Click here to load reader
Upload
dimas-febrian-saputra
View
1.881
Download
356
Embed Size (px)
DESCRIPTION
Penentuan kinerja pembangkit di PT. Indonesia Power
Citation preview
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