6436.73 6276.65 4967.95 2002 6159.39 6523.40 4454.40 2003 4914.18 6648.71 3851.40 2004 5698.66 6561.58 4383.10 2005 5133.59 5207.46 2867.97

2005 は 10 月末まで Source; PJB data


Annual Average Output (MW) & Load Factor (%) Unit 1 Unit 2 Unit 3 Mean Year

Output Load Factor Output Load Factor Output Load Factor Output Load Factor2000 2001 28.4 81.1 28.0 80.0 30.4 86.9 28.8 82.4 2002 28.1 80.2 27.4 78.3 31.1 88.9 28.6 81.7 2003 26.1 74.6 24.5 70.0 28.4 81.1 26.0 74.2 2004 26.3 75.1 26.1 74.6 29.7 84.9 27.1 77.4 2005 24.9 71.1 25.2 72.0 29.2 83.4 25.9 74.1

Source; PJB data

下図に年間運転時間の推移と平均出力および負荷率の推移を示す。

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

2001 2001.5 2002 2002.5 2003 2003.5 2004 2004.5 2005

Year

Hou

r

Unit1 Unit2Unit3

Sutami Annual Operation Hour



0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2001 2001.5 2002 2002.5 2003 2003.5 2004 2004.5 2005

Year

Out

put(M

W),

Load

Fac

tor(%

)

OutputLoad Factor

Sutami Annual Average Output and Load Factor

Sutami の負荷率は近年低下傾向にあるものの 75 ~ 80%を保持しており相当高効率の運

転状況である。また、運転時間も 5000 時間以上あり利用率は高いと言える。

3 号機の年間運転時間が他号機に対し比較的短い。各号機の運転時間のバランスをとるこ

とが望ましい。

3.2.2.5. 年間始動･停止回数（号機毎、最近 5 年間程度）

(1) Saguling

下表に年間始動･停止回数の推移を示す。

Annual Start and Stop Frequency Year Unit 1 Unit 2 Unit 3 Unit 4 2000 205 198 188 158 2001 199 163 178 183 2002 74 151 227 163 2003 101 159 260 246 2004 245 229 240 152 2005 158 174 245 177

2005 は 10 月末まで Source; INDONESIA POWER data

次図に年間始動・停止回数の推移を示す。



0

50

100

150

200

250

300

2000 2001 2002 2003 2004 2005Year

Freq

uenc

y

Unit1 Unit2Unit3 Unit4

Saguling Annual Start and Stop Frequency

(2) Cirata

下表に年間始動・停止回数を示す。

Annual Start and Stop Frequency Year Unit 1 Unit 2 Unit 3 Unit 4 Unit 5 Unit 6 Unit 7 Unit 8 2000 130 337 247 307 351 320 340 347 2001 122 222 49 297 312 339 331 325 2002 288 218 153 282 333 333 330 298 2003 280 302 0 253 292 286 320 291 2004 265 272 229 242 306 274 258 240 2005 238 239 222 211 238 218 223 110

2005 は 10 月末まで Source; PJB data

下図に年間始動・停止回数の推移を示す。

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2000 2001 2002 2003 2004 2005Year

Freq

uenc

y

Unit1 Unit2 Unit3 Unit4Unit5 Unit6 Unit7 Unit8

Cirata Annual Start and Stop Frequency



(3) Soedirman

下表に年間始動・停止回数を示す。 Annual Start & Stop Frequency

Year Unit 1 Unit 2 Unit 3 2000 2001 273 255 265 2002 276 278 272 2003 252 236 211 2004 263 283 261 2005 298 306 318

2005 は 12 月中まで Source; INDONESIA POWER data


0

50

100

150

200

250

300

350

2001 2002 2003 2004 2005

Year

Freq

uenc

y

Unit1 Unit2Unit3

Soedirman Annual Start and Stop Frequency

(4) Sutami

次表に年間始動・停止回数を示す。

Annual Start & Stop Frequency Year Unit 1 Unit 2 Unit 3 2000 2001 132 146 246 2002 125 109 236 2003 211 113 277 2004 133 118 263 2005 129 128 266

2005 は 10 月末まで Source; PJB POWER data




0

50

100

150

200

250

300

2001 2002 2003 2004 2005Year

Freq

uenc

y

Unit1 Unit2Unit3

Sutami Annual Start and Stop Frequency

3.2.2.6. 運転パターン例

(1) Saguling

運転は基本的にピーク対応運転であって、P3B 給電指令所からの運転、停止指令に基づ

く。また、出力は号機毎に P3B からの LFC (Load Frequency Control) 指令に基づき発電

所運転員が手動により調整している（完全な LFC 運転とは言いがたい）。

LFC による運転方式は次のようになっている。 Pt = Po + NPr Pt ；発電機出力 Po ；給電所指令による基準出力 Pr ；許容出力変化幅 N ；係数 (< 1) Po は給電指令値に基づき発電所で手動調整する。 Pr は発電機の状況勘案の上発電所側で決定し手動設定する。 Nは給電所により自動設定されN値が発電所に送信されこれに基づき発電機出力が

自動調整される。つまり、発電機出力の調整は Po による手動調整と N Pr による自動調整の組み合わ

せとなっている。

国内では、詳細な運用方式は電力会社により多少異なるが、基本的には LFC 運転はコン

ピュータ制御による完全自動運転であり、系統周波数の変化に応じ LFC 運転の役割を担

う水力・火力の各発電機に直接出力増減を指令し周波数を一定に制御するとともに各発

電所の出力がも経済的な出力分担となるよう制御している。ピーク時間帯は 17 ~ 22 時の間である。周波数は常時 50 Hz ± 0.3 Hz 程度の振れがあり、時折±0.5 Hz 程度振れている。このため、負荷変化の即応力に優れる本発電所のような比較的大容量水力発電所は電力

系統の信頼度維持に対する貢献度は大きい。



水車が本来有している周波数調整機能であるガバナーフリー運転による周波数調整能力

が明確ではなかったが、必要に応じガバナの定数のチェック・見直しによる機能の応答性

改善も考えられる。

下図に日負荷曲線例を示す。

0

100

200

300

400

500

600

0 6 12 18 24Time

Out

put(M

W)

Unit1 Unit2Unit3 Unit4Total

Source ; INDONESIA POWER data (2005.8.15)

Saguling Daily Operation Pattern (Load Curve)

(2) Cirata

運転は基本的にピーク対応運転であって、P3B 給電指令所からの運転、停止指令に基づ

く。また、出力は号機毎

に P3B からの LFC (Load Frequency Control) 指令

に基づき発電所運転員が

手動により調整している

（Saguling と同様）。

0

100

200

300

400

500

600

700

0 6 12 18 24

Time

OU

tput

(MW

)

Unit1 Unit2 Unit3

Unit4 Unit5 Unit6

Unit7 Unit8 Total

Source; PJB data (2005.09.15)

LFC による運転方式は

Saguling と同様である。

また、ピーク時間帯、系

統周波数の変化状況、電

力系統への貢献度等に

ついてもSagulingと同様

である。右図に日負荷曲線例を示

す。 Cirata Daily Operation Pattern (Load Curve)



(3) Soedirman

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 6 12 18 24Time

Out

put(M

W)

Unit1 Unit2Unit3 total

運転は基本的にピーク対

応運転である。運転台数および出力は

P3B からの指令による。

出力は 50%或いは 100%のいずれかの運転である

が、50%で運転すること

が比較的多い。右図に日負荷曲線例を示

す。

Source; INDONESIA POWER data (2005.1.15)

Soedirman Daily Operation Pattern (Load Curve)

(4) Sutami

運転は基本的にはピーク対応運転であるが、1 台は 50%負荷程度で連続運転しているこ

とが多い。また雨季で水量が多い場合には 3 台連続運転することもある。運転台数および出力は P3B からの指令によるが、流入量が多い場合は溢水を避けるため

出力の上昇等を P3B に提言することもある。下図に日負荷曲線例を示す。

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 6 12 18 24Time

OU

tput

(MW

)

unit1 unit2unit3 total

Source; PJB data (2005.8.28)

Sutami Daily Operation Pattern (Load Curve)


REPUBLIC OF THE PHILIPPINES · 2006. 12. 26. · PLTA: Hydro power station FOH(L): Forced Outage...

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