kinerja pembangkit

Menuju Operation & Maintenance ExcellencePT. INDONESIA POWER

,4 Januari 2013

PT. IP Menuju O&M Excellence

Mempertahankan dan meningkatkan kapasitas dan kinerja jangka

panjang untuk kelangsungan dan pertumbuhan Perusahaan dengan

LANDASAN YANG KUAT”

Indikator kinerja pembangkitPER UNIT PEMBANGKIT UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN

(Termasuk OMC) ** (Termasuk OMC) **1. Availability Factor (AF) 1. Weighted Availability Factor (WAF)2. Equivalent Availability Factor (EAF) 2. Weighted Equivalent Availability Factor (WEAF)3. Service Factor (SF) 3. Weighted Service Factor (WSF)4. Planned Outage Factor (POF) 4. Weighted Planned Outage Factor (WPOF)5. Maintenance Outage Factor (MOF) 5. Weighted Maintenance Outage Factor (WMOF)6. Forced Outage Factor (FOF) 6. Weighted Forced Outage Factor (WFOF)7. Reserve Shutdown Factor (RSF) 7. Weighted Reserve Shutdown Factor (WRSF)8. Unit Derating Factor (UDF) 8. Weighted Unit Derating Factor (WUDF)9. Seasonal Derating Factor (SEDF) 9. Weighted Seasonal Derating Factor (WSEDF)10. Forced Outage Rate (FOR) 10. Weighted Forced Outage Rate (WFOR)11. Forced Outage Rate Demand (FORd) 11. Weighted Equivalent Forced Outage Rate (WFORd)12. Equivalent Forced Outage Rate (EFOR) 12. W. Equivalent Forced Outage Rate (WEFOR)13. Eq. Forced Outage Rate demand 13. W. Equivalent Forced Outage Rate demand(EFORd) (WEFORd)14. Net Capacity Factor (NCF) 14. Weighted Net Capacity Factor (WNCF)15. Net Output Factor (NOF) 15. Weighted Net Output Factor (WNOF)16. Plant Factor (PF) 16. Weighted Plant Factor (WPF)17. Sudden Outage Frequency (SdOF) 17. Weighted Sudden Outage Frequency (WSdof)** Formula OMC digunakan untuk menghitung kinerja pembangkit tanpa peristiwa-peristiwa diluar tangguang jawabmanagemen pembangkit tersebut. Formula OMC sama dengan Formula Non OMC. Untuk membedakannya, gunakan tanda “X”

di awal persamaan. Contoh: AF menjadi XAF; FOR menjadi XFOR; WEAF menjadi XWEAF; dan seterusnya.

Formula masing-masing indikator kinerja tersebut diuraikan pada sub E.7.1 s.d. E.7.4

Kinerja 2012

OEE PLTU Suralaya 1-4

62,96

-41,26%

0,00

Sold Productio

n

Internal Consumptio

n

Unplanned external

downtime (FOL)

4,21

0,30

Realised power

production

Unplanned downtme

(FOD)

Unit not called for full load

10,32

Reserves

(stoppet due to lack of

demand)

2,74

8,53

Maintenance Outage (MO)

Ramping up

4,88

0,03

Planned Outage

(PO)

Capacity for sale

4,44

81,84

Downtime due to lack of

fuel

0,00

3,48

Inability to meet

maximum load

(Derating Permanent

) DP

Maintenance Derated(MD

)

0,00

2,32

Theoretical output

Reduced load due to human evaluation

(PD)

Force Derated

(FD)

0,00

Outage Slip (PE, ME)

58,74

Unplanned Force Mayor

downtime (FOFM)

0,00

100,00

-18,16%

Availabilty Performance

PLTU Suralaya 5-7

0,00

Theoretical output

Unplanned downtme

(FOD)

100,00

0,11

Maintenance Outage (MO)

1,25

Inability to meet

maximum load

(Derating Permanent

) DP

Planned Outage

(PO)

Outage Slip (PE, ME)

78,32

Capacity for sale

0,66

82,14

-21,68%

95,20

Sold Productio

n

Internal Consumptio

n

Force Derated

(FD)

3,83

2,71

Realised power

production

Maintenance Derated(MD

)

Unit not called for full load

11,12

Reserves

(stoppet due to lack of

demand)

0,121,28

Reduced load due to human evaluation

(PD)

0,610,00

Downtime due to lack of

fuel

Unplanned Force Mayor

downtime (FOFM)

0,00

0,00

Unplanned external

downtime (FOL)

0,00

0,00

Ramping up

-4,80%

Availabilty Performance

1. TIDAK AKTIF

2. AKTIF

TIDAK AKTIF didefinisikan sebagai status unit tidak siap operasi untuk jangka waktu lama karena unit dikeluarkan untuk alasan ekonomi atau alasan lainnya yang tidak berkaitan dengan peralatan/instalasi pembangkit. Dalam kondisi ini, unit pembangkit memerlukan persiapan beberapa hari sampai minggu/bulan untuk dapat siap operasi.

Yang termasuk dalam kondisi ini adalah

1. “INACTIVE RESERVE” yaitu status bagi unit pembangkit yang direncanakan sebagai cadangan untuk jangka panjang,

2. “MOTHBALLED” yaitu status unit pembangkit yang sedang disiapkan untuk idle dalam jangka panjang,

3. “RETIRED” yaitu unit yang untuk selanjutnya diharapkan tidak beroperasi lagi namun belum dibongkar instalasinya.

Pengelompokan Status Unit Pembangkit

• AKTIF Didefinisikan sebagai kondisi pembangkit siap untuk menyuplai listrik ke system dan tidak dikeluarkan dari system karena alasan ekonomi atau lainnya.

• Pada kondisi ini ada 2 status yaitu

1. Available (reserve(not connected), in service(connected))

2. Unavailable (planned outage, unplanned outage)

Definisi • Outage Terjadi apabila suatu unit tidak sinkron ke jaringan dan bukan dalam status

Reserve Shutdown. Yang termasuk dalam Outage yaitu PO, MO, FO danSF

• PO – Planned Outage: yaitu keluarnya pembangkit akibat adanya pekerjaan pemeliharaan periodik pembangkit seperti inspeksi, overhaul atau pekerjaan lainnya yang sudah dijadwalkan sebelumnya dalam rencana tahunan pemeliharaan pembangkit atau sesuai rekomendasi pabrikan.

• MO – Maintenance Outage: yaitu keluarnya pembangkit untuk keperluan pengujian, pemeliharaan preventif, pemeliharaan korektif, perbaikan atau penggantian suku cadang atau pekerjaan lainnya pada pembangkit yang dianggap perlu dilakukan, yang tidak dapat ditunda pelaksanaannya hingga jadwal PO berikutnya dan telah dijadwalkan dalam ROB/ROM berikutnya.

• FO : Forced Outage: yaitu keluarnya pembangkit akibat adanya kondisi emergensi yang tidak diantisipasi sebelumnya

• SF : Startup Failure: yaitu outage yang terjadi ketika unit tidak mampu sinkron dalam waktu start yang telah ditentukan.

Definisi

• PE – Planned Outage Extension: yaitu outage perpanjangan yang direncanakan, sebagai perpanjangan Planned Outage (PO) yang belum selesai pada waktu yang telah ditentukan. Ini artinya bahwa sebelum dimulai, periode dan tanggal operasinya telah ditetapkan. PE hanya bisa dilakukan 1 (satu) kali dan diajukan pada saat PO berlangsung, serta telah dijadwalkan dalam ROB/ROM/ROH. Jika periode PE melewati batas waktu yang telah ditentukan, maka statusnya adalah FO1.

• ME – Maintenance Outage Extension: yaitu pemeliharaan outage perpanjangan, sebagai perpanjangan MO yang belum selesai dalam waktu yang telah ditetapkan.

• SE – Scheduled Outage Extension: adalah perpanjangan dari Planned Outage (PO) atau Maintenance Outage (MO), yaitu outage yang melampaui perkiraan durasi penyelesaian PO atau MO yang telah ditentukan sebelumnya.

DefinisiDerating

• Derating terjadi apabila daya keluaran (MW) unit kurang dari DMN-nya. Derating mulai ketika unit tidak mampu untuk mencapai 98% DMN dan lebih lama dari 30 (tiga puluh) menit. Derating berakhir ketika peralatan yang menyebabkan derating tersebut kembali normal dan dapat memenuhi perintah dispatch.

Derating dimasukkan menjadi beberapa kategori yaitu• PD – Planned Derating: adalah derating yang dijadwalkan dan

durasinya sudah ditentukan sebelumnya dalam rencana tahunan/ bulanan pemeliharaan pembangkit. Derating berkala untuk pengujian, seperti test klep turbin mingguan, bukan merupakan PD, tetapi MD.

• MD – Maintenance Derating: adalah derating yang dapat ditunda melampaui akhir periode operasi mingguan (Kamis, pukul 24:00 WIB) tetapi memerlukan pengurangan kapasitas sebelum PO berikutnya.

• DE – Derating Extension: adalah perpanjangan dari PD atau MD yang melampaui tanggal penyelesaian yang diperkirakan..

• RS – Reserve Shutdown: adalah suatu kondisi apabila unit siap operasi namun tidak disinkronkan ke sistem karena beban yang rendah. Kondisi ini dikenal juga sebagai economy outage atau economy shutdown.

• NC – Kondisi Noncurtailing: adalah kondisi yang dapat terjadi kapan saja dimana peralatan atau komponen utama tidak dioperasikan untuk keperluan pemeliharaan, pengujian, atau tujuan lain yang tidak mengakibatkan unit outage atau derating.

• Outside Management Control Outages: adalah Ada sumber penyebab dari luar yang mengakibatkan unit pembangkit deratings atau outages. Yang termasuk penyebab outages tersebut (tetapi tidaklah terbatas pada) misalnya badai salju, angin topan, angin ribut, kualitas bahan bakar rendah, gangguan pasokan bahan bakar, dan lain lain..

• Unit 1000 MW mengalami derating, disebabkan oleh hambatan emisi selama 10 hari (240 jam). Selama periode ini, besarnya derating bervariasi sebagai berikut:

• 1) 30 MW selama 40 jam; 2) 50 MW selama 10 jam; 3) 20 MW selama 110 jam; dan 4) 40 MW selama 80 jam. Sepanjang waktu ini, unit juga mengalami peristiwa outage tidak direncanakan FO1 selama 90 jam dan mengalami Reserve Shutdown (RS) selama 20 jam.

• Total MWH yang hilang pada setiap tingkatan derating dihitung dan dijumlahkan = (40 jam x 30 MW) + (10 jam x 50 MW) + (110 jam x 20 MW)+ (80 jam x 40 MW) = 7100 MWH.

• Rata-rata MW yang hilang selama 10 hari adalah total MWH yang hilang dibagi dengan banyaknya jam keseluruhan periode derating: 7100/240 = 30 MW.

• Jadi, kemampuan unit selama 10 hari derating = 1000 MW – 30 MW= 970 MW.

Contoh Merata-ratakan Derating:

• Availability Factor (AF): adalah rasio antara jumlah jam unit pembangkit siap beroperasi terhadap jumlah jam dalam satu periode tertentu. Besaran ini menunjukkan prosentase kesiapan unit pembangkit untuk dioperasikan pada satu periode tertentu.

• Equivalent Availability Factor (EAF): adalah ekivalen Availability Factor yang telah memperhitungkan dampak dari derating pembangkit.

• Service Factor (SF): adalah rasio dari jumlah jam unit pembangkit beroperasi terhadap jumlah jam dalam satu periode tertentu. Besaran ini menunjukkan prosentase jumlah jam unit pembangkit beroperasi pada satu periode tertentu.

• Equivalent Forced Outage Rate (EFOR): adalah jumlah jam unit pembangkit dikeluarkan dari sistem (keluar paksa) dan derating dibagi jumlah jam unit pembangkit dikeluarkan dari sistem dan derating ditambah jumlah jam unit pembangkit beroperasi, yang dinyatakan dalam prosen.

INDIKATOR KINERJA PEMBANGKIT

• Maintenace Outage Factor (MOF): adalah rasio dari jumlah jam unit pembangkit keluar terencana (MO) terhadap jumlah jam dalam satu periode. Besaran ini menunjukkan prosentase kondisi unit pembangkit akibat pelaksanaan perbaikan, pada suatu periode tertentu.

• Scheduled Outage Factor (SOF): adalah rasio dari jumlah jam unit pembangkit keluar terencana (planned outage dan maintenance outage) terhadap jumlah jam dalam satu periode.

• Unit Derating Factor (UDF): adalah rasio dari jumlah jam ekivalen unit pembangkit mengalami derating terhadap jumlah jam dalam satu periode.

• Reserve Shutdown Factor (RSF): adalah rasio dari jumlah jam unit pembangkit keluar reserve shutdown (RSH) terhadap jumlah jam dalam satu periode.

Formula Unit Pembangkit Tunggal Basis waktu

Formula Unit Pembangkit Tunggal Basis waktu

Formula Unit Pembangkit Gabungan Basis Waktu

Formula Unit Gabungan Basis Waktu

Formula Unit Gabungan Basis Kapasitas

Formula Unit Gabungan Basis Kapasitas

Top 10 %

SLA 2011 = 95%

SLA sd Nov 2012 = 88.7%

Top 25 %

EAF UBOH BSR vs NERC

UBOH BSR

EAF PLTGU-G 100-199 MW - NERC

EFOR PLTGU-G

PLTA

EFOR PLTA

EAF PLTP

EFOR PLTP

EAF PLTG

EFOR PLTG-M

EAF PT. Indonesia Power

1. Mengoptimalkan schedul dan durasi overhaul dengan mengimplementasikan Manajemen Outage/overhaul

2. Meningkatkan Reliability Management pembangkit/mengurangi atau menghindari terjadinya gangguan

3. Meningkatkan maturity implementasi WPC untuk meningkatkan tactical maintenance.

4. Merencanakan kesiapan energi primer, baik jumlah ataupun kualitas.

5. Menjaga ketersediaan suku cadang dengan Supply chain management.

6. Melaksanakan Life Cycle Management.

7. Melaksanakan program Clean and no leakage dengan konsisten

Peningkatan Evailability

Maintenance Factor PLTG

• Tujuan harus dicantumkan Kode penyebab agar dapat melaporkan suatu peristiwa atau gangguan dengan lebih terperinci mengenai cara dimana sistem atau komponen mengalami gangguan.

• Contoh: Cause Code Pada PLTU

Kode Penyebab (Cause Code) Kondisi Pembangkit

Contoh: Cause Code Pada PLTU

Pemeliharaan Pembangkit / Outage Management

Manajemen OverhaulManajemen Overhaul

Hidupkan Manajemen Perkakas Kerja

Aktifkan Proses Manajemen Overhaul

Hidupkan Optimalisasi Manajemen Overahul Hidupkan Optimalisasi Manajemen Overahul

Koordinasi Overhaul dengan UBHKoordinasi Overhaul dengan UBH

PENGARUH DURASI DAN PERIODE OVERHAUL PADA AVAILABILITY

• Pola Simple – Mean – Simple – Serious dengan Periode 1 tahunan• Waktu :

– Si = 30 hari– Me = 45 hari– Se = 60 hari

• Dalam 4 tahun, Unit mengalami downtime = 30 + 45 + 30 + 60 = 165 hari

• Diasumsikan tidak ada outage terencana selain overhaul, maka Planned Outage

PO =PO =165165

365 x 3 + 366365 x 3 + 366XX 100% = 11,3% 100% = 11,3%

PENGARUH DURASI DAN PERIODE OVERHAUL PADA AVAILABILITY – MENURUNKAN “MTTO” *)

• Pola Simple – Mean – Simple – Serious dengan Periode 1 tahunan• Waktu :

– Si = 25 hari– Me = 35 hari– Se = 50 hari

• Dalam 4 tahun, Unit mengalami downtime = 25 + 35 + 25 + 50 = 135 hari

• Diasumsikan tidak ada outage terencana selain overhaul, maka Planned Outage :

PO =PO =135135

365 x 3 + 366365 x 3 + 366XX 100% = 9,25% 100% = 9,25%

*) MTTO = Mean Time To Overhaul, istilah ini tidak ada dalam kamus maintenance (tidak lazim digunakan)

Manajemen Overhaul

Outage Optimization

• Outage Duration Optimization – Manage Budget

– Optimize Scope

– Reduce Unexpected Delays & Scope Creep

– Enhance Learning (Lessons Learned)

– Minimize Failures during or shorty after Startup

• Outage Interval Optimization– Extend Time Between Outages

– Base some outage decisions based on Equipment Condition

– Manage Reliability Risk

– Understand and Track Equipment Condition

Outage Duration Optimization Process Optimization

Objective:

• Reduce the Duration of the Outage• Reduce Outage Costs.• Improve Efficiency of Outage•Improve Quality of Outage•Minimize post outage failures

Approach:

• Determine Outage Organization• Establish Management Expectations• Use Project Management Techniques to Plan the Outage.• Manage Outage Execution to assure Schedule Compliance. • Outage Critique and Documentation

Outage Interval OptimizationReliability Risk Management

• Implement Plant Reliability Optimization Process including:o Reliability Basis o Condition Managemento Risk Managemento Work Managemento Continuous Improvement

• Understand the Risk profile across all critical equipment.

• Develop Strategic Plan that manages crucial risk periods such as peak season

• Take full advantage of Outage Periods to mitigate Risk at minimum cost

Outage Interval Optimization Risk Evaluation

Current Condition Assessment (Trending)

PM CBM CM (Failures)

Risk Profiles Risk for each component and how it changes with time.

Engineering Projects

Long Term Condition Assessment Inspection Reports Life &Age Expectancy Staff Experience MTBF

OutageDocumentation

Major RepairHistory Insurance

& Code Req.

Current & FutureOperating Targets

Interval dan Durasi Overhaul Pembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA)

PLTA SIKLUS INTERVAL (JAM) DURASI (HARI)

SAGULING AI-GI-MOAI = Annually AI = 10-15GI = 25.000 - 30.000 GI = 7-12MO = 40.000 - 45.000 MO = 35 - 45

AREA 1&2 AI-GI-MOAI = Annually AI = 4-6GI = 25.000 - 30.000 GI = 7-12MO = 40.000 - 45.000 MO = 35 - 45

PBS AI-GI-MOAI = Annually AI = 5-6GI = 25.000 - 30.000 GI = 8-12MO = Condition Base MO = 60-70

AREA 3 AI-GI-MOAI = Annually AI = 4-6GI = 25.000 - 30.000 GI = 7-12MO = Condition Base MO = 35 - 45

Interval dan Durasi Overhaul Turbin Uap

PLTU/STG SIKLUS INTERVAL (JAM) DURASI (HARI)

SURALAYA (PLTU) SI-ME-SI-SE 14.000-16.000SI = 20-28

ME = 22-30SE = 45-55

SEMARANG (PLTU & STG) SI-ME-SI-SE 10.000-12.000SI = 20-25

ME = 25-30SE = 45-55

PERAK (PLTU) SI-ME-SI-SE 7.000-8.000SI = 20-25

ME = 22-30SE = 45-55

GRATI (STG) MINOR - MAJOR 16.000-18.000MINOR = 16-25MAYOR = 40-45

PRIOK (PLTU) SE-SI-ME-SE 7.000-8.000SI = 20-25

ME = 22-30SE = 40-45

PRIOK (STG) MINOR-MAJOR 24.000-25.000MINOR = 16-25MAYOR = 40-45

PLTP SI-SI-MI 16.000-18.000SI = 17-20MI = 21-25

Interval & Durasi Overhaul Mesin Diesel

PLTD SIKLUS INTERVAL (JAM) DURASI (HARI)

BaliMIERLESS HSD = 5000-6000 TO = 21-30

TO-SO-TO-MO MFO = 3000 - 4000 SO = 30-45 MO = 40 - 50

Bali SWD HSD = 5000-6000 TO = 21-30

TO - SO - MO MFO = 3000 - 4000 SO = 30-45 MO = 40 - 50

PRIOK TO - SO - TO - MO

HSD = 5000-6000 TO = 21-30 SO = 30-45 MO = 40 - 50

Interval & Durasi Overhaul Turbin Gas

WH SIKLUS INTERVAL (JAM) MAX START

DURASI (HARI)

SEMARANG (CILACAP) CI-HGPI-CI-MI

OH= 3000-4000 (HSD) 400 CI = 5OH= 5000 - 6000

(GAS) 400 HGPI = 26-28

MI = 50-55

BALI CI-HGPI-CI-MI

OH= 3000-4000 (HSD) 300 CI = 7-9OH= 5000 - 6000

(GAS) 300 HGPI = 26-30

MI = 45-50

PRIOK CI-HGPI-CI-MI

OH= 2400 - 3000 (HSD) 300 CI = 10-12

HGPI = 22 MI = 40-45

ALSTHOM SIKLUS INTERVAL (JAM) MAX START DURASI (HARI)

BALI (ALSTHOM ATLANTIQUE)

CI-HGPI-CI-MIOH= 3000-4000 (HSD) 300 CI = 7-9OH= 5000 - 6000 (GAS) 375 HGPI = 29-30

MI = 45-50

SEMARANG (SUNYARAGI) CI-HGPI-CI-MI

OH= 3000-4000 (HSD) 300 CI = 4-5OH= 5000 - 6000 (GAS) 300 HGPI = 28

MI = 45-55

F5 GE SIKLUS INTERVAL (JAM) MAX START DURASI (HARI)

BALICI-HGPI-CI-MI OH= 3000-4000 (HSD) - CI = 7-9

OH= 5000 - 6000 (GAS) - HGPI = 26-30 MI =40-45

F7 GE SIKLUS INTERVAL (JAM) MAX START DURASI (HARI)

BALI CI-CI-CI-HGPI-CI-CI-CI-MI

OH= 3000-4000 (HSD) 300 CI = 7-9OH= 5000 - 6000 (GAS) 375 HGPI = 29-30

MI =48-50

F9 GE SIKLUS INTERVAL (JAM) MAX START DURASI (HARI)

SEMARANG (T LOROKCI-HGPI-CI-MI OH= 3000-4000 (HSD)

400CI = 5-9

OH= 5000-6000 (HSD) HGPI = 29-30 OH= 5000 - 6000 (GAS) 400 MI =45-55

Interval & Durasi Overhaul Turbin Gas

ABB 13E2 SIKLUS INTERVAL (JAM) MAX START DURASI (HARI)

BALI A-B-A-CEOH = 6000 - 7000 (HSD) - A = 8-9

EOH = 7000 - 8000 (GAS) - B = 12-14

ABB 13E1 SIKLUS INTERVAL (JAM) MAX START DURASI (HARI)

PRIOK C-B-B-CEOH = 7000 - 8000 (HSD) - B= 8 - 14

EOH = 7000 - 8000 (GAS) - C = 40 - 45

MHI MW 701 D SIKLUS INTERVAL (JAM) MAX START DURASI (HARI)

GRATI CI-TI-CI-MI

EOH = 7500 - 8500 (HSD) - CI = 7-10

EOH = 8000 - 9000 (GAS) - TI=22-25

EOH = 7500-8500 (HSD + GAS) MI = 35 - 45

Interval & Durasi Overhaul Turbin Gas

LINGKUP PEMELIHARAAN PLTU

SI = Simple inspection (Last LP Turbine blade, Main Stop Valve, Main Control Valve dan Electro hydraulic Control)

ME = medium inspection (SI + Open Upper Casing Turbine, Bearing)

SE = Serious Inspection ( SE + Dismantling & Inspection Steam Turbine Rotor)

Ling

kup

Pem

elih

araa

n

Kegiatan Pemeliharaan

66

Catatan : Untuk Pull out Generator setiap 15 tahun Sekali) dan kegiatan pemeliharaan boiler pembersihan, hydrostatic test, pemeriksaan damper dan valve dsb jadwalnya mengikuti kegiatan Turbin uap

LINGKUP PEMELIHARAAN PLTG

Pruduk General EletricCI = Combustion Inspection (Fuel nozzle, combustor basket, transition piece, IGV = Inlet Guide Vane Compressor) HGPI = Hot Gas Part Inspection (CI + Guide Vane GT, Rotor GT, Plenum, 2 tingkat sudu Compressor MI = Major Inspection (HGPI + membuka dan memeriksa Casing Turbine dan Compressor dan Rotor diangkat)

Pruduk AlstomTA = Combustion InspectionTB = Hot Gas Part InspectionTC = Major Inspection

Pruduk MitsubishiCI = Combustion InspectionTI = Hot Gas Part InspectionMI = Major Inspection

Ling

kup

Pem

elih

araa

n

Kegiatan Pemeliharaan

67

LINGKUP PEMELIHARAAN PLTGU

Pada pemeriksaan PLTGU merupakan gabungan PLTG, Heat Recovery Steam Genertator (HRSG) dan Steam TurbineUntuk gas Turbin mengikuti pola CI, TI dan MI sedangkan Turbine Uap mengikuti pola SI, SE dan ME

Lingkup HRSG meliputi :Pembersihan, Hydrostatic Test, pemeriksaan dan pengujian alat bantu seperti semua pompa dan katup serta bypass damper dan khusus untuk MO lingkup diatas ditambah dengan inspeksi drum uap. Jadwal inspeksi HRSG mengikuti Turbin Gas.

Ling

kup

Pem

elih

araa

n

Kegiatan Pemeliharaan

68

LINGKUP PEMELIHARAAN PLTD

TO = Top Inspection (Pemeriksaan Cilider head, 1 bearing, 1 piston dan 1 Cylinder liner)

SO = Turbine Inspection (TO + Pemeriksaan seluruh Piston, Connecting rod dan Liner (pengukuran))

MO = Major Overhaul (TO + pembersihan seluruh liner, Silinder blok, pemeriksaan seluruh bantalan dan turbo charger).

Ling

kup

Pem

elih

araa

n

Kegiatan Pemeliharaan

69

LINGKUP PEMELIHARAAN PLTA

AI = Annual Inspection Pengecekan Turbine Guide Bearing, Trust bearing, pemeriksaan visual spiral casing dan runner)

GI = General Inspection (AI + Pengecekan peralatan Bantu seperti uji kapasitas Lub oil dan cooling water pump)

MO = Major Overhaul (Pemeriksaan menyeluruh peralatan utama Turbin dan Genertator dengan cara pull out turbin generator.

Ling

kup

Pem

elih

araa

n

Kegiatan Pemeliharaan

70

PENCAPAIAN 5S

Nilai 5S diambil dari penilaian lomba Housekeeping, Ketertiban, K3, dan Lingkungan yaitu kriteria Housekeeping (5S)

Program Unggulan 2012

Langkah Strategis 2013

1. Meningkatkan Reliability Management

2. Meningkatkan Effisiensi Mesin Pembangkit

3. Program Clean & No Leakage

4. Implementasi Supply Chain Management untuk Optimalisasi stock gudang.

5. Peningkatan Utilisasi peralatan pembangkit melalui penerapan OEE.

Program kerja tahun 2013

1. Integration Management System2. Pengelolaan Port Management secara profesional3. Implementasi dan Sertifikasi PAS 554. Penyelesaian & Implementasi Proses Bisnis Baru5. Reposisi Engineering Untuk Peningkatan Reliability

PLTU UBOH6. Penerapan Targeted Boiler Management pada seluruh

PLTU & PLTGU7. Gasifikasi Pembangkit thermal BBM (Priok,

Grati,Semarang)8. Pemanfaatan Part Non OEM dan Reverse Engineering.

Penambahan Pasokan Gas (I)

• Perpanjangan pasokan gas untuk UBP Priok dari PGN sesuai surat perjanjian No.158.PJ/061/IP/2012 tanggal 16 Agustus 2012 berlaku mulai tanggal 1 September 2012 s.d tgl 31 Agustus 2013

• Perpanjangan fasilitas penyaluran gas (KKLM) sesuai Addendum surat perjanjian No.56.PJ/061/IP/2012 tanggal 5 Oktober 2012 berlaku mulai tanggal 28 September 2012 s.d 31 Agustus 2015.

• Penugasan dari Pemegang Saham ttg Program CNG :

a) CNG PLTGU Grati, pemenang tender PT Enviromate Technology International sesuai SKP tanggal 20 Oktober 2012. Pembahasan CDA dan kontrak dilaksanakan pada tanggal 11 Desember 2012.

Penambahan Pasokan Gas (II)

b) Rencana pasokan gas ke UBPSMG tahun 2013 sebesar 50 BBTUD, direncanakan akan dibangun CNG Plant di PLTGU Tambak Lorok dengan target September 2013.

• Persiapan masuknya gas LNG dari NR ke Priok, sambil menunggu permanent tie-in yang rencana selesai Juli 2013, instalasi temporary tie-in estimasi selesai tanggal 19 Des 2012 (berdasarkan hasil rapat tanggal 11 Des 2012) dan sifatnya untuk back-up gas PHE ke Priok.

Realisasi Pemeliharaan 2012

Rencana Pemeliharaan 2013

Long Run Sustainable Company

Transformation to AM & OM Excelent as well as Financial Growth

ROADMAPMenuju Visi Perusahaan

2013 2014 2015 2016 2017

Financial •Cost Reduction

•Gas pipa SMR•New Diesel Pesanggaran

•Modifikasi unt perbaikan Eff.

•Reduce Inventory Cost

•Reloc. Idle Asset

•CNG Grati•CNG/LNG Bali•CNG Tb Lorok•Modfikasi unt. perbaikan Eff.

•Reduce Inventory Cost

•Reloc. Idle Asset

•Modifikasi unt perbaikan Eff.

•Reduce Inventory Cost

•Relocate Idle Asset

• Improve Srly Eff dgn Super critical Boiler

•Reduce Inventory Cost

•Relocate Idle Asset

•Own Coal Mine

•New Ultra Critical Power Plant

•Reduce Inventory Cost

•Relocate Idle Asset

•Own Coal Mine

• Sales Growth 8 % 8 % 10 % 10 % 12 %

• Penyelesaian Piutang

• Konversi Piutang menjadi Asset

Pelayanan Pelanggan

EFOR & EAF top 10 % Asean, MB : Emerging Industry Leader, AM : 3,5

EFOR & EAF top 10 % Asean, MB: Emerging Industry Leader, AM = 3,75

EFOR & EAF top 25 % NERC, MB: Industry Leader, AM 3,9

EFOR & EAF top 25 % NERC, MB: Industry Leader, AM = 4,2

EFOR & EAF Top 10 % NERC, MB: Bench Mark Leader, AM 4,5

Proses Bisnis 10 % PP Pass 55, Proper Blue + 1 Gold, Zero Claim Insurance

50 % PP Pass 55, Proper Blue + 2 Gold, Zero Claim Insurance

75 % PP Pass 55, Proper Blue + 3 Gold, Zero Claim Ins.

100 % PP Pass 55, Proper Blue + 3 Gold, Zero Claim Insurance

100 % PP Pass 55, Proper Blue + 4 Gold, Zero Claim Insurance

Learning and Growth

10 % SDM - WC Certified.

25 % SDM - WC Certified.

35 % SDM - WC Certified.

50 % SDM - WC Certified.

65 % SDM - WC Certified.

Membangun IS yang mendukung keberhasian Financial Perpectiv & Proses Bisnis

Transformation to AM and O&M Excellence

Manajemen OperasiManajemen Operasi

Koordinasi Operasi dengan P3B

Optimasi dan Evaluasi Kinerja Operasi

Laksanakan First line maintenance

Manajemen Bahan BakarManajemen Bahan Bakar

Pelampauan Target

Kinerja 2013

Pelampauan Target

Kinerja 2013

8282

Strategi Penyusunan Kegiatan Pemeliharaan & Investasi RKAP 2013

Data History & AssesmentData History & Assesment Eksternal/Internal

Proses PerizinanProses Perizinan

Pengadaan Mulai dokumen Hingga COD

Pengadaan Mulai dokumen Hingga COD

PemeliharaanPemeliharaan

OperasionalOperasional

KAJIAN

RISIKO

PROGRAM KERJA

Asset WellnesAsset Wellnes

Life CycleLife CycleEvaluasi Kegiatan Periodic ( P2K3, CSR, WPC DLL)

Evaluasi Kegiatan Periodic ( P2K3, CSR, WPC DLL)

Pencapaian Target ProperPencapaian Target Proper

Evaluasi CSREvaluasi CSR

Sasaran Kinerja RKAP

VISI/MISI,RJPP, RUPTL, FAKTOR INTERNAL & EKSTERNAL LAINNYA

Kegiatan pemeliharaanKegiatan pemeliharaan

Kegiatan InvestasiKegiatan Investasi

Kegiatan OperasiKegiatan Operasi

Survey risiko dan asuransi pembangkit

Survey risiko dan asuransi pembangkit

83

SASARAN

Menjadi market leader di sistem kelistrikan Jawa

Bali

STRATEGI :1. Mengembangkan pembangkit

renewable energi dan pembangkit non BBM

2. Pemberdayaan pembangkit eksisting sebagai peaker, melalui diversifikasi energi

3. Meningkatkan kapasitas pembangkit melalui pengalihan asset PLN

4. Meningkatkan efisiensi biaya produksi

STRATEGI :1. Meningkatkan availability dan

realibility pembangkit

2. Menyiapkan sumber daya & organisasi selaras dgn kebutuhan Perusahaan

3. Mengembangkan green power plant

Menuju WCS dengan O&M

Excellence

Program Kerja

Strategis

Program Kerja

Strategis

84

SASARAN : Menuju WCS dengan O&M Excellence

ASSET MANAGEMENT

Manajemen Suplai ChainManajemen Suplai Chain

Kendali Indikator Proses SCM

Integrasi proses pada SCMIntegrasi proses pada SCM

Analisa : Kekritisan, Ketersediaan,Kemanfaatan [Kriteria ABC]

Revisi Sistem Kataloging Material

Aktifkan Inventory ControlAktifkan Inventory Control

RELIABILITY MANAGEMENT

Reliability Improvement Sequence

FMEASERP RCFA

Plan Schedule Implement Task

Measurement

FDT

Task Execution

PM/PdM

Proactive

Task Identification

Baseline

Overhaul

Co

nti

nu

ou

s Im

pro

vem

ent

ENJINIRING

RENDAL

EKSEKUTOR CR/PD/PM/OH

Manajemen Reliability

Komitmen dlm Perbaikan Berkelanjutan

Hidupkan Reliability Based Optimization (RBO)Hidupkan Reliability Based Optimization (RBO)

Tuntaskan Laporan Baseline Pembangkit

Tuntaskan Pendaftaran Ulang Aset

Analisa : SERP; MPI ; FMEA; RCA Analisa : SERP; MPI ; FMEA; RCA

FAILURE MANAGEMENT

PM, PdMPaM

Kebersihan, Keterlumasan, Kekencangan, Ketercemaran

+PM, PaM

Eliminate Failure

Prevent Failure

Prevent + Predict Failure

Predict Failure, Prevent Loss

Prevent Bigger Loss

PM, PdMPaM

PM, PdMPaM

CM = Fixed it after break + PaM

CM = Fixed it after break + PaM + Capital Inv

AUTONOMOUS MAINTENANCE

Pro-Active Maintenance

Maintenance PhilosophyMaintenance Philosophy(Reliability by Design)(Reliability by Design)

Analyze & Review Failure Modes

Analyze & Find Failure Cause

Determine Failure Defense

O&M Manual

Analyze Failure Consequence (akibat)

Maintenance Philosophy(Reliability by Design)

Analyze & Review Failure Modes

Analyze & Find Failure Cause

Determine Failure Defense

O&M Manual

Analyze Failure Consequence

Maintenance PhilosophyEquipment in Operation

Equipment Audit/

Assessment

Technology Adoption

Analyze & Review Failure Modes

Analyze & Find Failure Cause

Determine Failure Defense

“New” O&M Manual

Analyze Failure Consequence

Life Cycle Management

WORK PLANNING & CONTROL

Manfaatkan ProHAR

Kendali Indikator Proses WPC

Budayakan “Daily Activity”

Jalankan Siklus Manajemen WPC

Aktifkan Manajemen PatrolAktifkan Manajemen Patrol

Manajemen WPC

Aliran Proses Dasar WPC *)

SustainedMaintenance

ContinuousImprovement

WorkScheduling

WorkPlanning

WorkDefinition

Scheduled work; PM, CBM,Corrective

Analysis WorkComplete

WorkExecution

Emergency, schedule break,reactive repairs

Close Out: Conditions found, Components affected, Work accomplished, Notes for future repairs

Close Out: Conditions found, Components affected, Work accomplished, Notes for future repairs

SustainedMaintenanceSustained

MaintenanceContinuous

ImprovementContinuous

Improvement

WorkScheduling

WorkPlanning

WorkDefinition

Scheduled work; PM, CBM,Corrective

AnalysisAnalysisAnalysis WorkComplete

WorkComplete

WorkExecution

Emergency, schedule break,reactive repairs

Close Out: Conditions found, Components affected, Work accomplished, Notes for future repairs

Close Out: Conditions found, Components affected, Work accomplished, Notes for future repairs

*) Asset Management Handbook John S. Mitchel

Defining Required Maintenance Tasks

Executing Maintenance Tasks

Capturing Maintenance

History

Improving Maintenance

Identify Ad-Hoc Maintenance

Tasks

Continuous Improvement

PlanningInputs:· Planned

Maintenance Schedules

· Unscheduled Work Orders (from PM, PDM feedback)

· Outstanding Work Orders

· Backlog (of scheduled Work Orders)

· Production Demand (Ops Plan)

Outputs:· Ops Plan· 5 yr plan· 1 yr plan· 3 month plan· Weekly plan· Opportunity Planning· Overhaul Planning· Workload smoothing· Resource planning· Etc.

Tactical Maintenance

Non-tactical Maintenance

17Engineering

Change Management

3Emergency

RepairEmergency

Maint. Procedure

2Operator Repair First Line Maint.

Procedure

4Plan &

Schedule JobsPlanning

Procedure

6Do PM

Maintenance Preventative

Maint. Procedure

7Do Predictive Maintenance

Predictive Maint. Procedure

11Do Corrective Maintenance

Corrective Maint. Procedure

8Repair by UHAR

UHAR Repair Procedure

9Repair by

Contractor Contractor Repair

Procedure

10Overhaul Unit

(UHAR)Unit Overhaul.

Procedure

13Identify

Maintenance Optimisation Opportunities

14Maintenance Optimisation

Problem Solving Procedure

16Performance Monitoring

KPI MonitoringProcedure

MIMS

15Update MIMS

· Incident Log· Observations

1Report FaultsFault Reporting

Procedure

5Operator Checks

Daily Routine Checks

12Close-OutWork OrderClose-out Procedure

0.0Work Planning & Control Overview

Work Planning and Control Flow

Maintenance Mix ( % )

Maintenance Mix Based On WO Maximo

LIFE CYCLE ENGINEERING

Maintenance PhilosophyMaintenance PhilosophyEquipment in OperationEquipment in Operation

Equipment Equipment Audit/ Audit/

AssessmentAssessment

Technology Technology AdoptionAdoption

Analyze & Review Failure Modes

Analyze & Find Failure Cause

Determine Failure Defense

EXPECTEDLIFE

Analyze Failure Consequence

COST AND BENEFIT

Maturity Levels Framework

BP 1

BP x

Business

Practices

BP 2BP 3BP 4

KPI 1

KPI y

Key Performance

Indicators

KPI 2KPI 3

5 Maturity levels

1 2 3 4 5

Firefig

hting

Stabilis

ing

Preventin

g

Optimisin

g

Excellence

PLANT EFFICIENCY MANAGEMENT

Manajemen EffisiensiManajemen Effisiensi

Kendali Indikator Proses Manajemen Effisien

Hidupkan Proses Pemodelan & Simulasi

Tuntaskan Laporan Baseline Pembangkit

Budayakan Budayakan Proses Green Power PlantProses Green Power Plant

IPMT&DP

Efficiency Improvement Process Efficiency Improvement Process

Efficiency Modeling

Instrument Verification

Physical Examination Verification

Performance Monitoring

· Improve efficiency

· Reduce environ - mental emision

· Reduce plant operation cost

• The results of this study are based on a multi-step process that considers:

• Thermodynamic performance (Plant Thermal Efficiency)• Equipment design, selection, and pricing (EPC basis)• Economic Analysis (Cost of Electricity)

Efficiency Improvement

Perbandingan Efisisensi Type boiler berbeda

Pemantauan Heat Balance

Metode Efficiency Improvement

Dampak Efficiency Improvement