DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT DAN INDEKS KINERJA PEMBANGKIT

PT PLN (PERSERO) No. Dokumen

PROSEDUR TETAP DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT DAN INDEKS KINERJA PEMBANGKIT PT PLN (PERSERO)

:

PLN/DKP-IKP/2007 - 01

PROTAP DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT PROSEDUR TETAP DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT DAN DAN INDEKS KINERJA PEMBANGKIT INDEKS KINERJA PEMBANGKIT Berlaku Efektif

:

Juni 2007

No. PLN/DKP-IKP/2007 - 01

JUNI 2007

PT PLN (PERSERO)

PT PLN (PERSERO)

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 1

JUNI 2007

PT PLN (PERSERO) PROSEDUR TETAP DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT DAN INDEKS KINERJA PEMBANGKIT PT PLN (PERSERO)

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

(Halaman ini sengaja dikosongkan)

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 2


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

KATA PENGANTAR

Informasi mengenai kondisi dan kesiapan Pembangkit berdasarkan Standar Internasional sangat diperlukan dalam operasi sistem. Operator sistem akan menggunakan informasi tersebut sebagai dasar dalam pengambilan keputusan perintah dispatch. Akurasi tingkat sekuriti dan keandalan sistem akan tergantung kepada kebenaran atau kemutakhiran dari informasi tentang kondisi dan kesiapan Pembangkit tersebut. Disamping itu, kebutuhan operasi sistem saat ini juga menghendaki diberlakukannya; a). mekanisme niaga yang mendorong kesiapan Pembangkit, dan b). pengertian yang sama tentang cara perhitungan indeks kinerja pembangkit. Informasi mengenai kesiapan Pembangkit aktual menjadi salah satu parameter yang penting dalam menentukan besar pembayaran yang akan diperoleh Pembangkit. Oleh karena itu mekanisme deklarasi kondisi Pembangkit dan cara perhitungan Indeks Kinerja Pembangkit perlu disusun agar dapat membantu operasi sistem dalam mempertahankan sekuriti dan keandalan, serta merupakan sumber informasi kesiapan aktual Pembangkit untuk keperluan perhitungan pembayaran dan agar semua pihak terkait dapat menggunakan parameter dan metode perhitungan yang sama untuk keperluan operasi sistem maupun pembangkit. Dengan prosedur tetap deklarasi kondisi Pembangkit dan indeks kinerja pembangkit ini diharapkan operasi sistem dan pelaksanaan mekanisme niaga sistem tenaga listrik Jawa Bali dapat berjalan lebih baik dan lancar.

Juni 2007 PT PLN (Persero)

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman i


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

A. DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR............................................................................. i A. DAFTAR ISI ..................................................................................ii B. KELENGKAPAN DOKUMEN PROTAP ................................................iv B.2. LEMBAR PENGESAHAN ..............................................................................................iv B.2. DAFTAR DISTRIBUSI.................................................................................................vi B.3. NOMOR PENGENDALIAN DOKUMEN ...........................................................................vi B.4. CATATAN PERUBAHAN DOKUMEN..............................................................................vi

C. PENDAHULUAN ............................................................................ 1 C.1. UMUM.......................................................................................................................1 C.2. DEFINISI...................................................................................................................1 C.3. MAKSUD DAN TUJUAN .............................................................................................. 2 C.4. REFERENSI................................................................................................................2

D. PROSEDUR TETAP DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT ................... 3 D.1. RUANG LINGKUP ...................................................................................................... 3 D.2. DEKLARASI DAN KONFIRMASI KONDISI PEMBANGKIT ................................................ 5 D.2.1. PETUGAS PELAKSANA DAN PENANGGUNG JAWAB ........................................... 5 D.2.2. TATA-CARA .................................................................................................. 7

E. PROSEDUR TETAP PERHITUNGAN INDEKS KINERJA PEMBANGKIT. 10 E.1. RUANG LINGKUP .....................................................................................................10 E.2. DIAGRAM KONDISI (STATUS) UNIT PEMBANGKIT ......................................................11 E.3. PERPINDAHAN KONDISI PEMBANGKIT YANG DIIZINKAN ............................................12 E.4. DEFINISI …………..…………………………………………………………………..…………………………… 13 E.4.1. OUTAGE ......................................................................................................13 E.4.2. DERATING ...................................................................................................15 E.4.3. RESERVE SHUTDOWN (RS) DAN NON CURTAILING (NC) .................................16 E.4.4. CATATAN OUTAGE DAN DERATING................................................................16 E.5. DURASI...................................................................................................................19 E.7. FORMULA PERHITUNGAN INDEKS KINERJA PEMBANGKIT...........................................22 E.7.1. UNIT PEMBANGKIT TUNGGAL........................................................................22 E.7.2. UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN/KOMPOSIT (BASIS WAKTU)............................24 E.7.3. UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN/KOMPOSIT (BASIS KAPASITAS) ......................25

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman ii


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

E.7.4. FORMULA TANPA OMC..................................................................................26 E.8. PENGELOMPOKAN KODE PENYEBAB (CAUSE CODE) KONDISI PEMBANGKIT .................28

F. PENUTUP ................................................................................... 28 LAMPIRAN-LAMPIRAN..................................................................... 29 Lampiran D-1: DAFTAR ALAMAT KOMUNIKASI ..................................................................30 Lampiran D-2: DIAGRAM ALIR PROSES DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT ........................31 Lampiran D-3: Form. H-DKP-P3B .....................................................................................33 Lampiran D-4: Form. H-DKP-Pembangkit ..........................................................................34 Lampiran D-5: Form. H-DKP-S-P3B ..................................................................................35 Lampiran D-6: Form. H-DKP-TS-P3B ................................................................................36 Lampiran D-7: Form. H-DKP-TS-Pembangkit .....................................................................37 Lampiran E-1: KODE PENYEBAB (CAUSE CODE) KONDISI PEMBANGKIT..............................38 Lampiran E-1A: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTA ..........................39 Lampiran E-1B: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTG..........................45 Lampiran E-1C: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTGU........................54 Lampiran E-1D: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTU..........................74 Lampiran E-1E: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTD..........................96 Lampiran E-1F: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTP ........................101 Lampiran E-2 : KODE PENYEBAB DILUAR TANGGUNG JAWAB PENGENDALIAN PEMBANGKIT (OMC - OUTSIDE PLANT MANAGEMENT CONTROL) .................................112 Lampiran E-3A: INTERPRETASI OUTAGE DAN DERATING ................................................118 Lampiran E-3B: LAPORAN KONDISI PEMBANGKIT ...........................................................120 Lampiran E-4 : METODA SINTESIS & FLEET-TYPE ROLL UP UNTUK MENGHITUNG KONDISI DAN KINERJA BLOK ..............................................................................132

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman iii


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

B. KELENGKAPAN DOKUMEN PROTAP B.2. LEMBAR PENGESAHAN

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman iv


Edisi : 01

Revisi: 03

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Halaman v


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

B.2. DAFTAR DISTRIBUSI No.

Bidang / Unit / Pelaksana

Personil

1.

Bidang Operasi Sistem P3B JB

Manajer, DMOPSIS, DMTRATL, DMRENOP

2.

DD PTL PT PLN (Persero)

Ulysses R. Simandjuntak

3.

DD PKT PT PLN (Persero)

Agus Darmadi

4.

PT Indonesia Power

VPAGA, VPKIT-I, VPKIT-II

5.

PT PJB

MME, MAGA

6.

PLN PMT

GM Pembangkitan

7.

PLN TANJUNG JATI B

GM Pembangkitan

8.

PLN PLTGU CILEGON

GM Pembangkitan

B.3. NOMOR PENGENDALIAN DOKUMEN

B.4. CATATAN PERUBAHAN DOKUMEN Revisi Tanggal Halaman ke 1

/02/03

2

11/05/06

Edisi : 01

Paragraf

Alasan

Disahkan Oleh

Fungsi/ Jabatan

Nur Pamudji

Manager UBOS P3B

1-2

1.2 DEFINISI

Penyesuaian dan penambahan definisi

2-3

1.3 REFERENSI

Penambahan Sub Bab

I Made Ro Sakya

Manager USEM P3B

3-9

1.5 RUANG LINGKUP

Penyempurnaan dan penambahan Definisi Outages


DD PKP PLN Pusat

Revisi: 03

Tanda Tangan

Halaman vi


2. DEKLARASI & KONFIRMASI KETIDAKSIAPAN PEMBANGKIT

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

M. Nasai Hamid

MSAGA PT IP

Sudirmanto

MSPT PT IP

Djoko Susanto

MME PT PJB

M. Karamoy

PH GM PT PLN PMT

Nur Pamudji

MBOPS P3B JB


DD PTL PT PLN (Persero)

Agus Darmadi

DD PKT PT PLN (Persero)

M. Nasai Hamid

VPAGA PT IP

Nusyirwan

VPKIT-I PT IP

Sudirmanto

VPKIT-II PT IP

Chusnul Hidayat

MME PT PJB

Bernadus Sudarmanto

Manager MAGA PT PJB

Prawoko

GM PLN PMT

3). Lampiran E-3A & E 3B: Interpretasi dan Pelaporan Outage/Derataing;

Basuki Siswanto

4). Lampiran E-4: Perhitungan Kinerja PLTGU (Blok) dengan metode Sintesis dan Fleet-type Roll Up.

GM PLN Tanjung Jati B

Paingot Marpaung

GM PLN PLTGU Cilegon

10-15

Perubahan dan penambahan: - Petugas Pelaksana dan Penanggung Jawab - Tata Cara

- Penggabungan dua protap (PROTAP HDKS dan PROTAP IKP) menjadi satu protap (PROTAP DKP dan IKP) - Meniadakan perubahan FO ke MO pada sub Bab Definisi Outage dan Derating - Penambahan definisi Planned Extention (PE), Maintenance Extention (ME), Non Curtailing Event (NC), dan Outside Plant Management Control (OMC). - Melengkapi Kode Penyebab Komponen lebih terperinci mengacu ke standar GADS-DRI NERC - Penambahan kelompok Formula; 3

30/05/07

1). Perhitungan Pembangkit Gabungan (basis waktu); dan 2). Formula Perhitungan Pembangkit OMC (Outside Management Control) - Penambahan Lampiran-lampiran: 1). Lampiran D-2: Diagram Alir Proses Deklarasi Laporan Kondisi Pembangkit; 2). Lampiran E-2: Kode Penyebab OMC;

*)

*) Catatan : Edisi : 01

Ruang/Space ini dapat disesuaikan dengan kebutuhan. Revisi: 03

Halaman vii


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

C. PENDAHULUAN C.1. UMUM Sesuai dengan amanat RUPS PT PLN (Persero) dan Anak Perusahaan yang mengharuskan mengukur Kinerja Pembangkit dengan menggunakan standar internasional (NERC 2007), maka diperlukan Tata Cara dan Rumusan Perhitungan Indeks Kinerja Pembangkit yang digunakan di lingkungan Unit Pembangkit PT PLN (Persero). Data Indeks Kinerja Pembangkit tersebut di atas dapat digunakan untuk perhitungan Kesiapan Komersial Pembangkit sebagai dasar Perhitungan Pembayaran Kapasitas Pembangkit sesuai Perjanjian Jual Beli Tenaga Listrik (PJBTL)/Kesepakatan Transfer Tenaga listrik antara PT PLN (Persero) dengan Perusahaan Pembangkit/PLN Pembangkitan. Dalam Protap ini Pihak – Pihak yang terkait adalah : •

PT Indonesia Power selaku pihak penjual, selanjutnya disebut IP;

•

PT Pembangkitan Jawa Bali selaku pihak penjual, selanjutnya disebut PJB;

•

PT PLN (Persero) Pembangkitan Muara Tawar selaku pihak pemasok, selanjutnya disebut PMT;

•

PT PLN (Persero) Pembangkitan Tanjung Jati B selaku pihak pemasok , selanjutnya disebut TJB;

•

PT PLN (Persero) Pembangkitan PLTGU Cilegon selaku pihak pemasok, selanjutnya disebut CLG;

•

PT PLN (Persero) selaku pihak pembeli, selanjutnya disebut PLN;

•

PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali selaku pelaksana kontrak jual beli tenaga listrik yang bertindak untuk dan atas nama pembeli, selanjutnya disebut P3B JB;

•

Semua Perusahaan Pembangkit lain yang terhubung ke grid Sistem Jawa Bali.

C.2. DEFINISI •

UBP adalah Unit Bisnis Pembangkit PT IP

•

UP adalah Unit Pembangkitan PT PJB

•

VPAGA adalah Vice President Niaga PT IP

•

VPKIT-I/II adalah Vice President Pengusahaan Pembangkit I/II PT IP

•

MME adalan Manajer Manajemen Energi PT PJB

•

MMAGA adalan Manajer Manajemen Niaga PT PJB

•

REGION adalah Region Jawa Barat, Region Jakarta dan Banten, Region Jawa Tengah dan DIY serta Region Jawa Timur dan Bali PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali Jawa Bali

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 1


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

•

BOPS adalah Bidang Operasi Sistem yang merupakan bidang dari PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali dan bertugas menjalankan fungsi operator sistem dan menjalankan fungsi pengelolaan transaksi tenaga listrik di sistem Jawa-Bali termasuk didalamnya pengelolaan sistem metering.

•

DMN adalah daya mampu netto Pembangkit sesuai kontrak jual beli tenaga listrik antara IP atau Pembangkit dengan PLN.

•

Perjanjian Jual Beli Tenaga Listrik (PJBTL) adalah kontrak/perjanjian/ kesepakatan tentang jual beli tenaga listrik atau Transfer Tenaga Listrik antara PLN dengan masing-masing Penjual, yaitu: IP, PJB, PMT, TJB, CLG.

•

Aplikasi Dispatch adalah aplikasi pencatatan perintah dispatch.

•

Aplikasi HDKP adalah aplikasi pencatatan harian deklarasi kondisi pembangkit.

•

Aplikasi GAIS (Generation Availability Information System) adalah aplikasi perhitungan Indeks Kinerja Pembangkit.

C.3. MAKSUD DAN TUJUAN Protap ini dibuat dengan maksud untuk menjadi pedoman tetap bagi pelaksanaan pencatatan kondisi unit Pembangkit aktual. Data yang diperoleh melalui proses sebagaimana diuraikan pada Protap ini akan digunakan untuk: 1. Keperluan perhitungan Indeks Kinerja Pembangkit yang mengacu pada NERC 2007 (North American Electric Reliability Council); 2. Keperluan perhitungan kesiapan komersial Pembangkit sesuai PJBTL.

C.4. REFERENSI Protap ini mengacu pada dokumen berikut: 1. Aturan Jaringan Sistem Jawa-Madura-Bali versi 2007 2. Generation Availability Data System - Data Reporting Instructions (GADS DRI) NERC 2007. 3. PJBTL antara PT PLN (Persero) dengan Pembangkit yang masih berlaku.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 2


D.

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

PROSEDUR TETAP DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT

D.1. RUANG LINGKUP Protap ini meliputi proses deklarasi dan konfirmasi kondisi aktual Pembangkit yang diakibatkan oleh kondisi berikut: PEMBANGKIT KELUAR (FULL OUTAGE) 1. SO - Scheduled Outage, meliputi:

PO - Planned Outage: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.1. Protap ini). MO - Maintenance Outage: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.1. Protap ini). 2. SE - Scheduled Outage Extension, meliputi:

PE - Planned Outage Extension: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.1. Protap ini). ME - Maintenance Outage Extension: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.1. Protap ini). 3. FO - Forced Outage, meliputi:

FO1 (U1) - Unplanned (Forced) Outage — Immediate: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.1. Protap ini).

FO2 (U2) - Unplanned (Forced) Outage — Delayed: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.1. Protap ini).

FO3 (U3) - Unplanned (Forced) Outage — Postponed: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.1. Protap ini).

SF - Startup Failure: ((Lihat definisi Outage pada Sub E.4.1. Protap ini). 4. RS - Reserve Shutdown: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.3. Protap ini). 5. NC - Noncurtailing Event: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.3. Protap ini).

PEMBANGKIT DERATING (PARTIAL OUTAGE) 1. SD - Scheduled Derating, meliputi:

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 3


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

PD - Planned Derating: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.2. Protap ini). MD (D4) - Maintenance Derating: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.2. Protap ini). 2. DE – (Scheduled) Derating Extension, meliputi:

PDE (DP) – Planned Derating Extension: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.2. Protap ini).

MDE (DM) - Maintenance Derating Extension: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.2. Protap ini). 3. FD - Forced Derating, meliputi: FD1 (D1) - Unplanned (Forced) Derating — Immediate: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.2. Protap ini). FD2 (D2) - Unplanned (Forced) Derating — Delayed: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.2. Protap ini). FD3 (D3) - Unplanned (Forced) Derating — Postponed: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.2. Protap ini). CATATAN TAMBAHAN Pada Lampiran E-2, Lampiran E-3, dan Lampiran E-4 diuraikan beberapa contoh interpretasi dan laporan Outage/Derating (termasuk kondisi OMC) yang diharapkan dapat memperjelas pengertian kondisi-kondisi Pembangkit. Kondisi yang tidak dapat digolongkan sebagai derating adalah sebagai berikut:

a) Daya mampu aktual Pembangkit yang lebih besar dari atau sama dengan 98% (sembilan puluh delapan persen) dari DMN pembangkit dalam selang waktu setengah jam secara terus-menerus.

b) Apabila diminta oleh Dispatcher BOPS atau REGION P3B untuk mencapai tingkat pembebanan tertentu, dan pembebanan Pembangkit aktual mencapai tingkat pembebanan tersebut dengan rentang -2% (minus dua persen) dari DMN dalam selang waktu setengah jam secara terus-menerus.

c) Derating saat Unit Startup Tiap unit mempunyai waktu "standar" atau "normal" untuk mencapai beban penuh setelah/dari keadaan outage. Jika suatu unit dalam proses start up dari kondisi outage ke tingkat beban penuh atau ke tingkat beban yang ditentukan sesuai periode yang “normal”,

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 4


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

maka tidak ada derating pada unit. Jika unit memerlukan waktu lebih panjang dibanding waktu start up normal menuju beban penuh atau menuju beban yang ditentukan dispatcher, maka unit dianggap mengalami derating. Kapasitas unit pada akhir periode normal akan menentukan derate dan derate akan berlangsung sampai unit dapat mencapai kemampuan beban penuh atau tingkat beban yang ditentukan dispatcher. Beberapa hal yang perlu diperhatikan dalam penentuan kondisi Pembangkit adalah sebagai berikut:

a) Apabila selisih waktu aktual sinkronisasi Pembangkit ke sistem sesuai perintah sinkron dispatcher lebih besar dari 5 (lima) menit (sesuai Grid Code SDC 7.4.3.a) dari target waktu yang disampaikan oleh Dispatcher BOPS atau REGION P3B berdasarkan infromasi dari IP atau Pembangkit, maka hal ini diperhitungkan sebagai kondisi Pembangkit.

b) Apabila tidak terdapat target waktu spesifik yang diminta oleh Dispatcher BOPS atau REGION P3B dan tingkat pembebanan Pembangkit dicapai melebihi 2 (dua) menit dari prakiraan waktu berdasarkan deklarasi ramping ratenya (sesuai Grid Code 7.4.3.b), maka Pembangkit dianggap mengalami derating. Butir ini diberlakukan jika telah tersedia infrastruktur (hardware dan software) yang mendukung.

c) Apabila terdapat target waktu spesifik yang diminta oleh Dispatcher BOPS dan REGION P3B, dan bila tingkat pembebanan tersebut dicapai melebihi 2 (dua) menit dari target waktu tersebut (sesuai Grid Code SDC 7.4.3.c), maka Pembangkit dianggap mengalami derating. Butir ini diberlakukan jika telah tersedia infrastruktur (hardware dan software) yang mendukung. Kondisi-kondisi tersebut di atas yang dapat mempengaruhi perhitungan pembayaran kepada perusahaan Pembangkit, merupakan kondisi awal yang akan digunakan. Jika terdapat ketentuan pada PJBTL yang mutakhir antara perusahaan Pembangkit dan PLN yang menyatakan lain, maka kondisi seperti tersebut diatas akan disesuaikan berdasarkan kontrak tersebut.

D.2. DEKLARASI DAN KONFIRMASI KONDISI PEMBANGKIT D.2.1. PETUGAS PELAKSANA DAN PENANGGUNG JAWAB Petugas pelaksana pencatatan real time kondisi pembangkit dan perintah dispatch, melalui Aplikasi Dispatch apabila ada, ditentukan sebagai berikut: a) P3B: Dispatcher BOPS untuk Pembangkit yang terhubung ke sistem 500 kV dan dispatcher REGION P3B untuk Pembangkit yang terhubung ke sistem 150 kV dan 70 kV. b) IP: Supervisor Operasi atau Operator Pembangkit yang mewakili Supervisor Operasi. c) PJB: Supervisor Produksi atau Operator Pembangkit yang mewakili Supervisor Produksi.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 5


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

d) PMT: Operator pembangkit PLTGU Muara Tawar milik PMT e) TJB: Operator pembangkit PLTU Tanjung Jati B f) CLG: Operator pembangkit PLTGU Cilegon Pelaksana proses acknowledgement penerimaan rekap data kondisi Pembangkit untuk periode tertentu dalam operasi hari berjalan adalah sebagai berikut: a) P3B: Supervisor Operasi Real Time BOPS b) IP: Pelaksana Pengendalian Niaga UBP PT IP c) PJB: Supervisor Produksi atau Operator Pembangkit yang mewakili Supervisor Produksi. d) PMT: Operator pembangkit PLTGU Muara Tawar milik PMT e) TJB: Shift Leader Operator Pembangkit PLTU Tanjung Jati B f)

CLG: Supervisor Produksi Pembangkit PLTGU Cilegon

Pelaksana proses konfirmasi harian kondisi Pembangkit harian ditentukan sebagai berikut: a) P3B: Supervisor Operasi Real Time BOPS b) IP: Supervisor Operasi dan Niaga UBP PT IP dan atau Staf Senior Meter dan Setelmen c) PJB: Supervisor RENDALOP dan atau staf yang mewakili di Unit Pembangkit d) PMT: Asisten Manager Operasi Real Time e) TJB: Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 6


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Enjinir Operasi Operator Pembangkit PLTU Tanjung Jati B f) CLG: Supervisor Produksi Pembangkit PLTGU Cilegon

D.2.2. TATA-CARA a) Unit Pembangkit dengan DMN unit Pembangkit lebih besar atau sama dengan 15 MW harus mendeklarasikan kepada dispatcher BOPS atau dispatcher REGION P3B atau dispatcher SubRegion Bali sesuai kewenangannya mengenai setiap kondisi Pembangkit aktual baik yang parsial (derating), tidak siap sepenuhnya (DMN = 0) akibat PO, MO, atau FO, kondisi Unit yang siap , maupun kondisi non event curtailing (NC) untuk periode Mingguan (RDM) berikut Cause Code nya. Data pembangkit yang tidak siap akan dimasukkan oleh BOPS ke dalam database HDKP. Data unit Pembangkit yang siap akan di Dispatch dalam ROH (Rencana Operasi Harian). b) Jika terjadi perubahan kondisi pembangkit dari RDM/ROH, maka pihak Pembangkit atau BOPS/REGION P3B JB akan mendeklarasikan perubahan kondisi Pembangkit tersebut dengan menyebutkan nama dan nomor unit Pembangkit, daya mampu Pembangkit maksimum, waktu mulai dan berakhirnya kondisi tersebut, alasan kejadian, cause code komponen/kelompok dan nama operator/supervisor yang melaporkan dalam Deklarasi Harian Kondisi Pembangkit (HDKP). Jika tidak terdapat deklarasi perubahan kondisi Pembangkit maka daya mampu aktual Pembangkit yang digunakan untuk keperluan perhitungan kondisi Pembangkit adalah daya mampu mutakhir sesuai RDM yang disampaikan ke BOPS. Setiap Operator atau Supervisor Operasi yang berkomunikasi secara elektronik, tertulis maupun suara dengan Dispatcher adalah sah sebagai juru bicara unit Pembangkit. c) Apabila telah menggunakan Aplikasi Dispatch, Supervisor Operasi atau Operator Pembangkit yang mewakili Supervisor Operasi Pembangkit atau yang mewakili harus mengakui telah menerima (acknowledgement) perintah dispatch atau daya mampu maksimum atau informasi lainnya yang di-klaim oleh Dispatcher BOPS melalui Aplikasi Dispatch dan memberikan komentar/informasi/persetujuan kondisi pembangkit atas perintah dispatcher. Apabila dalam perintah Dispasthcer tidak ada waktu untuk memberikan perintah, maka Supervisor Operasi atau Operator Pembangkit yang mewakili Supervisor Operasi Pembangkit wajib mengisikan dalam aplikasi atas perintah dispathcer dan selanjutnya dispatcher hanya melakukan acknowledgement. d) Apabila Aplikasi Dispatch tidak dapat berfungsi atau belum diimplementasikan, maka Dispatcher BOPS, REGION dan Sub Region Bali harus mencatat semua data dari deklarasi yang dilakukan operator Pembangkit dan informasi operasi pembangkit lainnya pada logbook operasi sistem/logsheet. Komunikasi operasi tersebut harus pula direkam oleh BOPS dengan sarana voice recorder. Hasil dari koordinasi mengenai data/informasi selanjutnya akan dimasukkan oleh BOPS kedalam data base Aplikasi HDKP. e) Supervisor Operasi Real Time BOPS akan mengirim rekap Data Awal kondisi Pembangkit harian seperti daya mampu maksimum, penyebab kejadian dan cause codenya untuk data yang

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 7


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

sudah terkumpul pada periode tugas/shiftnya kepada Supervisor Pembangkit atau yang mewakili melalui Web Aplikasi HDKP f)

Supervisor Pembangkit atau yang mewakili akan melakukan acknowledgement atas Data Awal kondisi Pembangkit meliputi daya mampu maksimum, penyebab kejadian dan cause codenya melalui Web Aplikasi HDKP.

g) Form H-DKP-P3B yang berisi Rekap Final data kondisi Pembangkit periode operasi mulai pukul 00:00 WIB hingga 24:00 WIB satu hari sebelumnya akan dikirim selambat-lambatnya pukul 10.00 WIB setiap harinya oleh Supervisor Operasi Real Time BOPS melalui Web Aplikasi HDKP untuk selanjutnya dikonfirmasi oleh Supervisor Pembangkit atau yang mewakili. Lihat Lampiran D-3. h) Supervisor Operasi dan Niaga UBP – IP, Supervisor di Unit Pembangkit – PJB, dan Asisten Manager Operasi real Time - PLN PMT, Enjinir Operasi – TJB, Supervisor Produksi – CLG, melakukan konfirmasi mengenai data kondisi Pembangkit periode operasi satu hari sebelumnya mulai pukul 00:00 WIB hingga 24:00 WIB satu hari sebelumnya melalui Web Aplikasi HDKP Form H-DKP-Pembangkit (lihat Lampiran D-4) selambat-lambatnya pukul 15:00 setiap harinya. Konfirmasi yang perlu dilakukan yaitu:

Mengisi ruang "Konfirmasi" dengan huruf “S” jika data kondisi Pembangkit disepakati atau mengisinya dengan huruf "TS" jika data kondisi Pembangkit belum disepakati.

IP, PJB, PMT, TJB dan CLG apabila diperlukan, memberikan penjelasan pada kolom "Keterangan" terhadap data kondisi Pembangkit yang belum disepakati.

Mengisi, memperbaiki atau melengkapi data Cause Code penyebab kejadian pada ruang yang terdapat di Aplikasi HDKP.

Jika a) tidak terdapat konfirmasi atas data kondisi harian hingga pukul 15:00 WIB keesokan harinya atau pada hari kerja terdekat setelah hari libur; atau b) terdapat data yang tidak dilengkapi dengan konfirmasi “S” atau “TS”, maka data kondisi yang disampaikan BOPS dianggap sebagai data yang benar. Apabila jadwal penyampaian deklarasi dan konfirmasi harian jatuh pada hari Sabtu, Minggu atau hari libur, maka proses deklarasi dan konfirmasi sesuai Protap ini dilakukan pada hari kerja terdekat setelah hari libur tersebut. i)

Selanjutnya, BOPS P3B akan memfasilitasi penyelesaian mengenai data kondisi yang belum disepakati (berstatus “TS”) oleh IP, PJB, PMT, TJB, dan CLG berdasarkan data pendukung yang ada.

j)

Data kondisi yang telah disepakati akan digunakan oleh BOPS P3B sebagai dasar perhitungan Indeks Kinerja Pembangkit. ..

k) Jika masih terdapat data kondisi yang belum disepakati, maka harus diselesaikan secara kesepakatan bersama antara BOPS dan Pembangkit atau dilanjutkan kepada komisi Grid Code

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 8


l)

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

BOPS harus menyampaikan hasil akhir penyelesaian data kondisi yang berstatus “TS”. Data tersebut dapat dikoreksi dengan alasan yang disepakati oleh BOPS dan perusahaan Pembangkit. (Lihat Lampiran D-6 dan D-7).

m) Apabila terdapat kendala pada saluran komunikasi untuk penggunaan Web Aplikasi HDKP, maka proses konfirmasi dilakukan melalui email, facsimile atau ftp. Alamat email BOPS, UBP - IP, PJB, PMT, TJB dan CLG serta server ftp dapat dilihat pada Lampiran D-1. Selanjutnya BOPS akan mengisikan data tersebut ke database HDKP. n) Untuk memperjelas proses pelaksanaan deklarasi kondisi pembangkit dapat dilihat pada Diagram Alir pada Lampiran D-2 o) Penunjukan waktu di ruang kontrol P3B Gandul (berdasarkan GPS) digunakan sebagai Waktu Standar untuk semua pencatatan dan pelaporan kejadian Pembangkit.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 9


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

E. PROSEDUR TETAP PERHITUNGAN INDEKS KINERJA PEMBANGKIT E.1. RUANG LINGKUP Terdapat 4 metode perhitungan Indeks Kinerja Pembangkit yang disepakati, yaitu: 1. Perhitungan Pembangkit Tunggal (basis waktu) 2. Perhitungan Pembangkit Gabungan (basis waktu) 3. Perhitungan Pembangkit Gabungan (basis energi) 4. Perhitungan Pembangkit Tunggal/Gabungan OMC (Outside Management Control) Indeks kinerja pembangkit yang disepakati untuk mengacu pada Protap ini yaitu: PER UNIT PEMBANGKIT (Termasuk OMC) **

UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN (Termasuk OMC) **

1. Availability Factor (AF)

1. Weighted Availability Factor (WAF)

2. Equivalent Availabity 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 (EFORd)

13. W. Equivalent Forced Outage Rate demand (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)

** Formula OMC digunakan untuk menghitung kinerja pembangkit tanpa peristiwa-peristiwa diluar tangguang jawab managemen 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 indeks kinerja tersebut diuraikan pada sub E.7.1 s.d. E.7.4

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 10


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

E.2. DIAGRAM KONDISI (STATUS) UNIT PEMBANGKIT Berikut digambarkan pengelompokan status unit pembangkit sebagai acuan dalam Protap ini.

TIDAK AKTIF

Inactive Reserve

Mothballed

Retired

AKTIF Available (Zero to Full Load) In Service **)

Reserve *) Planned Deratings

No Deratings

Maintenance (D4)

Scheduled

Unavailable (No Load)

D1

Planned Outage

Unplanned Deratings

Ext.M.

D2

Forced

D3

Planned

P. Extension

Maintenance

Scheduled

Unplanned O.

U1

Ext. M.

U2

Forced

U3

SF

*) Not connected, **) Connected

Gambar-1. Pengelompokan Status Unit Pembangkit Dua kategori utama status unit pembangkit ditunjukkan pada Gambar-1, yaitu “AKTIF” dan ”TIDAK 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 “INACTIVE RESERVE” yaitu status bagi unit pembangkit yang direncanakan sebagai cadangan untuk jangka panjang, “MOTHBALLED” yaitu status unit pembangkit yang sedang disiapkan untuk idle dalam jangka panjang, dan “RETIRED” yaitu unit yang untuk selanjutnya diharapkan tidak beroperasi lagi namun belum dibongkar instalasinya. Bagian bawah Gambar-1 diatas menunjukkan berbagai status operasi unit pembangkit dengan rincian hingga empat tingkatan. Rincian status demikian merupakan data input yang digunakan dalam program perhitungan indeks kinerja pembangkit pada Aplikasi GAIS (Generation Availability Information System).

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 11


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

E.3. PERPINDAHAN KONDISI PEMBANGKIT YANG DIIZINKAN Perpindahan kondisi outage ke kondisi outage lainnya dapat dilakukan setelah persoalan yang mengakibatkan outage awal sudah diselesaikan dan unit siap dioperasikan sebagaimana sebelum outage awal terjadi. Tabel-E.3. dibawah ini menunjukkan perpindahan kondisi yang diizinkan. Tabel-E.3.: Perpindahan Kondisi Yang Diizinkan KE ¾

U1

U2

U3

SF

MO

PO

SE

ME

PE

RS

DE

DM

DP

FO1 (U1)

Y

T

T

Y

Y

Y

T

T

T

Y

FO2 (U2)

Y

T

T

Y

Y

Y

T

T

T

Y

FO3 (U3)

Y

T

T

Y

Y

Y

T

T

T

Y

SF

Y

T

T

Y

Y

Y

T

T

T

Y

MO

Y

T

T

Y

Y

Y

Y

Y

T

Y

PO

Y

T

T

Y

T

Y

Y

T

Y

Y

ME

Y

T

T

Y

T

T

Y

Y

T

Y

PE

Y

T

T

Y

T

T

Y

T

Y

Y

SE

Y

T

T

Y

T

T

Y

Y

Y

Y

RS

Y

T

T

Y

Y

Y

T

T

T

Y

FD1 (D1)

T

T

T

FD2 (D2)

T

T

T

T

T

T

Y

Y

T

Y

T

Y

MDE (DM)

Y

T

PDE (DP)

T

Y

DARI À

FD3 (D3) MD (D4) PD

Standar IEEE 762 tidak mengizinkan perpindahan dari/ke status derating ke/dari jenis peristiwa yang lain kecuali yang telah ditunjukkan (pada Tabel ini)

DE

Y

CATATAN: ”Y” berarti bisa pindah status; ”T” bearti tidak bisa pindah status

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 12


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

E.4. DEFINISI E.4.1. OUTAGE Outage terjadi apabila suatu unit tidak sinkron ke jaringan dan bukan dalam status Reserve Shutdown. Klasifikasi outage secara umum dikelompokkan menjadi tujuh jenis kejadian. Suatu outage dimulai ketika unit dikeluarkan dari jaringan atau pindah status misalnya dari status Reserve Shutdown menjadi Maintenance Outage. Outage berakhir ketika unit terhubung ke jaringan atau pindah ke status lain.

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.

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 PO dimulai, periode dan tanggal operasinya telah ditetapkan. Semua pekerjaan sepanjang PE adalah bagian dari lingkup pekerjaan yang asli dan semua perbaikan ditentukan sebelum outage mulai.

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 ROM berikutnya. CATATAN: ROM adalah Rencana Operasi Mingguan yang diterbitkan oleh P3B untuk periode operasi mulai Jum’at pukul 00:00 WIB sampai dengan Kamis minggu berikutnya pukul 24:00 WIB.

ME - Maintenance Outage Extension: yaitu pemeliharaan outage perpanjangan, sebagai

perpanjangan MO yang belum selesai dalam waktu yang telah ditetapkan. Ini artinya bahwa sebelum MO dimulai, periode dan tanggal selesainya telah ditetapkan. Semua pekerjaan sepanjang ME adalah bagian dari lingkup pekerjaan yang asli dan semua perbaikan ditentukan sebelum outage mulai.

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. "Durasi yang ditentukan" dari outage juga menentukan "perkiraan tanggal penyelesaian” dari PO atau MO. Jika unit dijadwalkan untuk perbaikan selama empat minggu, maka unit diharapkan sudah siap operasi empat minggu setelah tanggal mulai outage. Dalam hal outage dimajukan atau dimundurkan untuk keperluan sistem, maka tanggal mulai outage ditambah durasi outage akan menentukan tanggal berakhirnya outage. Sepanjang outage tidak lebih lama dari yang direncanakan, maka tanggal berakhirnya outage digeser agar bersamaan sesuai dengan periode durasi yang telah ditentukan.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 13


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Dalam hal terdapat perpindahan status outage pembangkit, tanggal dan waktu akhir outage yang satu akan menjadi awal outage berikutnya. Status unit hanya dapat diubah jika outage yang pertama telah berakhir. Sebagai contoh, jika unit keluar paksa (FO/U1) disebabkan suatu tabung dinding air bocor (tepat sebelum unit tersebut akan keluar terencana-PO), maka perbaikan kerusakan akibat FO/U1 harus selesai terlebih dahulu sebelum status unit diubah dari U1 ke status PO. Petugas pemeliharaan dapat memulai pekerjaan PO, namun status unit tidak akan menjadi PO sebelum pekerjaan outage U1 selesai dan unit dapat beroperasi kembali. Semua pekerjaan selama PO dan MO ditentukan terlebih dahulu dimuka dan dikenal sebagai "lingkup pekerjaan awal". SE hanya digunakan pada kondisi dimana lingkup pekerjaan awal memerlukan waktu lebih untuk penyelesaiannya dibanding yang dijadwalkan sebelumnya. SE tidak digunakan dalam kondisi dimana ditemukan problem/permasalahan tak diduga pada saat outage yang menyebabkan unit keluar dari sistem melampaui tanggal berakhirnya PO atau MO yang diperkirakan. Kondisi ini dianggap sebagai Unplanned (Forced) Outage-Immediate (U1). SE juga tidak digunakan pada kondisi dimana dijumpai permasalahan tak diduga ketika unit startup. Jika suatu unit selesai PO atau MO sebelum tanggal penyelesaian yang diperkirakan, maka apapun permasalahan yang menyebabkan outages atau deratings setelah tanggal penyelesaian tersebut tidak dianggap sebagai bagian dari PO atau MO. SE atau U1 harus mulai pada waktu yang sama (bulan/hari/jam/menit) yaitu pada saat PO atau MO berakhir.

SF - Startup Failure: yaitu outage yang terjadi ketika suatu unit tidak mampu sinkron dalam waktu start up yang ditentukan setelah dari status outage atau RSH. Periode Startup untuk masing-masing unit ditentukan oleh Unit pembangkit. Hal ini spesifik untuk tiap unit, dan tergantung pada kondisi unit ketika startup (panas, dingin, standby, dll.). Periode start up dimulai dari perintah start dan berakhir ketika unit sinkron. SF berakhir ketika unit sinkron atau unit berubah status.

FO - Forced Outage: yaitu keluarnya pembangkit akibat adanya kondisi emergensi pada pembangkit atau adanya gangguan yang tidak diantisipasi sebelumnya serta yang tidak digolongkan ke dalam MO atau PO.

FO1 (U1) - Unplanned (Forced) Outage — Immediate: adalah outage yang memerlukan keluarnya pembangkit dengan segera baik dari kondisi operasi, RSH atau status outage lainnya. Jenis outage ini diakibatkan oleh kontrol mekanik/electrical/hydraulic unit pembangkit trip atau ditripkan oleh operator sebagai respon atas alarm/kondisi unit.

FO2 (U2) - Unplanned (Forced) Outage — Delayed: adalah outage yang tidak memerlukan unit pembangkit untuk keluar segera dari sistem tetapi dapat ditunda paling lama dalam enam jam. Outage jenis ini hanya dapat terjadi pada saat unit dalam keadaan terhubung ke jaringan serta melalui proses penurunan beban bertahap.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 14


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

FO3 (U3) - Unplanned (Forced) Outage — Postponed: adalah outage yang dapat ditunda lebih dari enam jam. Outage jenis ini hanya dapat terjadi pada saat unit dalam keadaan terhubung ke jaringan.

E.4.2. DERATING Derating terjadi apabila daya keluaran (MW) unit kurang dari DMN-nya. Derating digolongkan menjadi beberapa kategori yang berbeda. Derating dimulai ketika unit tidak mampu untuk mencapai 98% DMN dan lebih lama dari 30 menit. Kapasitas yang tersedia didasarkan pada keluaran unit dan bukan pada instruksi dispacth. Derating berakhir ketika peralatan yang menyebabkan derating tersebut kembali normal, terlepas dari apakah pada saat itu unit diperlukan sistem atau tidak. Jika derating unit kurang dari 2% dari DMN dan kurang dari 30 menit, maka derating tersebut dapat dilaporkan . Cara lainnya, semua deratings (lebih besar/kecil dari 2% DMN atau lebih pendek/panjang dari 30 menit) dapat dilaporkan ke P3B. Sebagai contoh, suatu derate 10% dari DMN tetapi berlangsung 10 menit perlu dilaporkan ke P3B; suatu derate 1% dari DMN tetapi berlangsung 6 jam perlu dilaporkan ke P3B.

PD - Planned Derating: adalah derating yang dijadwalkan dan durasinya sudah ditentukan sebelumnya dalam rencana tahunan pemeliharaan pembangkit. Derating berkala untuk pengujian, seperti test klep turbin mingguan, bukan merupakan PD, tetapi MD (D4). MD (D4) - Maintenance Derating: adalah derating yang dapat ditunda melampaui akhir periode operasi mingguan (Kamis, pukul 24:00 WIB) tetapi memerlukan pengurangan kapasitas sebelum PO berikutnya. D4 dapat mempunyai tanggal mulai yang fleksibel dan boleh atau tidak boleh mempunyai suatu periode yang ditentukan.

MDE (DM) - Maintenance Derating Extension: adalah suatu pemeliharaan yang derating

perluasan sebagai suatu perluasan pemeliharaan derate (D4) di luar tanggal penyelesaian diperkirakan. Ini artinya bahwa di awal Peristiwa D4, derate mempunyai waktu pekerjaan yang diperkirakan dan termasuk tanggal unit untuk kembali operasi. Semua pekerjaan sepanjang D4 dijadwalkan (bagian dari lingkup pekerjaan asli) dan semua perbaikan ditentukan sebelum outage mulai.

PDE (DP) – Planned Derating Extension: suatu outage perluasan direncanakan sebagai suatu perluasan suatu Derate Direncanakan (PD) di luar tanggal penyelesaian diperkirakannya. Ini berarti bahwa di awal PD, derate mempunyai jangka waktu yang diperkirakan (periode waktu) untuk pekerjaan dan penetapan tanggal unit untuk kembali operasi. Semua pekerjaan sepanjang PD yang dijadwalkan adalah (bagian dari lingkup pekerjaan yang asli) dan semua perbaikan ditentukan sebelum outage mulai. DE - Derating Extension: adalah perpanjangan dari PD atau MD (D4) melampaui tanggal penyelesaian yang diperkirakan. DE hanya digunakan apabila lingkup pekerjaan yang awal memerlukan waktu lebih untuk menyelesaikan pekerjaannya dibanding waktu yang telah dijadwalkan. DE tidak digunakan dalam kejadian dimana ada keterlambatan atau permasalahan tak diduga diluar lingkup pekerjaan awal sehingga unit tersebut tidak mampu untuk mencapai beban penuh setelah akhir tanggal PD atau D4

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 15


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

yang diperkirakan. DE harus mulai pada waktu (bulan/hari/jam/menit) saat PD atau D4 direncanakan berakhir.

FD1 (D1) - Unplanned (Forced) Derating — Immediate: adalah derating yang memerlukan penurunan kapasitas segera (tidak dapat ditunda).

FD2 (D2) - Unplanned (Forced) Derating — Delayed: adalah derating yang tidak memerlukan suatu penurunan kapasitas segera tetapi memerlukan penurunan dalam dalam waktu enam jam.

FD3 (D3) - Unplanned (Forced) Derating — Postponed: adalah derating yang dapat ditunda lebih dari enam jam.

E.4.3. RESERVE SHUTDOWN (RS) DAN NON CURTAILING (NC) 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. Jika suatu unit keluar karena adanya permasalahan peralatan, baik unit diperlukan atau tidak diperlukan oleh sistem, maka kondisi ini dianggap sebagai sebagai FO, MO, atau PO, bukan sebagai reserve shutdown (RS). Pada saat unit sedang dalam status RS, seringkali pekerjaan pemeliharaan dilakukan yang menyebabkan unit outage atau derating seandainya diminta operasi dan sinkron ke sistem. Jika pekerjaan pemeliharaan tidak dapat dihentikan atau diselesaikan, maka status RS berubah menjadi outage atau derating.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. NC juga dapat terjadi ketika unit pembangkit sedang beroperasi dengan beban kurang dari kapasitas penuh yang terkait dengan kebutuhan pengaturan sistem. Selama periode ini, peralatan dapat dipindahkan dari operasi untuk pemeliharaan, pengujian, atau lain pertimbangan dan dilaporkan sebagai suatu NC jika kedua kondisi yang berikut dijumpai: a) Kemampuan unit tidak berkurang sampai di bawah kebutuhan sistem; dan, b) Pekerjaan dapat dihentikan atau diselesaikan dan tidak mengurangi kemampuan DMN serta waktu ramp-up dalam jangkauan normal nya, jika dan ketika unit telah diperlukan oleh sistem. Jika kondisi-kondisi ini tidak bisa dipenuhi, laporkan kejadian tersebut sebagai peristiwa outage atau derating, bukannya suatu NC.

E.4.4. CATATAN OUTAGE DAN DERATING a). Outside Management Control Outages 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 bahanbakar, dan lain lain. Daftar penyebab dan kode penyebabnya lihat pada Lampiran G-2. LAPORKAN SEMUA Peristiwa OMC ke P3B. Peristiwa tersebut tidak boleh digolongkan sebagai cadangan shutdown atau peristiwa noncurtailing. NERC mengijinkan kalkulasi peristiwa dengan dan tanpa Peristiwa OMC.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 16


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

b). Testing Terkait Outages Pengujian On-line: Jika unit harus disinkron pada beban tertentu dalam rangka menguji performance terkait PO, MO, atau FO ( U1, U2, U3, SF), laporkan pengujian tersebut sebagai Derating Direncanakan (PD), Pemeliharaan Yang Derating (D4), atau Derating Tidak direncanakan ( D1). Semua peristiwa tersebut berawal ketika pengujian mulai, dan berakhir ketika pengujian selesai. Laporkan semua produksi energi yang dihasilkan unit selama periode on-line testing tersebut. Pengujian off-line: Laporkan pengujian terkait outage yang tidak sinkron sebagai bagian dari peristiwa outagenya. Outage berakhir ketika pengujian selesai dan unit telah sinkron atau pindah status lain. Boleh melaporkan jenis pengujian ini terpisah dari peristiwa outagenya. Dalam hal ini, periode pengujian menjadi suatu peristiwa baru, outage berakhir ketika periode pengujian mulai. Peristiwa Pengujian berakhir ketika unit sinkron atau ditempatkan pada Status Unit yang lain. c). Derating saat Unit Startup atau Shutdown. Tiap unit mempunyai waktu "standar" atau "normal" untuk mencapai beban penuh setelah/dari keadaan outage. Jika suatu unit dalam proses start up dari kondisi outage ke tingkat beban penuh atau ke tingkat beban yang ditentukan sesuai periode yang “normal”, maka tidak ada derating pada unit. Jika unit memerlukan waktu lebih panjang dibanding waktu start up normal menuju beban penuh atau menuju beban yang ditentukan dispatcher, maka unit dianggap mengalami derating. Kapasitas unit pada akhir periode normal akan menentukan derate dan derate akan berlangsung sampai unit dapat mencapai kemampuan beban penuh atau tingkat beban yang ditentukan dispatcher. Tidak ada derating untuk unit shutdown. Setiap unit perlu shutdown dengan aman, dengan mengurangi peralatan atau memperhatikan resiko keselamatan personil. Beberapa shutdowns dapat cepat seperti layaknya unit trip; yang lain bisa lebih lambat seperti turunnya unit menuju PO. Dalam kasus manapun, unit tidaklah derated.

d). Derating karena Pengaruh Lingkungan (Ambient-related Losses) Derating karena kondisi lingkungan, misalnya disebabkan oleh temperatur masukan air pendingin tinggi (kode penyebab 9660, dll.), tidak dilaporkan sebagai peristiwa derating ke P3B. Derating tersebut mudah dihitung dengan mengurangi DMN terhadap Daya Ketergantungannya. Kerugian Energinya adalah derating karena lingkungan dikalikan dengan PH. e). Kebutuhan Pengaturan Sistem (Dispatch Requirement) Unit pembangkit yang beroperasi dibawah DMN karena pengaturan sistem, dikenal sebagai " load following" termasuk unit Pembangkit yang diatur oleh LFC (Load frequency control). Kejadian ini tidak dilaporkan ke P3B sebagai derating. Walaupun Load following tidak dilaporkan ke P3B, setiap pemeliharaan, pengujian, dan lain lain yang dilakukan sepanjang periode load following harus dilaporkan sebagai suatu peristiwa. Di bawah kondisi-kondisi tertentu, pekerjaan ini dapat dilaporkan sebagai peristiwa noncurtailing (NC). f). Overlap Deratings Deratings tumpang-tindih satu sama lain dalam waktu bersamaan. Derating-derating ini akan diperhitungkan secara aditip (kecuali yang tertutup dengan suatu outage atau derating yang lebih besar untuk jangka waktu keseluruhan mereka). Ini berarti derating pertama diasumsikan sebagai penyebab utama dari pengurangan beban sampai akhir atau sampai outage penuh mulai. g). Derating yang Dominan

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 17


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Tujuan Kode Derating yang Dominan untuk menandai derating yg mendominasi pada peristiwa Overlaping Deratings. Tandai derating yang dominan dengan ”D”, sehingga tidak akan terjadi pengurangan derating pada peristiwa tersebut. Statistik Unjuk kerja Unit tidak akan terpengaruh. Statistik Kode Penyebab akan jadi lebih akurat dengan jumlah pencatatan yang benar dan dampak yang mendominasi derate. h). Deratings Bervariasi Deratings dalam periode tertentu bisa berubah-ubah. Laporan derating ini bisa dilaporkan dengan dua metoda: 1. Laporkan sebagai derating baru setiap kemampuan unit berubah. 2. Menentukan kemampuan unit rata-rata tersedia sepanjang deratings yang berbeda-beda dan hanya satu peristiwa rata-ratanya yang dilaporkan ke P3B. Contoh Merata-ratakan Derating: 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 (U1) selama 90 jam dan peristiwa Cadangan 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 total MWH hilang. Rata-rata MW yang hilang selama 10-day adalah total MWH yang hilang dibagi dengan banyaknya jam keseluruhan periode derating: 7100/240 = 30 MW rata-rata hilang Jadi, kemampuan unit selama 10-day derating = 1000 MW - 30 MW= 970 MW i). Force Majeure Outage (FMO): yaitu keluarnya Pembangkit sebagai akibat dari terjadinya bencana alam, perang, kekacauan umum, huru hara, sabotase, pemberontakan, pemogokan atau larangan bekerja atau tindakan industrial oleh para buruh atau karyawan pihak terkait, dan kejadian lainnya yang digolongkan sebagai peristiwa Sebab Kahar (force majeure) yang disepakati Penjual dan Pembeli. j). Force Majeure Derating, yaitu penurunan kemampuan Pembangkit sebagai akibat dari terjadinya bencana alam, perang, kekacauan umum, huru hara, sabotase, pemberontakan, pemogokan atau larangan bekerja atau tindakan industrial oleh para buruh atau karyawan pihak terkait, dan kejadian lainnya yang digolongkan sebagai peristiwa Sebab Kahar (force majeure) yang disepakati Penjual dan Pembeli. k). Daya mampu aktual Pembangkit yang lebih besar dari atau sama dengan 98% (sembilan puluh delapan persen) dari DMN Pembangkit dalam selang waktu setengah jam secara terus-menerus. l). Apabila diminta oleh Dispatcher P3B atau REGION P3B untuk mencapai tingkat pembebanan tertentu, dan pembebanan Pembangkit aktual mencapai tingkat pembebanan tersebut dengan rentang -2% (minus dua persen) dari DMN dalam selang waktu setengah jam secara terus-menerus. Dengan demikian, apabila tingkat pembebanan Pembangkit aktual lebih kecil dari tingkat pembebanan yang diminta oleh Dispatcher P3B atau REGION P3B dikurangi 2% (dua persen) DMN, maka Pembangkit dianggap mengalami derating sebesar DMN dikurangi tingkat pembebanan aktualnya.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 18


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

i). Dalam hal permintaan PO/MO yang sudah terjadwal ditunda karena kebutuhan sistem sehingga menyebakan FO atau FD maka kondisi tersebut dikategorikan FO OMC atau FD OMC, jika penyebabnya adalah komponen/system yang akan akan dilakukan PO/MO.

E.5. DURASI Service Hours (SH): adalah jumlah jam operasi unit pembangkit tersambung ke jaringan transmisi, baik pada kondisi operasi normal maupun kondisi derating.

Available Hours (AH): adalah jumlah jam unit pembangkit siap dioperasikan yaitu Service Hours ditambah Reserve Shutdown Hours.

Planned Outage Hours (POH): adalah jumlah jam unit tidak dapat beroperasi sebagai akibat dari Planned Outage untuk pelaksanaan pemeliharaan, inspeksi dan overhaul, yang telah dijadwalkan jauh hari sebelumnya (misal: overhaul boiler, overhaul turbin) + Scheduled Outage Extensions (SE) dari Planned Outages (PO).

Unplanned Outage Hours (UOH): adalah jumlah jam yang dialami selama Unplanned (Forced) Outages U1, U2, U3) + Startup Failures (SF) + Maintenance Outages (MO) + Scheduled Outage Extensions (SE) dari Maintenance Outages (MO).

Forced Outage Hours (FOH): adalah jumlah jam unit keluar paksa sebagai akibat dari gangguan Unplanned (Forced) Outages (U1, U2, U3) + Startup Failures (SF).

Maintenance Outage Hours (MOH): adalah jumlah jam unit tidak dapat beroperasi sebagai akibat dari keluar pemeliharaan karena Maintenance Outages (MO) + Scheduled Outage Extensions (SE) dari Maintenance Outages (MO).

Unavailable Hours (UH): adalah jumlah jam dari semua Planned Outage Hours (POH) + Unplanned (Forced) Outage Hours (FOH) + Maintenance Outage Hours (MOH). Scheduled Outage Hours (SOH): adalah jumlah jam unit tidak dapat beroperasi sebagai akibat dari keluar terencana baik Planned Outage maupun Maintenance Outage + Scheduled Outage Extensions (SE) dari Maintenance Outages (MO) dan Planned Outages(PO). Reserve Shutdown Hours (RSH): adalah jumlah jam unit tidak beroperasi karena tidak dibutuhkan oleh sistem (pertimbangan ekonomi).

Synchronous Hours (Syn.H): adalah jumlah jam unit dalam kondisi kondensasi. Period Hours (PH): adalah total jumlah jam dalam suatu periode tertentu yang sedang diamati selama unit dalam status Aktif.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 19


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Unit Derating Hours (UDH): adalah jumlah jam unit mengalami derating. Equivalent Seasonal Derated Hours (ESEDH): adalah perkalian antara MW derating unit pembangkit akibat pengaruh cuaca/musim dengan jumlah jam unit pembangkit siap dibagi dengan DMN.

Equivalent Forced Derated Hours (EFDH): adalah perkalian antara jumlah jam unit pembangkit derating secara paksa (forced derating: D1, D2, D3) dengan besar penurunan derating dibagi DMN. Setiap kejadian Forced Derating (D1, D2, D3) dikonversi menjadi jam ekivalen full outage, yang diperoleh dengan cara mengalikan durasi derating aktual (jam) dengan besar derating (MW) dan membagi perkalian tersebut dengan DMN pembangkit (MW). Semua jam ekivalen ini kemudian dapat dijumlahkan.

CATATAN: Termasuk Unplanned (Forced) Deratings (D1, D2, D3) selama Reserve Shutdowns (RS). Besar derating dihitung dengan cara mengurangi Daya mamapu Netto dengan Daya Mampu Aktual pembangkit. Equivalent Planned Derated Hours (EPDH): adalah perkalian antara jumlah jam unit pembangkit derating terencana (Planned Derating) termasuk Extension (DE) dan besar penurunan derating dibagi dengan DMN. Setiap kejadian derating terencana (PD dan DE) dikonversi menjadi jam ekivalen full outage, yang diperoleh dengan cara mengalikan durasi derating aktual (jam) dengan besar derating (MW) dan membagi perkalian tersebut dengan DMN pembangkit (MW). Semua jam ekivalen ini kemudian dapat dijumlahkan.

CATATAN: Termasuk Planned Deratings (PD) selama Reserve Shutdowns (RS). Equivalent Unplanned Derated Hours (EUDH): adalah perkalian antara jumlah jam unit pembangkit derating tidak terencana (D1, D2, D3, D4, DE) dan besar penurunan derating dibagi dengan DMN. Setiap kejadian Forced Derating (D1, D2, D3) dikonversi menjadi jam ekivalen full outage, yang diperoleh dengan cara mengalikan durasi derating aktual (jam) dengan besar derating (MW) dan membagi perkalian tersebut dengan DMN pembangkit (MW). Semua jam ekivalen ini kemudian dapat dijumlahkan.

CATATAN: Termasuk Unplanned (Forced) Deratings (D1, D2, D3) selama Reserve Shutdowns (RS). Equivalent Forced Derated Hours during Reserve Shutdown (EFDHRS): adalah perkalian antara jumlah jam unit pembangkit forced derating (D1, D2, D3) selama reserve shutdown dan besar penurunan derating dibagi dengan DMN. Setiap kejadian Forced Derating (D1, D2, D3) selama reserve shutdown dikonversi menjadi jam ekivalen full outage, yang diperoleh dengan cara mengalikan durasi derating aktual (jam) dengan besar derating (MW) dan membagi perkalian tersebut dengan DMN pembangkit (MW). Semua jam ekivalen ini kemudian dapat dijumlahkan.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 20


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Equivalent Planned Derated Hours During Reserve Shutdowns – EPDHRS (PD): adalah perkalian antara jumlah jam unit keluar terencana (Planned Derating, PD) selama reserve shutdown dan besar penurunan derating dibagi dengan DMN. Setiap kejadian planned derating selama reserve shutdown dikonversi menjadi jam ekivalen full outage, yang diperoleh dengan cara mengalikan durasi derating aktual (jam) dengan besar derating (MW) dan membagi perkalian tersebut dengan DMN pembangkit (MW). Semua jam ekivalen ini kemudian dapat dijumlahkan.

E.6. INDEKS KINERJA PEMBANGKIT 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 memperhitungkan dampak dari derating pembangkit.

Availability

Factor

yang

telah

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.

Planned Outage Factor (POF): adalah rasio jumlah jam unit pembangkit keluar terencana (planned outage) terhadap jumlah jam dalam satu periode. Besaran ini menunjukkan prosentase kondisi unit pembangkit akibat pelaksanaan pemeliharaan, inspeksi dan overhoul pada suatu periode tertentu.

Maintenace Outage Factor (MOF): adalah rasio dari jumlah jam unit pembangkit keluar terencana (Maintenace outage) 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. Besaran ini menunjukkan prosentase kondisi unit pembangkit akibat pelaksanaan pemeliharaan, inspeksi dan overhoul pada suatu periode tertentu.

Unit Derating Factor (UDF): adalah rasio dari jumlah jam ekivalem unit pembangkit mengalami derating terhadap jumlah jam dalam satu periode. Besaran ini menunjukkan prosentase kondisi unit pembangkit akibat derating, pada suatu periode tertentu.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 21


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Reserve Shutdown Factor (RSF): adalah rasio dari jumlah jam unit pembangkit keluar reserve shutdown (RSH) terhadap jumlah jam dalam satu periode. Besaran ini menunjukkan prosentase unit pembangkit reserve shutdown, pada suatu periode tertentu.

Forced Outage Factor (FOF): adalah rasio dari jumlah jam unit pembangkit keluar paksa (FOH) terhadap jumlah jam dalam satu periode. Besaran ini menunjukkan prosentase kondisi unit pembangkit akibat FO, pada suatu periode tertentu.

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

Forced Outage Rate demand (FORd): adalah (f x FOH) dibagi [(f x FOH)+SH]. Besaran ini menunjukkan tingkat gangguan outage tiap periode operasi yang diharapkan.

Equivalent

Forced Outage Rate (EFOR): adalah memperhitungkan dampak dari derating pembangkit.

Forced

Outage

Rate

yang

telah

Equivalent Forced Outage Rate demand (EFORd): adalah [(fxFOH)+(fpxEFDH)] dibagi [(f x FOH) + SH]. Besaran ini menunjukkan tingkat gangguan outage dan derating tiap periode operasi yang diharapkan.

Net Capacity Factor (NCF): adalah rasio antara total produksi netto dengan daya mampu netto unit pembangkit dikali dengan jam periode tertentu (umumnya periode 1 tahun, 8760 atau 8784 jam).

Net Output Factor (NOF): adalah rasio antara total produksi netto dengan daya mampu netto unit pembangkit dikali dengan jumlah jam unit pembangkit beroperasi.

Plant Factor (PF): adalah rasio antara total produksi netto dengan perkalian antara DMN dan jumlah jam unit pembangkit siap dikurangi jumlah jam ekivalen unit pembangkit derating akibat forced derating, maintenance derating, planned derating, dan derating karena cuaca/musim.

E.7. FORMULA PERHITUNGAN INDEKS KINERJA PEMBANGKIT Formula untuk perhitungan Indeks Kinerja Pembangkit adalah sebagai berikut:

E.7.1. UNIT PEMBANGKIT TUNGGAL 1

Availability factor

Edisi : 01

=

[ AF ]

Revisi: 03

AH ×100% PH

Halaman 22


2

Equivalent Availability Factor

3

Service Factor

4

Planned Outage Factor

5

Maintenance Outage Factor

6

=

[ EAF ]

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

AH − ( EFDH + EMDH + EPDH + ESEDH ) × 100% PH =

[ SF ]

SH × 100% PH

[ POF ]

=

POH × 100% PH

[ MOF ]

=

MOH × 100% PH

Reserve Shutdown Factor

[ RSF ]

=

RSH × 100% PH

7

Unit Derating Factor

[ UDF ]

8

Scheduled Outage Factor

[ SOF ]

9

Forced Outage Factor

[ FOF ]

10

Forced Outage Rate

[ FOR ]

11

Forced Outage Rate demand

[FORd]

=

f × FOH × 100 % ( f × FOH ) + SH

12

Equivalent Forced Outage Rate [EFOR]

=

FOH + EFDH × 100 % FOH + SH + Synchr . Hrs . + EFDHRS

13

Equivalent Forced Outage Rate demand [ EFORd ] **)

=

( f × FOH ) + ( fp × EFDH ) × 100 % ( f × FOH ) + SH

**) Untuk pembangkit pemikul beban puncak Jika SH, FOH atau RSH = 0, maka untuk perhitungan diberi angka 0,001. Jika jumlah kejadian FO, start atau start aktual = 0, maka untuk perhitungan diberi angka 1.

14

Net Capacity Factor

15

Net Output factor ]

Edisi : 01

=

EPDH + EUDH × 100% PH

=

POH + MOH × 100% PH =

FOH × 100 % PH

FOH FOH + SH + Synchronou

=

sHours

× 100 %

dimana: fp = (SH/AH) f = (1/r + 1/T) / (1/r + 1/T + 1/D) r = Durasi FO rata-rata = [FOH / jumlah kejadian FO] D = jam operasi rata-rata = [SH / jumlah start aktual] T = RSH rata-rata = [RSH / jumlah start yang dilakukan, baik berhasil maupun gagal]

[ NCF ]

=

Netto Pr oduksi PH × DMN

× 100 %

[ NOF

=

Pr oduksi

× 100 %

Revisi: 03

Netto

SH × DMN

Halaman 23


16

Plant Factor

[ PF ]

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Pr oduksi Netto

= ( AH −( EPDH+ EUDH ))×DMN × 100%

E.7.2. UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN/KOMPOSIT (BASIS WAKTU) 1

Availability factor

2

Equivalent Availability Factor

3

Service Factor

4

Planned Outage Factor

5

Maintenance Outage Factor

6

=

[ AF ] [ EAF ]

=

ΣAH × 100% ΣPH

Σ ( AH − ( EFDH + EMDH + EPDH + ESEDH )) × 100 % Σ PH

=

[ SF ]

ΣSH × 100% ΣPH

[ POF ]

=

ΣPOH × 100% ΣPH

[ MOF ]

=

ΣMOH × 100% ΣPH

Reserve Shutdown Factor

[ RSF ]

=

ΣRSH × 100% ΣPH

7

Unit Derating Factor

[ UDF ]

8

Scheduled Outage Factor

9

Forced Outage Factor

[ FOF ]

10

Forced Outage Rate

[ FOR ]

11

Forced Outage Rate demand

[ FORd]

12

Equivalent Forced Outage Rate [ EFOR]

13

Equivalent Forced Outage Rate demand [ EFORd ] **)

Jika SH, FOH atau RSH = 0, maka untuk perhitungan diberi angka 0,001. Jika jumlah kejadian FO, start atau start aktual =

Σ( EPDH + EUDH ) × 100% ΣPH =

[ SOF ]

**) Untuk pembangkit pemikul beban puncak

Edisi : 01

=

Σ( POH + MOH ) × 100% ΣPH =

=

Σ FOH × 100 % Σ ( FOH + SH + Synchr . Hours )

= =

Σ FOH × 100 % Σ PH

Σ ( f × FOH ) × 100 % Σ (( f × FOH ) + SH )

Σ ( FOH + EFDH ) × 100 % Σ ( FOH + SH + Synchr . Hrs . + EFDHRS )

=

Σ (( f × FOH ) + ( fp × EFDH )) × 100 % Σ (( f × FOH ) + SH )

dimana: fp = (SH/AH) f = (1/r + 1/T) / (1/r + 1/T + 1/D) r = Durasi FO rata-rata = [FOH / jumlah kejadian FO] D = jam operasi rata-rata = [SH / jumlah start aktual] T = RSH rata-rata = [RSH / jumlah start yang dilakukan, baik berhasil

Revisi: 03

Halaman 24


0, maka untuk perhitungan diberi angka 1.

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

maupun gagal]

14

Net Capacity Factor

[ NCF ]

=

Σ Pr oduksi

15

Net Output factor

[ NOF ]

=

Σ Pr oduksi

16

Plant Factor

Netto

Σ ( PH × DMN

)

Netto

Σ ( SH × DMN

)

× 100 %

× 100 %

Σ Pr oduksi Netto

= Σ(( AH −( EPDH+ EUDH ))×DMN ) × 100%

[ PF ]

E.7.3. UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN/KOMPOSIT (BASIS KAPASITAS) =

Σ( AH × DMN ) × 100% Σ( PH × DMN )

1

Weighted (W) Availability factor [WAF]

2

W Equivalent (Eq) Availability Factor [WEAF]

3

W Service Factor

4

W Planned Outage Factor

[WPOF]

=

Σ( POH × DMN ) ×100% Σ( PH × DMN )

5

W Maintenance Outage Factor [WMOF]

=

Σ( MOH × DMN ) × 100% Σ( PH × DMN )

6

W Reserve Shutdown Factor

[WRSF]

=

Σ( RSH × DMN ) ×100% Σ( PH × DMN )

7

W Unit Derating Factor

[WUDF]

8

W Scheduled Outage Factor

9

W Forced Outage Factor

[WFOF]

10

W Forced Outage Rate

[WFOR]

11

W Forced Outage Rate demand [WFORd]

Edisi : 01

=

Σ[( AH − ( EFDH + EMDH + EPDH + ESEDH ))] × DMN ×100% Σ ( PH × DMN )

=

[WSF]

=

Σ[( EPDH + EUDH )] × DMN × 100% Σ( PH × DMN )

=

[WSOF]

Σ[( POH + MOH )] × DMN ) × 100% Σ( PH × DMN ) =

=

Σ( SH × DMN ) × 100% Σ( PH × DMN )

Σ ( FOH × DMN ) × 100 % Σ ( PH × DMN )

Σ ( FOH × DMN ) × 100 % Σ [( FOH + SH + Synchr . Hours ) × DMN ]

=

Revisi: 03

Σ [( f × FOH ) × DMN ] × 100 % Σ [(( f × FOH ) + SH ) × DMN ]

Halaman 25


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

12

W Eq. Forced Outage Rate

[WEFOR]

=

Σ[( FOH + EFDH ) × DMN ] × 100 % Σ[( FOH + SH + Synchr .Hrs. + EFDHRS ) × DMN ]

13

W Eq. Forced Outage Rate demand [WEFORd] **)

=

Σ [(( f × FOH ) + ( fp × EFDH )) × DMN ] × 100 % Σ [(( f × FOH ) + SH ) × DMN ]

**) Untuk pembangkit pemikul beban puncak Jika SH, FOH atau RSH = 0, maka untuk perhitungan diberi angka 0,001. Jika jumlah kejadian FO, start atau start aktual = 0, maka untuk perhitungan diberi angka 1.

14

W Net Capacity Factor

[WNCF]

15

W Net Output factor

[WNOF]

16

W Plant Factor

[WPF]

dimana: fp = (SH/AH) f = (1/r + 1/T) / (1/r + 1/T + 1/D) r = Durasi FO rata-rata = [FOH / jumlah kejadian FO] D = jam operasi rata-rata = [SH / jumlah start aktual] T = RSH rata-rata = [RSH / jumlah start yang dilakukan, baik berhasil maupun gagal]

Σ Pr oduksi

= =

Netto

Σ ( PH × DMN Σ Pr oduksi

)

Netto

Σ ( SH × DMN

)

× 100 % × 100 %

Σ Pr oduksi Netto

= Σ(( AH −( EPDH+ EUDH ))×DMN ) × 100%

E.7.4. FORMULA TANPA OMC Formula ini dimaksudkan untuk menghitung Indeks Kinerja Pembangkit tanpa memasukkan peristiwaperistiwa outage dan/atau derating yang penyebabnya diluar tanggungjawab management perusahaan pembangkit tersebut (Outside Management plant control – OMC) Formula yang digunakan sama persis dengan Formula-formula yang terdatpat pada sub bahasan E.7.1, E.7.2., dan E.7.3., dengan maksud dan tujuannya sama. Untuk menandai bahwa formula tersebut dipakai tanpa peristiwa OMC, maka ditambahkan karakter “X” di awal formula. Jadi XAF artinya AF tanpa peristiwa OMC, XWAF artinya WAF tanpa peristiwa OMC, dan seterusnya. 1

XAF, XWAF

Lihat Formula No. 1 pada Sub E.7.1., E.7.2., dan E.7.3.

2

XEAF, XWEAF


3

XSF, XWSF


4

XPOF, XWPOF


5

XRSF, XWMOF


6

XRSF, XWRSF


7

XUDF, XUDF


8

XSOF, XWSOF


Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 26


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

9

XFOF, XWFOF


10

XFOR, XWFOR


11

XFORd, XWFORd


12

XEFOR, XWEFOR


13

XEFORd, XWEFORd


14

XNCF, XWNCF


15

XNOF, XWNOF


16

XPF, XWPF


4 (empat) metoda Formula Baku Indeks Kinerja Pembangkit tersebut dipakai dan diinformasikan secara bersama-sama dalam aplikasi berbasis web GAIS (Generation Availability Information System), dengan maksud agar semua pihak yang berkepentingan bisa mendapatkan informasi data kinerja dan statistik peristiwa pembangkit pada Sistem Jawa Bali secara cepat, tepat, dan dapat dipertanggungjawabkan. CATATAN PERHITUNGAN FORd DAN EFORd: Perhitungan FORd dan EFORd dapat dipakai jika SH, FOH, atau RSH memenuhi kriteria berikut ini:

KASUS

SH

FOH

RSH

FORd

EFORd

Normal

>0

>0

>0

BISA

BISA

1

0

0

>0

TDK BISA

TDK BISA

2

0

>0

0

TDK BISA

TDK BISA

3

0

>0

0

TDK BISA

TDK BISA

4

>0

0

>0

0

EFDH/AH

5

>0

0

0

0

EFDH/SH

6

>0

>0

0

FOR

EFOR

7

0

0

0

TDK BISA

TDK BISA

CATATAN KHUSUS Pada Lampiran E-4 dijelaskan metode Sintesis dan Fleet-type Roll Up untuk menentukan data dan menghitung kinerja PLTGU secara BLOK dengan data laporan dari masing-masing unit GT/ST. Metode ini tidak digunakan P3B dalam perhitungan secara sistem. Metode ini biasa digunakan secara khusus untuk menunjukkan hubungan sebab-akibat terjadinya kondisi unit-unit (GT/ST) pada PLTGU.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 27


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

E.8. PENGELOMPOKAN KODE PENYEBAB (CAUSE CODE) KONDISI PEMBANGKIT Setiap pencatatan peristiwa outage, derating, ataupun peristiwa yang lain perlu dilengkapi kode penyebab sebagaimana telah disediakan pada Lampiran E-1A s.d. E-1F. Dengan kode peristiwa tersebut, susunan data menjadi terstruktur dengan baik, sehingga memudahkan pengguna informasi (perusahaan pembangkit, operator sistem, pengambil keputusan, dan yang lain) dapat mengambil manfaat untuk kepentingan pengusahaan sistem. Pencatatan gangguan pembangkit yang dilakukan pada saat operasi real time dikelompokkan sebagai berikut. NO

KELOMPOK PENYEBAB

PLTA

PLTG

PLTGU

PLTU

PLTD

PLTP

1

GENERATOR

ADA

ADA

ADA

ADA

ADA

ADA

2

BALANCE OF PLANT

ADA

ADA

ADA

ADA

ADA

ADA

3

BOILER

-

-

-

ADA

-

ADA

4

TURBINE

ADA

ADA

ADA

ADA

-

ADA

5

POLLUTION CONTROL EQUIPMENT

-

ADA

ADA

ADA

-

ADA

6

EXTERNAL

ADA

ADA

ADA

ADA

ADA

ADA

7

REGULATORY, SAFETY , ENVIRONMENTAL

ADA

ADA

ADA

ADA

ADA

ADA

8

PERSONEL OR PROCEDURE ERRORS

ADA

ADA

ADA

ADA

ADA

ADA

9

INACTIVE STATE

ADA

ADA

ADA

ADA

ADA

ADA

10

PERFORMANCE

ADA

ADA

ADA

ADA

ADA

ADA

11

HRSG

-

-

ADA

-

-

-

12

DIESEL ENGINE

-

-

-

-

ADA

-

F. PENUTUP Prosedur tetap ini berlaku sejak tanggal ditetapkan. Dengan pemberlakuan Protap ini maka prosedur lainnya diluar mekanisme pada Protap ini dinyatakan tidak berlaku. Demikian Protap ini dibuat untuk dilaksanakan dengan sebaik-baiknya.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 28


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

LAMPIRAN-LAMPIRAN

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 29


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lampiran D-1:

DAFTAR ALAMAT KOMUNIKASI

UTILITY

FAKSIMILI

PTT

EMAIL

BOPS (Operasi Sistem)

+62-21-754 3661

+62-21-754 3637

[email protected] [email protected]

BOPS (Transaksi)

+62-21-754 3623

+62-21-754 36…


IP

+62-21-525 3275

+62-21-525 32…

[email protected] [email protected] [email protected] [email protected] [email protected] [email protected] [email protected] [email protected] [email protected]

PJB

+62-31-828 3192

+62-31-828 31…


PMT

+62-21-5696 4225

+62-21-5696 42…


TJB

+62-0291-772125

+62-0291-7721(4)


CLG

+62-0254-5751495

+62-0254-57514…


Alamat ftp BOPS

: 10.6.0.80

Alamat GAIS

: http://www.pln-jawa-bali.co.id/GAIS

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 30


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lampiran D-2:

DIAGRAM ALIR PROSES DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 31


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lampiran D-2 (Lanjutan): DIAGRAM ALIR PROSES PENGISIAN APLIKASI KONDISI PEMBANGKIT Dispatcher mengirimkan perintah

Operator menerima perintah

Entry Aplikasi Dispatch

Telpon

Media Penyampaian Dispatch

Aplikasi Dispatch

Dispatcher Acknowledge

Operator Acknowledge

Data Base

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 32


No. Dokumen

:

PLN/DKP-IKP/2007-01

Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lampiran D-3: Form. H-DKP-P3B REALISASI KONDISI PEMBANGKIT HARIAN UBP Tanggal Minggu Operasi Periode No

Pembangkit

1

2

: ................................…. : .................................... : ...................……………... Awal

Akhir

Kondisi Pembangkit

Komunikasi

Kondisi

Kondisi

Komunikasi

Kondisi/ Status

Cause Code

Alasan

Kondisi Bersamaan

3

4

5

6

7

8

9

10

Mampu Maks. (MW)

Dispatch er

Operator Pembangkit

Keterangan P3B

Konfirmasi Pembangkit

11

12

13

14

15

Catatan: -

Kolom 3 dan kolom 6 diisi dengan tanggal dan jam pada saat komunikasi antara dispatcher dan operator Pembangkit dilakukan. Kolom 4 dan kolom 5 diisi dengan tanggal dan jam mulai dan berakhirnya kondisi Pembangkit. Jam (hh:mm) pada kolom 4 diisi 00:XX jika kondisi lanjutan dari sebelumnya dan atau kolom 5 diisi 24:XX jika kondisi masih berlanjut. Kolom 7 diisi dengan kondisi/status Pembangkit yaitu (pilih salah satu): PO, PE, MO, ME, RS, FO(FO1, FO2, FO3, SF), SD(PD, PDE, MD, MDE), FD(FD1, FD2, FD3), atau NC, diiringi dengan kode penyebab (Cause Code) pada kolom 8 dan alasan terjadinya kondisi tersebut pada kolom 9 oleh Dispatcher. Kolom 10 diisi (jika terdapat 2 kondisi atau lebih dalam waktu bersamaan) dengan ”B” untuk kondisi biasa dan ”D” untuk kondisi yang dominan Kolom 12 diisi dengan nama Dispatcher yang bertugas dengan mencirikan asalnya pada akhir nama seperti B untuk BOPS dan R1, R2, R3, R4 untuk masing-masing Region terkait. Jika tidak terdapat data, maka pengisian pada kolom terkait diisi dengan TAD

Jakarta, ........................ 200.. PT PLN (Persero) P3B JB Bidang Operasi Sistem Supervisor Operasi Real Time

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 33


No. Dokumen

:

PLN/DKP-IKP/2007-01

Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lampiran D-4: H-DKP-Pembangkit

Form.

REALISASI KONDISI PEMBANGKIT HARIAN UBP Tanggal Minggu Operasi Periode No

Pembangkit

1

2

: ................................…. : .................................... : ...................……………... Awal

Akhir

Kondisi Pembangkit

Komunikasi

Kondisi

Kondisi

Komunikasi

Kondisi/ Status

Cause Code

Alasan

Kondisi Bersamaan

3

4

5

6

7

8

9

10

Mampu Maks. (MW)

Dispatcher

Operator Pembangkit

Konfirmasi

Keterangan Pembangkit

11

12

13

14

15

Catatan: -

Kolom 3 dan kolom 6 diisi dengan tanggal dan jam pada saat komunikasi antara dispatcher dan operator Pembangkit dilakukan. Kolom 4 dan kolom 5 diisi dengan tanggal dan jam mulai dan berakhirnya kondisi Pembangkit. Jam (hh:mm) pada kolom 4 diisi 00:XX jika kondisi lanjutan dari sebelumnya dan atau kolom 5 diisi 24:XX jika kondisi masih berlanjut. Kolom 7 diisi dengan kondisi/status Pembangkit yaitu (pilih salah satu): PO, PE, MO, ME, RS, FO(FO1, FO2, FO3, SF), SD(PD, PDE, MD, MDE), FD(FD1, FD2, FD3), atau NC, diiringi dengan kode penyebab (Cause Code) pada kolom 8 dan alasan terjadinya kondisi tersebut pada kolom 9 oleh Dispatcher Kolom 10 diisi (jika terdapat 2 kondisi atau lebih dalam waktu bersamaan) dengan ”B” untuk kondisi biasa dan ”D” untuk kondisi yang dominan. Kolom 13 diisi dengan nama Operator Pembangkit yang bertugas. Kolom 14 diisi dengan “S” untuk data yang disepakati atau “TS” untuk data yang tidak disepakati diiringi dengan keterangannya pada kolom 15. Jika tidak terdapat data, maka pengisian pada kolom terkait diisi dengan TAD

Jakarta, ...........................200.. UBP............................... IP/PJB/PMT/TJB/CLG Supervisor Pengendalian Niaga UBP - IP /Asisten Manager Manajemen Energi PJB/PLN PMT/PLN TJB/PLN CLG

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 34


No. Dokumen

:

PLN/DKP-IKP/2007-01

Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lampiran D-5: Form. H-DKP-S-P3B REALISASI KONDISI PEMBANGKIT YANG DISETUJUI Perusahaan Pembangkit : IP/PJB/PMT/TJB/CLG Periode Tanggal s/d Tanggal : ............................... Awal No

Pembangkit

Tgl. & Jam

1

2

3

Akhir

Kondisi Pembangkit

Kondisi Cause Tgl. & Jam /Status Code

4

5

6

Alasan

7

Kondisi Bersamaa n

DMN (MW)

Mampu Maks. (MW)

Derating (MW)

Dispatcher

Operator Pembangkit

Keterangan P3B

8

10

11

12

13

14

15

Catatan: -

Kolom 3 dan kolom 4 diisi dengan jam mulai dan berakhirnya status Pembangkit. Jam (hh:mm) pada kolom 3 diisi 00:XX jika kondisi lanjutan dari sebelumnya dan atau kolom 4 diisi 24:XX jika kondisi masih berlanjut. Kolom 5 diisi dengan kondisi/status Pembangkit yaitu (pilih salah satu): PO, PE, MO, ME, RS, FO(FO1, FO2, FO3, SF), SD(PD, PDE, MD, MDE), FD(FD1, FD2, FD3), atau NC, diiringi dengan kode penyebab (Cause Code) pada kolom 6 dan alasan terjadinya kondisi tersebut pada kolom 7 oleh Dispatcher Kolom 8 diisi (jika terdapat 2 kondisi atau lebih dalam waktu bersamaan) dengan ”B” untuk kondisi biasa dan ”D” untuk kondisi yang dominan Kolom 10 (DMN) diisi dengan daya mampu netto dikontrak. Jika tidak terdapat data, maka pengisian pada kolom terkait diisi dengan TAD

Jakarta, ...........................200.. PT PLN (Persero) P3B JB Bidang Operasi Sistem ...................................... D.M. Transaksi Tenaga Listrik

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 35


No. Dokumen

:

PLN/DKP-IKP/2007-01

Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lampiran D-6: Form. H-DKP-TS-P3B REALISASI KONDISI PEMBANGKIT YANG BELUM DISETUJUI Perusahaan Pembangkit : IP/PJB/PMT/TJB/CLG Periode Tanggal s/d Tanggal : ............................... Awal No

Pembangkit

Tgl. & Jam

1

2

3

Akhir

Kondisi Pembangkit

Kondisi Cause Tgl. & Jam /Status Code

4

5

6

Alasan

7

Kondisi Bersamaa n

DMN (MW)

Mampu Maks. (MW)

Derating (MW)

Dispatcher

Operator Pembangkit

Keterangan P3B

8

10

11

12

13

14

15

Catatan: -

Kolom 3 dan kolom 4 diisi dengan jam mulai dan berakhirnya status Pembangkit. . Jam (hh:mm) pada kolom 3 diisi 00:XX jika kondisi lanjutan dari sebelumnya dan atau kolom 4 diisi 24:XX jika kondisi masih berlanjut. Kolom 5 diisi dengan kondisi/status Pembangkit yaitu (pilih salah satu): PO, PE, MO, ME, RS, FO(FO1, FO2, FO3, SF), SD(PD, PDE, MD, MDE), FD(FD1, FD2, FD3), atau NC, diiringi dengan kode penyebab (Cause Code) pada kolom 6 dan alasan terjadinya kondisi tersebut pada kolom 7 oleh Dispatcher Kolom 8 diisi (jika terdapat 2 kondisi atau lebih dalam waktu bersamaan) dengan ”B” untuk kondisi biasa dan ”D” untuk kondisi yang dominan Kolom 10 (DMN) diisi dengan daya mampu netto dikontrak. Jika tidak terdapat data, maka pengisian pada kolom terkait diisi dengan TAD

Jakarta, ...........................200.. PT PLN (Persero) P3B JB Bidang Operasi Sistem ...................................... D.M. Transaksi Tenaga Listrik

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 36


No. Dokumen

:

PLN/DKP-IKP/2007-01

Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lampiran D-7: Form. H-DKP-TS-Pembangkit REALISASI KONDISI PEMBANGKIT YANG BELUM DISETUJUI Perusahaan Pembangkit : IP/ PJB/PMT/TJB/CLG Periode Tanggal s/d Tanggal : ............................... Awal No

Pembangkit

1

2

Akhir

Kondisi Pembangkit

Kondisi Cause Tgl. & Jam Tgl. & Jam /Status Code

3

4

5

6

Alasan

7

Kondisi Bersamaa n

DMN (MW)

Mampu Maks. (MW)

Derating (MW)

Dispatcher

Operator Pembangkit

Konfirmasi

Keterangan Pembangkit

8

9

10

11

12

13

14

15

Catatan: -

Kolom 3 dan kolom 4 diisi dengan jam mulai dan berakhirnya status Pembangkit. . Jam (hh:mm) pada kolom 3 diisi 00:XX jika kondisi lanjutan dari sebelumnya dan atau kolom 4 diisi 24:XX jika kondisi masih berlanjut. Kolom 5 diisi dengan kondisi/status Pembangkit yaitu (pilih salah satu): PO, PE, MO, ME, RS, FO(FO1, FO2, FO3, SF), SD(PD, PDE, MD, MDE), FD(FD1, FD2, FD3), atau NC, diiringi dengan kode penyebab (Cause Code) pada kolom 6 dan alasan terjadinya kondisi tersebut pada kolom 7 oleh Dispatcher Kolom 8 diisi (jika terdapat 2 kondisi atau lebih dalam waktu bersamaan) dengan ”B” untuk kondisi biasa dan ”D” untuk kondisi yang dominan Kolom 9 (DMN) diisi dengan daya mampu netto dikontrak Kolom 12 diisi dengan nama Dispatcher yang bertugas dengan mencirikan asalnya pada akhir nama seperti U untuk BOPS dan R1, R2, R3, R4 untuk masing-masing Region terkait. Kolom 14 diisi dengan “S” untuk data yang disepakati atau “TS” untuk data yang tidak disepakati” diiringi dengan keterangannya pada kolom 15 dan dilampirkan data pendukungnya. Jika tidak terdapat data, maka pengisian pada kolom terkait diisi dengan TAD

Jakarta, ...........................200.. UBP...............................IP/PJB/PMT/TJB/CLG ...... ...................................... Asisten Manager Pengendalian Operasi Real Time IP /Asisten Manager Manajemen Energi PJB/PLN PMT/PLN TJB/PLN CLG

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 37


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lampiran E-1:

KODE PENYEBAB (CAUSE CODE) KONDISI PEMBANGKIT PANDUAN PEMILIHAN KODE Lampiran ini berisi kode system/component penyebab untuk melengkapi Laporan Peristiwa ke P3B. Rincian Kode Penyebab Sistem/Komponen Peristiwa per jenis pembangkit (PLTA, PLTG, PLTGU, PLTU, PLTD, dan PLTP), secara beturut-turut, terdapat pada Lampiran E-1A s.d E-1F di bawah ini. Tujuan dari lampiran ini bukan untuk menyediakan semua kode penyebab atau komponen yang mungkin, tetapi hanya secara garis besar. Laporan detil yang lebih spesifik mengenai penyebab/koomponen, jenis gangguan, metoda repair, dan/atau kombinasi laporan peristiwa tersebut dapat diuraiakan secara verbal pada laporan peristiwa. Juga, perusahaan mempunyai pilihan melaporkan informasi lebih terperinci mengenai cara di mana sistem atau komponen mengalami gangguan. Kriteria berikut diharapkan dapat digunakan utuk memilih suatu kode: Cari kode penyebab peristiwa pada sistem atau komponen utama yang bertanggung jawab terhadap peristiwa, yang bukan pada komponen alat bantu atau operasi yang mencetuskan gangguan sistem atau komponen utama. Sebagai contoh, gangguan dari saluran udara menuju salah satu klep pengatur feedwater bisa menyebabkan klep itu menutup, sehingga aliran uap boiler menurun. Dalam hal ini, kode penyebabnya adalah klep pengatur feedwater, bukan kode sistem pelayanan udaranya. Fakta bahwa klep menutup dipicu oleh gangguan saluran udara di catat dalam uraian verbal. Pada sisi lain, jika tertutupnya klep pengatur feedwater diakibatkan oleh hilangnya seluruh setasiun udara, kode penyebab untuk sistem setasiun udara akan dilaporkan sebagai penyebab utama dari peristiwa. Dalam hal ini, masalah sistem setasiun udara menyebabkan gangguan pemakaian banyak klep dan instrumen seluruh pembangkit. Laporan Power Supply (pusat-pusat kendali motor, breakers, dll.) yang melayani komponen tertentu menggunakan kode komponen itu. Laporan sistem catu daya yang melayani berbagai komponen menggunakan kode sistem power supply. Sebagai contoh, jika gangguan breaker mengakibatkan hilangnya suatu FD fan, kode FD fan akan digunakan. Namun, jika masalah AC power supply distribution menyebabkan tidak hanya hilangnya FD fan tetapi juga beberapa komponen utama lain, maka gunakan kode AC power supply distribution. Laporan Instrumen atau Controls (seperti pressure switches, pressure regulators, position indicators, dll.) yang menjadi bagian tertentu dari fan, pompa, atau klep, menggunakan kode komponen itu. Kode telah disediakan untuk beberapa sistem kontrol, seperti kontrol feedwater. Kode Major Overhaul hanya untuk pekerjaan memeriksaan secara seksama yang tidak spesifik. Pekerjaan pembetulan skala besar yang dilakukan selama major overhaul diharapkan dilaporkan secara terpisah menggunakan kode yang sesuai. Sebagai contoh, ketika dilakukan general turbine overhaul dilakukan juga reblading roda turbin tekanan tinggi. Gunakan kode 4400 untuk melaporkan overhaul dan termasuk seperti pembukaan dan penutupan turbin, pembersihan, dan minor repairs sampai jam manusia bekerja. Gunakan kode 4012 untuk melaporkan reblading roda turbin HP dan termasuk hanya manhours worker pada field jam manusia bekerja reblading. Kode "External" dan "Safety, Regulatory, and Environmental " hanya ketika tidak ada kode penyebab system/component lain yang cocok. Sebagai contoh, jika batas emisi terlewati karena salah memasang corong asap gas secrubber, gunakan kode secrubber. Namun, jika batas emisi terlewati, sementara secrubber berfungsi dengan baik, maka gunakan kode Environmental.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 38


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lampiran E-1A:

RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTA BALANCE OF PLANT Electrical 3600-3689 3600 3611 3612 3619 3620 3621 3622 3623 3624 3629 3630 3631 3632 3633 3634 3639 3640 3641 3642 3643 3644 3649 3650 3651 3652 3653 3659 3660 3661 3662 3663 3664 3669 3670 3671 3672 3673 3674 3679 3680 3681 3682 3683 3684 3689

Switchyard transformers and associated cooling systems Switchyard circuit breakers Switchyard system protection devices Other switchyard equipment Main transformer Unit auxiliaries transformer Station service startup transformer Auxiliary generators Auxiliary generator voltage supply system Other switchyard or high voltage system problems 400-700-volt transformers 400-700-volt circuit breakers 400-700-volt conductors and buses 400-700-volt insulators 400-700-volt protection devices Other 400-700-volt problems AC instrument power transformers AC Circuit breakers AC Conductors and buses AC Inverters AC Protection devices Other AC instrument power problems DC instrument power battery chargers DC circuit breakers DC conductors and buses DC protection devices Other DC power problems 4000-7000-volt transformers 4000-7000-volt circuit breakers 4000-7000-volt conductors and buses 4000-7000-volt insulators 4000-7000-volt protection devices Other 4000-7000-volt problems 12-15kV transformers 12-15kV circuit breakers 12-15kV conductors and buses 12-15kV insulators 12-15kV protection devices Other 12-15kV problems other voltage transformers other voltage circuit breakers other voltage conductors and buses other voltage insulators other voltage protection devices Other voltage problems

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 39


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Auxiliary Systems 3810-3899 - Service Water (Open System) 3810 Service water pumps and motors 3811 Service water piping 3812 Service water valves 3813 Service water heat exchangers 3814 Service water system fouling 3819 Other service water problems - Closed Cooling Water Systems 3820 Closed cooling water pumps 3821 Closed cooling water piping 3822 Closed cooling water valves 3823 Closed cooling water heat exchangers 3824 Closed cooling water system fouling 3829 Other closed cooling water system problems - Auxiliary Steam 3830 Auxiliary boiler 3831 Auxiliary steam piping 3832 Auxiliary steam valves 3833 Auxiliary steam controls and instruments 3834 Auxiliary boiler tube leaks 3839 Other auxiliary steam problems - Service Air 3840 Service air compressors 3841 Service air piping 3842 Service air valves 3843 Service air dryers 3849 Other service air problems - Instrument Air 3850 Instrument air compressors 3851 Instrument air piping 3852 Instrument air valves 3853 Instrument air dryers 3854 N2 backup to instrument air 3859 Other instrument air problems - Fire Protection System 3860 Fire protection system pumps 3861 Fire protection system piping 3862 Fire protection system valves 3863 Fire protection system fouling 3869 Other fire protection system problems - Miscellaneous (Auxiliary Systems) 3898 Miscellaneous plant auxiliary process and services instrumentation and controls 3899 Other miscellaneous auxiliary system problems

Miscellaneous (Balance of Plant) 3950-3999 3950 Process computer 3970 Distributive Control System (DCS) – process computer 3971 DCS – data highway 3972 DCS – hardware problems (including card failure)

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 40


3973 3974 3975 3979 3999

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

DCS – internal and termination wiring DCS – logic problems DCS – upgrades Other DCS problems Other miscellaneous balance of plant problems

GENERATOR Satuan kode ini berisi generator, exciter, sistim pendingin generator, dan kendali generator. Bagian utama dari generator sampai dengan CB keluaran generator tercakup pada satuan kode ini.

Generator 4500-4590 4500 4510 4511 4520 4530 4535 4540 4550 4555 4560 4570 4580 4590

Rotor windings (including damper windings and fan blades on hydro units) Rotor collector rings Rotor, General Stator windings, bushings, and terminals Stator core iron Stator, General Brushes and brush rigging Generator bearings and lube oil system (including thrust bearings on hydro units) Bearing cooling system Generator vibration (excluding vibration due to failed bearing and other components) Generator casing Generator end bells and bolting Generator brakes

Exciter 4600-4609 4600 4601 4602 4603 4604 4605 4609

Exciter drive - motor Exciter field rheostat Exciter commutator and brushes Solid state exciter element Exciter drive - shaft Exciter transformer Other exciter problems

Cooling System 4610-4650 (report failures caused by water leaks into generator as codes 4500, 4510, etc.) 4610 4611 4612 4613 4619 4620 4630 4640 4650

Hydrogen cooling system piping and valves Hydrogen coolers Hydrogen storage system Hydrogen seals Other hydrogen system problems Air cooling system Liquid cooling system Seal oil system and seals Other cooling system problems

Controls 4700-4750 4700 4710 4720 4730 4740 4750

Generator voltage control Generator metering devices Generator synchronization equipment Generator current and potential transformers Emergency generator trip devices Other generator controls and metering problems

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 41


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Miscellaneous (Generator) 4800-4890 4800 4805 4810 4830 4831 4840 4841 4850 4860 4899

Generator main leads Generator Bus Duct Cooling System Generator output breaker Major generator overhaul (720 hours or longer) (use for non-specific overhaul only) Minor generator overhaul (less than 720 hours) (use for non-specific overhaul only) Inspection Generator doble testing Core monitor alarm Generator neutral grounding equipment Other miscellaneous generator problems

HYDRO TURBINE/PUMP Turbine 7000-7099 7000 Shaft 7001 Shaft packing 7003 Lube oil system (use code 7007 to report bearing failures due to lube oil problems) 7007 Bearings 7008 Bearing cooling system 7009 Bearing oil system 7010 Runner cavitation damage 7011 Other runner problems 7012 Casing, wear ring, or liner cavitation damage 7014 Blade or bucket cracking 7020 Nozzle assembly 7030 Vibration (Only for unbalance, report bearing failure, etc., in appropriate category) 7040 Turbine overhaul 7050 Turbine governor 7052 Other turbine control problems (Report specific wicket gate controls, etc., using the code for the appropriate equipment item.) 7053 Governor oil system 7099 Other turbine problems

Water Supply/Discharge 7100-7199 7100 7101 7102 7110 7111 7120 7121 7123 7124 7130 7140 7141 7142 7150 7160 7161 7162

Upper reservoir dams and dikes Lower reservoir dams and dikes Auxiliary reservoir dams and dikes Intake channel or flume (including trash racks) Intake tunnel Headgates Shutoff valves Shutoff valve bypass line and valve Penstock Spiral case Wicket gate assembly Wicket gate operating mechanism or positioner Wicket gate shear pin Stay vanes Pressure regulating valve Pressure regulating valve operator or positioner Relief valve and vacuum breakers

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 42


7170 7180 7181 7190 7191 7199 9135

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Draft tube Tailrace Tail water depressing equipment Dewatering and rewatering equipment Equalizing line Other water supply/discharge problems (use for equipment related problems; use codes or 9320 for lack of water or discharge limit related problems)

Miscellaneous (Hydro Turbine/Pump) 7200-7299 7200 Major overhaul (use for non-specific overhaul only) 7201 Inspection 7210 Canals (including siphons, radial gates, and spills) 7220 Unit out of service due to common penstock with unit under repair 7230 Pony motor (pumped storage units only) 7240 Powerhouse substructure 7299 Other miscellaneous hydro turbine/pump problems (use generator codes and balance of plant electrical and auxiliary codes as appropriate)

EXTERNAL Gunakan satuan kode ini untuk melaporkan peristiwa yang disebabkan oleh faktor eksternal (banjir, kilat, dll); faktor ekonomi (ketiadaan bahan bakar, tekanan pekerja, dll.); pelatihan operator; dan, permasalahan sistem transmisi di luar pembangkit.

Catastrophe 9000-9040 9000 9010 9020 9025 9030 9035 9036 9040

Flood Fire, not related to a specific component Lightning Geomagnetic disturbance Earthquake Hurricane Storms (ice, snow, etc) Other catastrophe

Economic 0000; 9135-9160 0000 Reserve shutdown 9135 Lack of water 9137 Ground water or other water supply problems. 9140 Plant modifications to burn different fuel that are not regulatory mandated 9150 Labor strikes company-wide problems or strikes outside the company’s jurisdiction such as manufacturers (delaying repairs) or transportation (fuel supply) problems. 9151 Labor strikes direct plant management grievances that result in a walkout or strike are under plant management control. 9160 Other economic problems 9180 to 9199 Economic (for internal use at plants only)

Miscellaneous (External) 9300-9320 9300 Transmission system problems other than catastrophes (do not include switchyard problems in this category; see codes 3600 to 3629) 9310 Operator training 9320 Other miscellaneous external problems

REGULATORY, SAFETY, ENVIRONMENTAL Gunakanlah kode ini hanya untuk peristiwa yang tidak secara langsung bisa menyebabkan

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 43


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

gangguan peralatan. Pemeriksaan atau uji coba peralatan tertentu dalam kaitan pengaturan (regulation) dilaporkan menggunakan kode penyebab peralatan yang sesuai, dan fakta bahwa kebutuhan pengaturan itu dicatat pada bagian uraian verbal.

Regulatory 9504-9510 9504 Regulatory (environmental) proceedings and hearings - regulatory agency initiated 9506 Regulatory (environmental) proceedings and hearings - intervener initiated 9510 Plant modifications strictly for compliance with new or changed regulatory requirements (secrubbers, cooling towers, etc.) 9590 Miscellaneous regulatory (this code is primarily intended for use with event contribution code 2 to indicate that a regulatory-related factor contributed to the primary cause of the event)

Other Operating Environmental Limitations 9676-9696 9676 Noise limits (not for personnel safety) – hydro and pumped storage 9686 Fish kill – hydro and pumped storage 9696 Other miscellaneous operational environmental limits – hydro and pumped storage

Safety 9700-9720 9700 OSHA-related retrofit or inspection 9720 Other safety problems

PERSONNEL OR PROCEDURE ERRORS 9900 9910 9920 9930 9940 9950

9900-9950

Operator error Maintenance personnel error Contractor error Operating procedure error Maintenance procedure error Contractor procedure error

INACTIVE STATES

0002; 9990-9991

0002 Inactive Reserve Shutdown 9990 Retired unit 9991 Mothballed unit

PERFORMANCE 9998-9999 9998 Black start testing 9999 Total unit performance testing (use appropriate codes for individual component testing)

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 44


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lampiran E-1B:

RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTG BALANCE OF PLANT Electrical 3600-3689 3600 3611 3612 3619 3620 3621 3622 3623 3624 3629 3630 3631 3632 3633 3634 3639 3640 3641 3642 3643 3644 3649 3650 3651 3652 3653 3659 3660 3661 3662 3663 3664 3669 3670 3671 3672 3673 3674 3679 3680 3681 3682 3683 3684 3689


Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 45


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Auxiliary Systems 3810-3899 - Service Water (Open System) 3810 Service water pumps and motors 3811 Service water piping 3812 Service water valves 3813 Service water heat exchangers 3814 Service water system fouling 3819 Other service water problems - Closed Cooling Water Systems 3820 Closed cooling water pumps 3821 Closed cooling water piping 3822 Closed cooling water valves 3823 Closed cooling water heat exchangers 3824 Closed cooling water system fouling 3829 Other closed cooling water system problems - Auxiliary Steam 3830 Auxiliary boiler 3831 Auxiliary steam piping 3832 Auxiliary steam valves 3833 Auxiliary steam controls and instruments 3834 Auxiliary boiler tube leaks 3839 Other auxiliary steam problems - Service Air 3840 Service air compressors 3841 Service air piping 3842 Service air valves 3843 Service air dryers 3849 Other service air problems - Instrument Air 3850 Instrument air compressors 3851 Instrument air piping 3852 Instrument air valves 3853 Instrument air dryers 3854 N2 backup to instrument air 3859 Other instrument air problems - Fire Protection System 3860 Fire protection system pumps 3861 Fire protection system piping 3862 Fire protection system valves 3863 Fire protection system fouling 3869 Other fire protection system problems - Miscellaneous (Auxiliary Systems) 3898 Miscellaneous plant auxiliary process and services instrumentation and controls 3899 Other miscellaneous auxiliary system problems

Miscellaneous (Balance of Plant) 3950-3999 3950 Process computer 3960 Thermal derating (thermal efficiency losses in balance of plant when specific cause(s) unknown) 3970 Distributive Control System (DCS) – process computer

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 46


3971 3972 3973 3974 3975 3979 3980 3981 3982 3983 3984 3985 3989 3995 3996 3999

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

DCS – data highway DCS – hardware problems (including card failure) DCS – internal and termination wiring DCS – logic problems DCS – upgrades Other DCS problems Programmable Logic Controller (PLC) PLC – data highway PLC – hardware problems (including card failure) PLC – internal and termination wiring PLC – logic problems PLC – upgrades Other PLC problems Powerhouse heating and ventilating systems Air conditioning systems – rooms and areas Other miscellaneous balance of plant problems


Generator 4500-4580 4500 4510 4511 4520 4530 4535 4540 4550 4555 4560 4570 4580 4590

Rotor windings Rotor collector rings Rotor, General Stator windings, bushings, and terminals Stator core iron Stator, General Brushes and brush rigging Generator bearings and lube oil system Bearing cooling system Generator vibration (excluding vibration due to failed bearing and other components) Generator casing Generator end bells and bolting Generator brakes

Exciter 4600-4609 4600 4601 4602 4603 4604 4605 4609


Cooling System 4510-4650 (report failures caused by water leaks into generator as codes 4500, 4510, etc.) 4610 4611 4612 4613 4619 4620

Hydrogen cooling system piping and valves Hydrogen coolers Hydrogen storage system Hydrogen seals Other hydrogen system problems Air cooling system

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 47


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

4630 Liquid cooling system 4640 Seal oil system and seals 4650 Other cooling system problems

Controls 4700-4750 4700 4710 4720 4730 4740 4750



Generator main leads Generator Bus Duct Cooling System Generator output breaker Major overhaul (more than 720 hours) (use for non-specific overhaul only) Minor generator overhaul (less than 720 hours) (use for non-specific overhaul only) Inspection Generator doble testing Core monitor alarm Generator neutral grounding equipment Other miscellaneous generator problems

GAS TURBINE Inlet Air System and Compressors (use HP compressor if only one) 5000-5030 - Ducts and Filters 5000 Inlet air ducts 5001 Inlet air vanes / nozzles 5002 Inlet air filters 5003 Inlet cone 5004 Inlet air chillers 5005 Inlet air evaporative coolers 5006 Inlet air foggers 5009 Other inlet air problems - Compressors 5010 High pressure shaft 5011 High pressure bearings 5012 High pressure blades/buckets 5013 Compressor casing and bolts 5014 Compressor diaphragms 5015 Compressor seals 5016 High pressure compressor bleed valves 5017 Low pressure compressor bleed valves 5019 Other high pressure problems 5020 Low pressure shaft 5021 Low pressure bearings 5022 Low pressure blades/buckets 5029 Other low pressure problems 5030 Supercharging fans

Fuel, Ignition, and Combustion Systems 5040-5079

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 48


5040 5041 5042 5043 5044 5046 5047 5048 5049 5050 5051 5052 5053 5060 5070 5071 5072 5073 5074 5079

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Fuel tanks Fuel piping and valves Fuel nozzles/vanes Fuel filters Liquid fuel oil pump Liquid fuel oil transfer/forwarding pump Liquid fuel purge system Gas fuel system Other fuel system problems Ignition system Pilot fuel piping and valves Pilot fuel nozzles/vanes Pilot fuel filters Atomizing air system Combustor casing Combustor liner Combustor caps Flame scanners Flashback including instrumentation Other combustor problems

Turbine (use HP if only one) 5080-5099 5080 5081 5082 5083 5084 5085 5086 5089 5090 5091 5092 5093 5094 5095 5096 5097 5098 5099

High pressure shaft High pressure bearings High pressure blades/buckets High pressure nozzles/vanes High pressure casing/expansion joints Interstage gas passages _ HP High pressure shaft seals Other high pressure problems Low pressure shaft Low pressure bearings Low pressure blades/buckets Low pressure nozzles/vanes Low pressure casing/expansion joints Interstage gas passages _ LP Low pressure shaft seals Other low pressure problems Expansion joints HP to LP coupling

Exhaust Systems 5100-5109 5100 Chamber 5101 Hoods 5102 Vanes/nozzles 5103 Silencer 5104 Cones 5105 Diverter Dampers 5108 High engine exhaust temperature 5109 Other exhaust problems (including high exhaust system temperature not attributable to a specific problem)

Auxiliary Systems 5110-5190

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 49


5110 5111 5112 5113 5114 5115 5116 5120 5130 5140 5150 5151 5160 5170 5180 5190

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lube oil system - general Lube oil pumps Lube oil coolers Lube oil valves/piping Lube oil filters Oil vapor extractor Power Augmentation System Equipment Hydraulic oil system Starting system (including motor) Battery and charger system Turning gear and motor Load gear compartment Cooling and seal air system Cooling water system Anti-icing system Other auxiliary system problems

Miscellaneous (Gas Turbine) 5200-5299 5200 Reduction gear 5201 Load shaft and bearings 5210 Intercoolers 5220 Regenerators 5230 Heat shields 5240 Fire detection and extinguishing system 5241 Fire in unit 5245 Gas Turbine Control System - data highway 5246 Gas Turbine Control System - hardware problems (including card failure) 5247 Gas Turbine Control System - internal and termination wiring 5248 Gas Turbine Control System - logic problems 5249 Gas Turbine Control System - upgrades 5250 Other Controls and instrumentation Problems 5255 Computer 5260 Major overhaul (use for non-specific overhaul only) 5261 Gas turbine/compressor washing 5262 Gas turbine exchange 5270 Hot end inspection 5272 Boroscope inspection 5274 General unit inspection 5280 Vibration (not engine) in unit not attributable to bearings or other components 5285 Gas turbine vibration 5290 Gas turbine performance testing - individual engines (use code 9999 for total unit performance testing) 5299 Other miscellaneous gas turbine problems

EXPANDER TURBINE 7800-7960 7800 7810 7820 7830 7840 7850 7860 7870

Couplings Shaft Bearings Blades Discs Spacers Nozzles/vanes Heat shields

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 50


7880 7890 7900 7910 7920 7930 7940 7950 7960

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Exhaust diffusers Seal oil system and seals Inner casing Outer exhaust casing Lube oil system Controls and instrumentation Evactor Major overhaul Other expander turbine problems

POLLUTION CONTROL EQUIPMENT Continuous Emissions Monitoring Systems (CEMS) 8700-8790 8700 8720 8730 8740 8750 8770 8780 8790

CEMS Certification and Recertification NOx analyzer problems CO analyzer problems CO2 analyzer problems O2 analyzer problems Flow monitor problems Data acquisition system problems Miscellaneous CEMS problems

NOx Reduction Systems 8800-8835 - Selective Non-Catalytic Reduction Systems 8800 Reagent 8801 Carrier gas 8802 Control system 8803 SNCR Performance testing 8809 Other SNCR problems - Selective Catalytic Reduction Systems 8810 Reactor 8811 Reagent 8812 Catalyst 8813 Injection grid piping/valves 8814 Catalyst support material 8815 Soot blowers 8816 Plugging 8817 Control system 8825 Other SECARA problems - Catalytic Air Heaters 8830 Active catalyst 8831 Support materials 8832 Plugging 8835 Other CAH problems

CO Reduction 8840-8845 8840 8841 8842 8845

Active catalyst Support materials Plugging Other CO reduction problems

EXTERNAL

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 51


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Gunakan satuan kode ini untuk melaporkan peristiwa yang disebabkan oleh faktor eksternal (banjir, kilat, dll); faktor ekonomi (ketiadaan bahan bakar, tekanan pekerja, dll.); pelatihan operator; dan, permasalahan sistem transmisi di luar pembangkit.

Catastrophe 9000-9040 9000 9010 9020 9025 9030 9035 9036 9040


Economic 0000; 9130-9160 0000 Reserve shutdown 9130 Lack of fuel (water from rivers or lakes, coal mines, gas lines, etc) where the operator is not in control of contracts, supply lines, or delivery of fuels 9131 Lack of fuel (interruptible supply of fuel part of fuel contract) 9134 Fuel conservation 9136 Problems with Primary Fuel for Units with Secondary Fuel Operation 9137 Ground water or other water supply problems. 9140 Plant modifications to burn different fuel (not regulatory mandated) 9150 Labor strikes company-wide problems or strikes outside the company’s jurisdiction such as manufacturers (delaying repairs) or transportation (fuel supply) problems. 9151 Labor strikes direct plant management grievances that result in a walkout or strike are under plant management control. 9160 Other economic problems

Economic (For internal use at plant only) 9180-9199 9180 to 9199 Economic (for internal use at plants only)

Fuel Quality 9200-9290 (Use code 9603 to 9653 if the fuel quality results in excess stack

emissions through no fault in the pollution control equipment. Use the appropriate equipment code to report fouling and slagging.) 9200 9220 9230 9240 9260 9290

High ash content High sulfur content High vanadium content High sodium content Low Btu oil Other fuel quality problems

Miscellaneous (External) 9300-9320 9300 Transmission system problems other than catastrophes (do not include switchyard problems in this category; see codes 3600 to 3629) 9310 Operator training 9320 Other miscellaneous external problems

REGULATORY, SAFETY, ENVIRONMENTAL Gunakanlah kode ini hanya untuk peristiwa yang tidak secara langsung bisa menyebabkan gangguan peralatan. Pemeriksaan atau uji coba peralatan tertentu dalam kaitan pengaturan (regulation) dilaporkan menggunakan kode penyebab peralatan yang sesuai, dan fakta bahwa kebutuhan pengaturan itu dicatat pada bagian uraian verbal.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 52


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Regulatory 9504-9590 9504 Regulatory (environmental) proceedings and hearings - regulatory agency initiated 9506 Regulatory (environmental) proceedings and hearings - intervenor initiated 9510 Plant modifications strictly for compliance with new or changed regulatory requirements (secrubbers, cooling towers, etc.) 9590 Miscellaneous regulatory (this code is primarily intended for use with event contribution code 2 to indicate that a regulatory-related factor contributed to the primary cause of the event)

Stack Emission (include exhaust emissions) 9603-9657 9603 SO2 stack emissions – gas turbines 9613 NOx stack emissions – gas turbines 9623 Particulate stack emissions – gas turbines 9633 Opacity – gas turbines 9653 Other stack or exhaust emissions – gas turbines (use codes 9200 to 9290 if fuel quality causes pollution control equipment problems that result in excess stack emissions) 9657 Other stack or exhaust emissions testing - gas turbine

Other Operating Environmental Limitations 9663-9693 9663 9673 9683 9693

Thermal discharge limits – gas turbines Noise limits (not for personnel safety) – gas turbines Fish kill – gas turbines Other miscellaneous operational environmental limits – gas turbines



9900-9920


INACTIVE STATES

0002; 9990-9991



Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 53


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lampiran E-1C:

RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTGU GAS TURBINE Inlet Air System and Compressors (use HP compressor if only one) 5000-5030 - Ducts and Filters 5000 Inlet air ducts 5001 Inlet air vanes / nozzles 5002 Inlet air filters 5003 Inlet cone 5004 Inlet air chillers 5005 Inlet air evaporative coolers 5006 Inlet air foggers 5009 Other inlet air problems - Compressors 5010 High pressure shaft 5011 High pressure bearings 5012 High pressure blades/buckets 5013 Compressor casing and bolts 5014 Compressor diaphragms 5015 Compressor seals 5016 High pressure compressor bleed valves 5017 Low pressure compressor bleed valves 5019 Other high pressure problems 5020 Low pressure shaft 5021 Low pressure bearings 5022 Low pressure blades/buckets 5029 Other low pressure problems 5030 Supercharging fans

Fuel, Ignition, and Combustion Systems 5040-5079 5040 5041 5042 5043 5044 5046 5047 5048 5049 5050 5051 5052 5053 5060 5070 5071 5072

Fuel tanks Fuel piping and valves Fuel nozzles/vanes Fuel filters Liquid fuel oil pump Liquid fuel oil transfer/forwarding pump Liquid fuel purge system Gas fuel system Other fuel system problems Ignition system Pilot fuel piping and valves Pilot fuel nozzles/vanes Pilot fuel filters Atomizing air system Combustor casing Combustor liner Combustor caps

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 54


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

5073 Flame scanners 5074 Flashback (including instrumentation) 5079 Other combustor problems

Turbine (use HP if only one) 5080-5099 5080 5081 5082 5083 5084 5085 5086 5089 5090 5091 5092 5093 5094 5095 5096 5097 5098 5099

High pressure shaft High pressure bearings High pressure blades/buckets High pressure nozzles/vanes High pressure casing/expansion joints Interstage gas passages _ HP High pressure shaft seals Other high pressure problems Low pressure shaft Low pressure bearings Low pressure blades/buckets Low pressure nozzles/vanes Low pressure casing/expansion joints Interstage gas passages _ LP Low pressure shaft seals Other low pressure problems Expansion joints HP to LP coupling

Exhaust Systems 5100-5109 5100 Chamber 5101 Hoods 5102 Vanes/nozzles 5103 Silencer 5104 Cones 5105 Diverter Dampers 5108 High engine exhaust temperature 5109 Other exhaust problems (including high exhaust system temperature not attributable to a specific problem)

Auxiliary Systems 5110-5190 5110 5111 5112 5113 5114 5115 5116 5120 5130 5140 5150 5151 5160 5170 5180 5190

Lube oil system - general Lube oil pumps Lube oil coolers Lube oil valves/piping Lube oil filters Oil vapor extractor Power Augmentation System Equipment Hydraulic oil system Starting system (including motor) Battery and charger system Turning gear and motor Load gear compartment Cooling and seal air system Cooling water system Anti-icing system Other auxiliary system problems

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 55


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Miscellaneous (Gas Turbine) 5200-5299 5200 Reduction gear 5201 Load shaft and bearings 5210 Intercoolers 5220 Regenerators 5230 Heat shields 5240 Fire detection and extinguishing system 5241 Fire in unit 5245 Gas Turbine Control System - data highway 5246 Gas Turbine Control System - hardware problems (including card failure) 5247 Gas Turbine Control System - internal and termination wiring 5248 Gas Turbine Control System - logic problems 5249 Gas Turbine Control System – upgrades 5250 Controls and instrumentation Problems 5255 Computer 5260 Major overhaul (use for non-specific overhaul only) 5261 Gas turbine/compressor washing 5262 Gas turbine exchange 5270 Hot end inspection 5272 Boroscope inspection 5274 General unit inspection 5280 Vibration (not engine) in unit not attributable to bearings or other components 5285 Gas turbine vibration 5290 Gas turbine performance testing - individual engines (use code 9999 for total unit performance testing) 5299 Other miscellaneous gas turbine problems

EXPANDER TURBINE 7800-7960 7800 7810 7820 7830 7840 7850 7860 7870 7880 7890 7900 7910 7920 7930 7940 7950 7960

Couplings Shaft Bearings Blades Discs Spacers Nozzles/vanes Heat shields Exhaust diffusers Seal oil system and seals Inner casing Outer exhaust casing Lube oil system Controls and instrumentation Evactor Major overhaul Other expander turbine problems

STEAM TURBINE Di samping turbin, satuan ini meliputi katup pengontrol uap air, sistem kendali turbin, dan turbin pelengkap. Kode Uap air Penyaringan dimasukkan dalam satuan Balance of Plant.

High Pressure Turbine 4000-4099 4000 Outer casing

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 56


4001 4009 4010 4011 4012 4013 4014 4015 4020 4021 4022 4030 4040 4041 4099

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Inner casing Nozzle bolting Nozzles and nozzle blocks Diaphragms Buckets or blades Diaphragms unit and shroud type Bucket or blade fouling Wheels or spindles Shaft seals Dummy rings Gland rings Rotor shaft Bearings Thrust bearings Other high-pressure turbine problems

Intermediate Pressure Turbine 4100-4199 4100 4101 4109 4110 4111 4112 4113 4115 4120 4121 4122 4130 4140 4141 4199

Outer casing Inner casing Nozzle bolting Nozzles and nozzle blocks Diaphragms Buckets or blades Bucket or blade fouling Wheels or spindles Shaft seals Dummy rings Gland rings Rotor shaft Bearings Thrust bearings Other intermediate pressure turbine problems

Low Pressure Turbine 4200-4250 4200 4201 4209 4210 4211 4212 4213 4215 4220 4221 4222 4230 4240 4241 4250

Outer casing Inner casing Nozzle bolting Nozzles and nozzle blocks Diaphragms Buckets or blades Bucket or blade fouling Wheels or spindles Shaft seals Dummy rings Gland rings Rotor shaft Bearings Thrust bearings Other low pressure turbine problems

Valves 4260-4269 4260 Main stop valves 4261 Control valves

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 57


4262 4263 4264 4265 4266 4267 4268 4269

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Intercept valves Reheat stop valves Combined intercept valves Miscellaneous drain and vent valves Main stop valve testing Control valve testing Reheat/intercept valve testing Other turbine valves

Piping 4270-4279 4270 Crossover or under piping 4279 Miscellaneous turbine piping

Lube Oil 4280-4289 (do not include bearing failures due to lube oil) 4280 4281 4282 4283 4284 4289

Lube oil pumps Lube oil coolers Lube oil conditioners Lube oil system valves and piping Lube oil pump drive Other lube oil system problems

Controls 4290-4309 4290 4291 4292 4293 4299 4300 4301 4302 4303 4304 4305 4306 4307 4308 4309 4310 4311 4312 4313 4314

Hydraulic system pumps Hydraulic system coolers Hydraulic system filters Hydraulic system pipes and valves Other hydraulic system problems Turbine supervisory system (use codes 4290 to 4299 for hydraulic oil) Turbine governing system Turbine trip devices (including instruments) Exhaust hood and spray controls Automatic turbine control systems - mechanical Automatic turbine control systems - mechanical - hydraulic Automatic turbine control systems - electro-hydraulic - analog Automatic turbine control systems - electro-hydraulic - digital Automatic turbine control systems - digital control and monitoring Other turbine instrument and control problems Steam Turbine Control System - data highway Steam Turbine Control System - hardware problems (including card failure) Steam Turbine Control System - internal and termination wiring Steam Turbine Control System - logic problems Steam Turbine Control System - upgrades

Miscellaneous (Steam Turbine) 4400-4499 4400 Major turbine overhaul (720 hours or longer) (use for non-specific overhaul only) 4401 Inspection 4402 Minor turbine overhaul (less than 720 hours) (use for non-specific overhaul only) 4410 Turning gear and motor 4411 Steam turbine gear box (single shaft configuration) 4412 Steam turbine clutch (single shaft configuration) 4415 Shaft coupling mechanism 4420 Vibration of the turbine generator unit that cannot be attributed to a specific cause such as bearings or blades (use this code for balance moves)

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 58


4430 4450 4460 4470 4490 4499

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Gland seal system Water induction Turbine overspeed trip test Differential expansion Turbine performance testing (use code 9999 for total unit performance testing) Other miscellaneous steam turbine problems


Generator 4500-4580 4500 4510 4511 4520 4530 4535 4540 4550 4555 4560 4570 4580

Rotor windings Rotor collector rings Rotor, General Stator windings, bushings, and terminals Stator core iron Stator, General Brushes and brush rigging Generator bearings and lube oil system Bearing cooling system Generator vibration (excluding vibration due to failed bearing and other components) Generator casing Generator end bells and bolting

Exciter 4600-4609 4600 4601 4602 4603 4604 4605 4609




Controls 4700-4750 4700 4710 4720 4730 4740 4750


Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 59


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007



HEAT RECOVERY STEAM GENERATOR (HRSG) (Waste Heat Boiler) HRSG Boiler Fuel Supply 0036-0480 - Burners (Duct Burners) 0358 Oil burner piping and valves 0359 Gas burner piping and valves 0360 Duct burners 0361 Duct burner orfices 0370 Duct burner instruments and controls (except light-off) 0380 Light-off (igniter) systems (including fuel supply) 0385 Igniters 0410 Other duct burner problems - Oil and Gas Systems (except light-off) 0440 Fuel oil pumps (general) 0441 Fuel oil pumps (burner supply) 0442 Fuel oil pumps (forwarding/transfer) 0443 Fuel oil (burner supply) pump drives 0444 Fuel oil (forwarding/transfer) pump drives 0450 Fuel oil heaters 0460 Fuel oil atomizers 0470 Oil and gas fires 0480 Other oil and gas fuel supply problems (see codes 0360-0410 for burner problems) - Steam System Desuperheaters/Attemperators See cause codes 6140 to 6154

HRSG Boiler Piping System 0540-0570; 6110-6183; and 0670-0799 - HRSG Startup Bypass See cause codes 6160 to 6183 - HRSG Main Steam 6110 HP steam piping up to turbine stop valves – Greater than 600 PSIG; (see 0790 for piping supports) 6111 HP steam relief/safety valves 6112 Other HP steam valves (including vent and drain valves but not including the turbine stop valves) 6113 Other HP steam system problems 6120 IP steam piping up to turbine stop valves – Between 200 & 600 PSIG (see 0790 for piping supports)

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 60


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

6121 IP steam relief/safety valves 6122 Other IP steam valves (including vent and drain valves but not including the turbine stop valves) 6123 Other IP steam system problems 6130 LP steam piping up to turbine stop valves – Less than 200 PSIG (see 0790 for piping supports) 6131 LP steam relief/safety valves 6132 Other LP steam valves (including vent and drain valves but not including the turbine stop valves) 6133 Other LP steam system problems 6134 Other main steam valves (including vent and drain valves but not including the turbine stop valves) - HRSG Cold and Hot Reheat Steam 0540 Reheat steam piping up to turbine stop valves 0541 Cold reheat steam piping up to boiler 0550 Reheat steam relief/safety valves 0560 Other reheat steam valves (not including turbine stop or intercept valves) 0561 Other cold reheat steam valves (not including turbine stop or intercept valves) 0570 Other reheat steam problems - HRSG Desuperheaters/Attemperators 6140 HP Desuperheater/attemperator piping – Greater than 600 PSIG. 6141 HP Desuperheater/attemperator valves 6142 HP Desuperheater/attemperator spray nozzles 6143 HP Desuperheater/attemperator drums 6144 Other HP desuperheater/attemperator problems 6145 IP Desuperheater/attemperator piping – Between 200-600 PSIG 6146 IP Desuperheater/attemperator valves 6147 IP Desuperheater/attemperator spray nozzles 6148 IP Desuperheater/attemperator drums 6149 Other IP desuperheater/attemperator problems 6150 LP Desuperheater/attemperator piping – Less than 200 PSIG 6151 LP Desuperheater/attemperator valves 6152 LP Desuperheater/attemperator spray nozzles 6153 LP Desuperheater/attemperator drums 6154 Other LP desuperheater/attemperator problems - HRSG Startup Bypass 6160 HP Startup bypass system piping (including drain lines up to heaters or condenser)- Greater than 600 PSIG 6161 HP Startup bypass system valves 6162 HP Startup bypass tanks or flash tanks 6163 Other HP startup bypass system problems 6170 IP Startup bypass system piping (including drain lines up to heaters or condenser) – Between 200-600 PSIG 6171 IP Startup bypass system valves 6172 IP Startup bypass tanks or flash tanks 6173 Other IP startup bypass system problems 6180 LP Startup bypass system piping (including drain lines up to heaters or condenser) – Less than 200 PSIG 6181 LP Startup bypass system valves 6182 LP Startup bypass tanks or flash tanks 6183 Other LP startup bypass system problems - Feedwater and Blowdown

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 61


0670 0680 0690 3499 0700 0710 0720 0730

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Feedwater piping downstream of feedwater regulating valve Feedwater valves (not feedwater regulating valve) Other feedwater problems downstream of feedwater regulating valve (use codes 3401 to for remainder of feedwater system) Blowdown system valves Blowdown system piping Blowdown system controls / instrumentation Other blowdown system problems

- Boiler Recirculation 0740 Boiler recirculation pumps 0741 Boiler recirculation pumps - motors 0750 Boiler recirculation piping including downcomers 0760 Boiler recirculation valves 0770 Other boiler recirculation problems Miscellaneous (Piping) 0775 Economizer piping 0780 Headers between tube bundles 0782 Headers and caps 0790 Pipe hangers, brackets, supports (general) 0799 Other miscellaneous piping system problems

HRSG Boiler Internals and Structures 0800-0859 0800 0801 0802 0803 0810 0820 0830 0840 0845 0847 0848 0850 0855 0856 0857 0858 0859

Drums and drum internals (single drum only) HP Drum (including drum level trips not attributable to other causes) IP Drum (including drum level trips not attributable to other causes) LP Drum (including drum level trips not attributable to other causes) Boiler supports and structures (use code 1320 for tube supports) Casing Doors Refractory and insulation Windbox expansion joints Other expansion joints Inlet panel Other internal or structural problems Drum relief/safety valves (Single drum only) HP Drum relief/safety valves IP Drum relief/safety valves LP Drum relief/safety valves Tube external fins/membranes

HRSG Boiler Tube Leaks 6005-6090 (use code 0859 for tube/membrane failures) 6005 6006 6007 6010 6011 6012 6020 6021 6022 6030 6031

HP Evaporator tubes IP Evaporator tubes LP Evaporator tubes HP superheater HP reheater HP economizer IP superheater IP reheater IP economizer LP reheater LP superheater

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 62


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

6032 LP economizer 6090 Other HRSG tube Problems

Miscellaneous HRSG Boiler Tube Problems 1300-1599 1300 1305 1310 1320 1330 1340 1350

Water side fouling Fireside cleaning (which requires a full outage) Water side cleaning (acid cleaning) Tube supports/attachments Slag fall damage Tube modifications (including addition and removal of tubes) Other miscellaneous boiler tube problems

- Air Supply 1400 Forced draft fans 1407 Forced draft fan lubrication system 1410 Forced draft fan motors 1411 Forced draft fan motors – variable speed 1412 Forced draft fan drives (other than motor) 1415 Forced draft fan controls 1420 Other forced draft fan problems 1430 Air supply ducts 1431 Air supply dampers from FD fan 1432 Air supply duct expansion joints 1440 Air supply dampers 1450 Other air supply problems - Miscellaneous (Boiler Air and Gas Systems) 1590 Stacks 1591 Stack damper and linkage 1592 Stack damper linkage motors 1599 Other miscellaneous boiler air and gas system problems

HRSG Boiler Control Systems 1700-1799 (including instruments which input to the controls) 1700 Feedwater controls (report local controls --- feedwater pump, feedwater regulator valve, etc., - - with component or system) 1710 Combustion/steam condition controls (report local controls with component or system) 1720 Desuperheater/attemperator controls (not local controls) 1730 Boiler explosion or implosion 1740 Gage glasses 1750 Burner management system 1799 Other boiler instrumentation and control problems

HRSG Boiler Overhaul and Inspections 1800-1820 1800 1801 1810 1811 1812 1820

Major boiler overhaul (720 hours or more) (use for non-specific overhaul only) Minor boiler overhaul (less than 720 hours) (use for non-specific overhaul only) Other boiler inspections Boiler Inspections – problem identification/investigative Boiler Inspections – scheduled or routine Chemical cleaning/steam blows

HRSG Boiler Water Condition 1850 1850 Boiler water condition (not feedwater water quality)

HRSG Boiler Design Limitations 1900-1910

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 63


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

1900 Improper balance between tube sections not due to fouling or plugging 1910 Inadequate air not due to equipment problems

Miscellaneous (Boiler) 1980-1999 & 6000 & 6100 (use more specific codes × other slagging and fouling problems, other control problems, etc. × whenever possible. Desecaraibe miscellaneous problems in the verbal desecaraiption.) 1980 6000 6100 1990 1999

Boiler safety valve test HRSG Boiler to gas turbine connecting equipment. Steam turbine to gas turbine coupling Boiler performance testing (use code 9999 for total unit performance testing) Boiler, miscellaneous

BALANCE OF PLANT Condensing System 3110-3199 - Condenser Tubes 3110 Condenser tube leaks 3111 Condenser tube fouling shell side 3112 Condenser tube fouling tube side 3113 Condenser tube and water box cleaning (including circulating water flow reversal) 3114 Air-cooled condenser tubes 3115 Air-cooled condenser pumps 3116 Air-cooled condenser fans 3117 Air-cooled condenser fan motors 3118 Other Air-cooled condenser problems 3119 Other air-cooled condenser tube casing or shell and internal problems - Condenser Casing or Shell and Internals 3120 Tube sheets 3121 Expansion joint 3122 Gaskets and seals 3123 Hot well 3124 Tube sheet fouling 3129 Other condenser casing or shell and internal problems - Vacuum Equipment 3130 Air ejectors 3131 Air ejector piping and valves 3132 Inter and after condensers 3133 Vacuum pumps 3134 Vacuum pump piping and valves 3135 Vacuum pump motor and auxiliaries 3139 Other air extraction system problems - general 3149 Loss of vacuum not attributable to a particular component such as air ejectors or valves; or, high back pressure not attributable to high circulating water temperature, or vacuum losses from a known cause. Condenser Controls 3150 Hot well level controls 3151 Vacuum pump and air ejector controls 3152 Air-cooled condenser controls 3159 Other condensing system controls and instruments Miscellaneous (Condensing System) 3170 Condenser inspection (use code 3110 to report looking for tube leaks) 3171 Air-cooled condenser inspections

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 64


3180 3185 3190 3199

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Major condenser overhaul Water side cathodic protection Air leakage (for losses not attributable to previously noted equipment related codes) Other miscellaneous condensing system problems

Circulating Water Systems 3210-3285, 3299 3210 3211 3220 3221 3230 3233 3235 3236 3238 3239 3240 3241 3242 3243 3244 3245 3246

Circulating water pumps Circulating water pump motors Circulating water piping Circulating water piping fouling Circulating water valves Circulating water priming system Cooling tower booster pump Cooling tower booster motor Cooling tower fan motors Cooling tower fan motors - variable speed Cooling tower fans Cooling tower efficiency below design Cooling tower fill damage Cooling tower icing Cooling tower fires Other cooling tower problems Cooling tower fouling

3247 Cooling tower instrumentation 3250 Circulating water system instruments and controls 3260 Traveling secaraeens 3261 Traveling secaraeen fouling 3269 Circulating water biological conditions (ie, zebra mussels) 3270 Intake system problems other than traveling secaraeens 3271 Intake grating fouling 3272 Circulating water secaraeenwash system 3273 Debris in circulating water from outside sources (leaves, mud, etc.) 3280 High circulating water temperature (not due to season, tower efficiency below design, or other listed equipment problem) 3281 Circulating water tempering system 3282 Circulating water cooling ponds 3285 Circulating water chemistry 3299 Other circulating water system problems

Waste Water (zero discharge) Systems 3290-3295 3290 3291 3292 3293 3294 3295

Waste water (zero discharge) taks, pumps and motors Waste water (zero discharge) system fouling Waste water (zero discharge) piping Waste water (zero discharge) valves Waste water (zero discharge) controls and instrumentation Other waste water (zero discharge) problems

Condensate System 3310-3399 - Pumps, Piping, and Valves 3300 Condensate water pre-treatment 3310 Condensate/hotwell pumps 3311 Condensate/hotwell pump motor 3312 Condensate booster pump

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 65


3313 3314 3315 3320 3330

Condensate Condensate Condensate Condensate Condensate

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

booster pump motor booster pump motor - variable speed booster pump drive (other than 3313 and 3314) piping valves

- Low/Intermediate Pressure Heater and Deaerators 3339 LP heater head leaks 3340 LP heater tube leaks 3341 Other LP heater – general 3342 IP heater tube leaks 3343 Other IP heater – general 3344 Deaerator (including level control) 3345 IP heater head leaks - Polishers/Chemical Addition 3350 Condensate polishing and filtering systems 3351 Chemical addition systems 3352 Feedwater chemistry (not specific to condenser, polishers, or chemical addition) - Miscellaneous (Condensate System) 3360 Condensate makeup and return (including storage tanks) 3370 Condensate system controls and instrumentation (not hotwell level, heater level, or deaerator level controls: see codes 3150-3159, 3344, 3502. 3380 Condensate coolers 3399 Other miscellaneous condensate system problems

Feedwater System 3401-3499 (excluding extraction or drain systems) 3401 3402 3407 3408 3409 3410 3411 3412 3413 3414 3415 3416 3417 3418 3419 3420 3430 3431 3439 3440 3441 3499

Startup feedwater pump Startup feedwater pump drives - all types Feedwater pump suction secaraeens Feedwater pump drive – local controls Feedwater pump drive motor - variable speed Feedwater pump Feedwater pump drive - motor Feedwater pump drive - steam turbine Feedwater pump coupling and drive shaft Feedwater pump local controls Feedwater pump/drive lube oil system Other feedwater pump problems Feedwater pump drive - main shaft Feedwater pump drive - other Feedwater pump drive - gear Feedwater piping and supports Feedwater regulating (boiler level control) valve Other feedwater valves HP heater head leaks High pressure heater tube leaks Other high pressure heater problems (see condensate system for LP and IP heater codes) Other feedwater system problems

Heater Drain Systems 3501-3509 3501 Heater drain pumps 3502 Heater level control 3503 Heater drain piping

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 66


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

3504 Heater drain valves 3505 Heater drain pump drive 3509 Other heater drain system problems

Extraction Steam 3520-3529 3520 3521 3522 3529 3530 3531 3532 3539 3540 3541 3542 3549

HP Extraction steam piping HP Extraction steam valves HP Extraction steam instruments and controls Other HP extraction steam system problems IP Extraction steam piping IP Extraction steam valves IP Extraction steam instruments and controls Other IP extraction steam system problems LP Extraction steam piping LP Extraction steam valves LP Extraction steam instruments and controls Other LP extraction steam system problems

Electrical 3600-3689 3600 3611 3612 3619 3620 3621 3622 3623 3624 3629 3630 3631 3632 3633 3634 3639 3640 3641 3642 3643 3644 3649 3650 3651 3652 3653 3659 3660 3661 3662 3663 3664 3669 3670

Switchyard transformers and associated cooling systems Switchyard circuit breakers Switchyard system protection devices Other switchyard equipment Main transformer Unit auxiliaries transformer Station service startup transformer Auxiliary generators Auxiliary generator voltage supply system Other switchyard or high voltage system problems 400-700-volt transformers 400-700-volt circuit breakers 400-700-volt conductors and buses 400-700-volt insulators 400-700-volt protection devices Other 400-700-volt problems AC instrument power transformers AC Circuit breakers AC Conductors and buses AC Inverters AC Protection devices Other AC instrument power problems DC instrument power battery chargers DC circuit breakers DC conductors and buses DC protection devices Other DC power problems 4000-6000-volt transformers 4000-6000-volt circuit breakers 4000-6000-volt conductors and buses 4000-6000-volt insulators 4000-6000-volt protection devices Other 4000-6000-volt problems 12-15kV transformers

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 67


3671 3672 3673 3674 3679 3680 3681 3682 3683 3684 3689

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

12-15kV circuit breakers 12-15kV conductors and buses 12-15kV insulators 12-15kV protection devices Other 12-15kV problems other voltage transformers other voltage circuit breakers other voltage conductors and buses other voltage insulators other voltage protection devices Other voltage problems

Power Station Switchyard 3700-3750 3700 3710 3720 3730

Powerhouse switchyard (non generating unit equipment) Transmission line (connected to powerhouse switchyard to 1st Substation) Transmission equipment at the 1st substation) (see code 9300 if applicable) Transmission equipment beyond the 1st substation (see code 9300 if applicable)

Auxiliary Systems 3810-3899 - Open Cooling Water System 3800 Open cooling water pumps and motors 3801 Open cooling water piping 3802 Open cooling water valves 3803 Open cooling water heat exchangers 3804 Open cooling water system fouling 3805 Open cooling water system instrumentation 3806 Open cooling water strainer 3809 Other open cooling water problems - Service Water (Open System) 3810 Service water pumps and motors 3811 Service water piping 3812 Service water valves 3813 Service water heat exchangers 3814 Service water system fouling 3815 Service water strainer 3819 Other service water problems - Closed Cooling Water Systems 3820 Closed cooling water pumps 3821 Closed cooling water piping 3822 Closed cooling water valves 3823 Closed cooling water heat exchangers 3824 Closed cooling water system fouling 3825 Closed cooling water instrumentation 3826 Closed cooling water strainer 3829 Other closed cooling water system problems - Auxiliary Steam 3830 Auxiliary boiler 3831 Auxiliary steam piping 3832 Auxiliary steam valves 3833 Auxiliary steam controls and instruments 3834 Auxiliary boiler tube leaks 3835 Auxiliary boiler burner management system

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 68


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

3839 Other auxiliary steam problems (also see extraction steam codes 3520 to 3529; startup bypass codes 0630 to 0660; and soot blower steam code 0870) - Service Air 3840 Service air compressors 3841 Service air piping 3842 Service air valves 3843 Service air dryers 3844 Soot blowing air compressor and system 3849 Other service air problems - Instrument Air 3850 Instrument air compressors 3851 Instrument air piping 3852 Instrument air valves 3853 Instrument air dryers 3854 N2 backup to instrument air 3859 Other instrument air problems - Fire Protection System 3860 Fire protection system pumps 3861 Fire protection system piping 3862 Fire protection system valves 3863 Fire protection system fouling 3864 Fire protection system instrumentation and controls 3869 Other fire protection system problems - Seal Air Fans 3880 Seal air fan 3881 Seal air fan drive – motor 3882 Seal air control dampers and drives 3883 Seal air filters 3889 Other seal air problems - Miscellaneous (Auxiliary Systems) 3898 Miscellaneous plant auxiliary process and services instrumentation and controls 3899 Other miscellaneous auxiliary system problems 6299 Other combined cycle block problems (Use other gas turbine problem codes, other steam turbine codes, etc., whenever appropriate.) 6399 Other coal gasification equipment problems

Miscellaneous (Balance of Plant) 3950-3999 & 6299 & 6399 3950 Process computer 3960 Thermal derating (thermal efficiency losses in balance of plant when specific cause(s) unknown) 3970 Distributive Control System (DCS) – process computer 3971 DCS – data highway 3972 DCS – hardware problems (including card failure) 3973 DCS – internal and termination wiring 3974 DCS – logic problems 3975 DCS – upgrades 3979 Other DCS problems 3980 Programmable Logic Controller (PLC) 3981 PLC – data highway 3982 PLC – hardware problems (including card failure) 3983 PLC – internal and termination wiring 3984 PLC – logic problems

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 69


3985 3989 3995 3996

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

PLC – upgrades Other PLC problems Powerhouse heating and ventilating systems Air conditioning systems – rooms and areas

3999 Other miscellaneous balance of plant problems

POLLUTION CONTROL EQUIPMENT Continuous Emissions Monitoring Systems (CEMS) 8700-8790 8700 8710 8720 8730 8740 8750 8760 8770 8780 8790

CEMS Certification and Recertification SO2 analyzer problems Nox analyzer problems CO analyzer problems CO2 analyzer problems O2 analyzer problems Opacity monitor problems Flow monitor problems Data acquisition system problems Miscellaneous CEMS problems

Nox Reduction Systems 8800-8829 (Use code 0360 for Low Nox Burners) - Selective Non-Catalytic Reduction Systems 8800 Reagent 8801 Carrier gas 8802 Control system 8803 SNCR Performance testing 8809 Other SNCR problems - Selective Catalytic Reduction Systems 8810 Reactor 8811 Reagent 8812 Catalyst 8813 Injection grid piping/valves 8814 Catalyst support material 8815 Soot blowers 8816 Plugging 8817 Control system 8825 Other SECARA problems - Catalytic Air Heaters 8830 Active catalyst 8831 Support materials 8832 Plugging 8835 Other CAH problems

CO Reduction 8840-8845 8840 8841 8842 8845

Active catalyst Support materials Plugging Other CO reduction problems

EXTERNAL Gunakan satuan kode ini untuk melaporkan peristiwa yang disebabkan oleh faktor eksternal ( banjir, kilat, dll); faktor ekonomi ( ketiadaan bahan bakar, tekanan pekerja, dll.); pelatihan

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 70


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

operator; dan, permasalahan sistem transmisi di luar pembangkit.

Catastrophe 9000-9040 9000 9010 9020 9025 9030 9035 9036 9040


Economic 0000; 9130-9160 0000 Reserve shutdown 9130 Lack of fuel (water from rivers or lakes, coal mines, gas lines, etc) where the operator is not in control of contracts, supply lines, or delivery of fuels 9131 Lack of fuel (interruptible supply of fuel part of fuel contract) 9134 Fuel conservation 9136 Problems with Primary Fuel for Units with Secondary Fuel Operation 9137 Ground water or other water supply problems. 9140 Plant modifications to burn different fuel that are not regulatory mandated 9150 Labor strikes company-wide problems or strikes outside the company’s jurisdiction such as manufacturers (delaying repairs) or transportation (fuel supply) problems. 9151 Labor strikes direct plant management grievances that result in a walkout or strike are under plant management control. 9160 Other economic problems 9180 to 9199 Economic (for internal use at plants only) - Fuel Quality (Use code 9600 to 9650 if the fuel quality results in excess stack emissions through no fault in the pollution control equipment. Use the appropriate equipment code to report fouling and slagging.) 9200 High ash content 9210 Low grindability 9220 High sulfur content 9230 High vanadium content 9240 High sodium content 9250 Low Btu coal 9260 Low Btu oil 9270 Wet coal 9280 Frozen coal 9290 Other fuel quality problems - Miscellaneous (External) 9300 Transmission system problems other than catastrophes (do not include switchyard problems in this category; see codes 3600 to 3629, 3720 to 3730) 9305 Ash disposal problem 9310 Operator training 9320 Other miscellaneous external problems


Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 71


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007


Stack Emission 9600-9650 (include exhaust emissions) 9600 SO2 stack emissions – fossil 9603 SO2 stack emissions – gas turbine 9604 SO2 stack emissions – jet engines 9610 NOx stack emissions – fossil 9613 NOx stack emissions – gas turbine 9614 NOx stack emissions – jet engines 9620 Particulate stack emissions – fossil 9623 Particulate stack emissions – gas turbine 9624 Particulate stack emissions – jet engines) 9630 Opacity – fossil 9633 Opacity – gas turbine 9634 Opacity – jet engines 9650 Other stack or exhaust emissions – fossil (use codes 9200 to 9290 if fuel quality causes pollution control equipment problems that result in excess stack emissions) 9653 Other stack or exhaust emissions – gas turbine (use codes 9200 to 9290 if fuel quality causes pollution control equipment problems that result in excess stack emissions) 9654 Other stack or exhaust emissions – jet engines (use codes 9200 to 9290 if fuel quality causes pollution control equipment problems that result in excess stack emissions) 9656 Other stack or exhaust emissions testing - fossil 9657 Other stack or exhaust emissions testing – gas turbine 9658 Other stack or exhaust emissions testing – jet engines

Other Operating Environmental Limitations 9660-9690 9660 9663 9664 9670 9673 9674 9677 9678 9679 9680 9690 9693 9694

Thermal discharge limits – fossil Thermal discharge limits – gas turbines Thermal discharge limits – jet engines Noise limits (not for personnel safety) – fossil Noise limits (not for personnel safety) – Gas Turbines Noise limits (not for personnel safety) – Jet Engines Noise limits testing - fossil Noise limits testing - gas turbine Noise limits testing - jet engines Fish kill Other miscellaneous operational environmental limits – fossil Other miscellaneous operational environmental limits – gas turbines Other miscellaneous operational environmental limits – jet engines


PERSONNEL OR PROCEDURE ERRORS

9900-9950

9900 Operator error

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 72


9910 9920 9930 9940 9950

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Maintenance personnel error Contractor error Operating procedure error Maintenance procedure error Contractor procedure error

INACTIVE STATES

9990-9995

9990 Retired unit 9991 Mothballed unit

PERFORMANCE 9998-9999 9998 Black start testing 9999 Total unit performance testing (use appropriate codes for individual component testing

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 73


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lampiran E-1D:

RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTU BOILER Boiler Fuel Supply to Bunker 0010-0130 Coal Handling Equipment up Through Bunkers 0010 Thaw shed failure or fire 0020 Coal car dumpers, shakers, and unloaders 0022 Unloading/receiving hopper (train/truck) 0024 Rotary plow 0026 Dust suppression system 0028 Dust collection system 0030 Coal conveyors and feeders 0035 Metal detector/collector (including magnetic separator) 0040 Coal elevators 0050 Coal storage fires 0060 Coal crushers including motors 0070 Coal samplers 0075 Storage silos/hoppers 0080 Stackers/reclaimers 0084 Coal conveyor scales-storage coal pile 0085 Bunker feeder coal scales 0090 Bunker fires 0095 Bunker flow problems 0100 Bunker gates 0105 Bunker structures 0106 Coal drying system (see additional codes 0125-0127) 0107 Secaraeen (prior to bunkers) 0110 Other coal fuel supply problems up through bunkers 0125 Coal crusher dryer hammers (see code 0106) 0126 Coal crusher lube oil system (see code 0106) 0127 Other coal crusher dryer problems (see code 0106) 0129 Other coal processing system problems

Boiler Fuel Supply from Bunkers to Boiler 0200-0480 - Pulverizers, Primary Air Fans, and Associated Ducts 0200 Pulverizer exhauster fan (for indirect firing) 0205 Pulverizer exhauster fan drive 0210 Pulverizer heater (for indirect firing) 0220 Pulverizer system cyclone separator 0230 Pulverizer bag filter 0240 Pulverized coal bin 0250 Pulverizer feeders 0253 Pulverizer feeder motor 0255 Pulverizer feeder coal scales 0256 Seal air system (air to pulverizers) 0260 Primary air fan 0262 Primary air fan lube oil system 0263 Primary air fan drives 0264 Other primary air fan problems

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 74


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

0265 Primary air heater 0266 Primary air heater fouling 0267 Primary air flow instrumentation 0270 Primary air duct and dampers 0280 Pulverizer fires 0290 Pulverizer reduced capacity due to wear 0300 Pulverizer motors and drives 0310 Pulverizer mills 0312 Pulverizer mill classifiers 0313 Pulverizer mill trunnion seals 0314 Pulverizer mill ball charger hopper (ball mills only) 0315 Pulverizer mill coal level controls 0320 Foreign object in Pulverizers mill 0325 Pulverizer skidding 0330 Pulverizer coal leak (pulverizers only) 0331 Pulverizer system coal leaks (other than pulverizers) 0335 Pulverizer lube oil system 0338 Pulverizer control systems (temperature and pressure) 0340 Other pulverizer problems 0341 Pulverizer deluge system 0342 Pulverizer Inert system 0344 Pulverizer inspection 0345 Pulverizer overhaul 0346 Pulverizer pyrite removal system 0350 Pulverized fuel and air piping (from pulverizer to wind box) (see code 0898 for pulverizer reject system problems) - Burners 0358 Oil burner piping and valves 0359 Gas burner piping and valves 0360 Burners 0362 Burner tilts 0361 Burner orfices 0370 Burner instruments and controls (except light-off) 0380 Light-off (igniter) systems (including fuel supply) 0385 Igniters 0390 Burner wind boxes and dampers 0400 Burner wind box fires 0410 Other burner problems - Cyclone 0415 Cyclone feeders 0420 Cyclone crusher 0425 Cyclone dampers 0426 Cyclone air ducts 0430 Cyclone furnace 0435 Other cyclone problems - Oil and Gas Systems (except light-off) 0440 Fuel oil pumps (general) 0441 Fuel oil pumps (burner supply) 0442 Fuel oil pumps (forwarding/transfer) 0443 Fuel oil (burner supply) pump drives 0444 Fuel oil (forwarding/transfer) pump drives 0450 Fuel oil heaters

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 75


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

0460 Fuel oil atomizers 0470 Oil and gas fires 0480 Other oil and gas fuel supply problems (see codes 0360-0410 for burner problems)

Boiler Piping System 0500-0799 - Main Steam 0500 Main steam piping up to turbine stop valves 0510 Main steam relief/safety valves off superheater 0520 Other main steam valves (including vent and drain valves but not including the turbine stop valves) 0530 Other main steam system problems - Cold and Hot Reheat Steam 0540 Hot reheat steam piping up to turbine stop valves 0541 Cold reheat steam piping up to boiler 0550 Reheat steam relief/safety valves 0560 Other hot reheat steam valves (not including turbine stop or intercept valves) 0561 Other cold reheat steam valves (not including turbine stop or intercept valves) 0570 Other reheat steam problems - Desuperheaters/Attemperators 0580 Desuperheater/attemperator piping 0590 Desuperheater/attemperator valves 0600 Desuperheater/attemperator spray nozzles 0610 Desuperheater/attemperator drums 0620 Other desuperheater/attemperator problems - Startup Bypass 0630 Startup bypass system piping (including drain lines up to heaters or condenser) 0640 Startup bypass system valves 0650 Startup bypass tanks or flash tanks 0655 Steam by-pass system instrumentation and controls 0660 Other startup bypass system problems - Feedwater and Blowdown 0670 Feedwater piping downstream of feedwater regulating valve 0680 Feedwater valves (not feedwater regulating valve) 0690 Other feedwater problems downstream of feedwater regulating valve (use codes 3401 to 3499 for remainder of feedwater system) 0700 Blowdown system valves 0710 Blowdown system piping 0720 Blowdown system controls /instrumentation 0730 Other blowdown system problems - Boiler Recirculation 0740 Boiler recirculation pumps 0741 Boiler recirculation pumps – motors 0742 Boiler recirculation pumps – motors – cooling system 0750 Boiler recirculation piping (including downcomers) 0760 Boiler recirculation valves 0770 Other boiler recirculation problems Miscellaneous (Piping) 0775 Economizer piping 0780 Headers between tube bundles 0782 Headers and caps 0790 Pipe hangers, brackets, supports (general)

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 76


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

0799 Other miscellaneous piping system problems

Boiler Internals and Structures 0800-0859 0800 0810 0820 0830 0840 0845 0847 0850 0855 0859

Drums and drum internals (single drum) Boiler supports and structures (use code 1320 for tube supports) Casing Doors Refractory and insulation Windbox expansion joints Other expansion joints Other internal or structural problems Drum relief/safety valves (single drum) Tube external fins/membranes

Slag and Ash Removal 0860-0920 0860 0870 0871 0872 0873 0876 0880 0885 0890 0891 0892 0893 0894 0895 0896 0897 0898 0899 0900 0910 0920

Soot blowers – air (see code 3844 for air delivery system) Soot blowers – steam Soot blowers – sonic Soot blowers – water Soot blower drives Soot blower controls Fly ash Removal System (not precipitators, secrubbers, mechanical collectors, or baghouses) Fly ash Removal System – wet transport Bottom ash systems (wet or dry) Bottom ash hoppers (including gates) Bottom ash clinker grinders Bottom ash water pumps and motors Bottom ash piping and valves Ashpit trouble Bottom ash dewatering bin system, instruments and controls Bottom ash rotary (drag chain type) conveyor and motor Bottom ash pyrite hopper (pulverizer reject) system Bottom ash controls and instrumentation Slag-tap (cyclone furnace) Slag-tap (other than cyclone furnace) Other slag and ash removal problems

Boiler Tube Leaks 1000-1090 (use code 0859 for tube/membrane failures) 1000 1003 1005 1010 1020 1030 1035 1040 1050 1055 1060 1070 1075 1080 1090

Waterwall (Furnace wall) Steam generating tubes between steam drum and mud drum Generating tubes Cyclone furnace (in cyclone area only) Convection pass wall (water tubes only) Boiler secaraeen, wing wall, or slag secaraeen (water tubes only) Platen superheater First superheater Second superheater External superheater link tubing First reheater Second reheater External reheater link tubing Economizer Other boiler tube leaks

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 77


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Boiler Tube Fireside Slagging or Fouling 1100-1200 (use codes 0860 and 0870 for fouling or slagging due to unavailability of soot blowers or their air or steam supply) 1100 Waterwall (Furnace wall) 1103 Steam generating tubes between steam drum and mud drum 1105 Generating tubes 1110 Cyclone furnace (in cyclone area only) 1120 Convection pass wall 1130 Boiler secaraeen, wing wall, or slag secaraeen (water tubes only) 1140 First superheater 1150 Second superheater 1160 First reheater 1170 Second reheater 1180 Economizer 1190 Other tube slagging or fouling 1200 Operation at reduced power to avoid slagging or fouling (use codes 1100 to 1190 to report power reductions for slag accumulation or slag removal) 1210 Operation at reduced power to avoid slagging or fouling on waterwalls (Furnace walls) (use codes 1100-1190 to report power reductions for slag accumulation or slag removal)

Miscellaneous Boiler Tube Problems 1300-1350 1300 Water side fouling 1305 Fireside cleaning (which requires a full outage) Use code 1200 for cleanings that cause deratings. 1310 Water side cleaning (acid cleaning) 1320 Tube supports/attachments 1330 Slag fall damage 1340 Tube modifications (including addition and removal of tubes) 1350 Other miscellaneous boiler tube problems 1360 Boiler drains system

Boiler Air and Gas Systems 1400-1599 (excluding burner pipes, wind boxes, primary air, or pulverizer exhausters) - Air Supply 1400 Forced draft fans 1407 Forced draft fan lubrication system 1410 Forced draft fan motors 1411 Forced draft fan motors – variable speed 1412 Forced draft fan drives (other than motor) 1413 Forced draft fan couplings 1415 Forced draft fan controls 1420 Other forced draft fan problems 1421 Secondary air fans/blowers 1422 Secondary air fan/blower motors – single speed 1423 Secondary air fan/blower motors – variable speed 1424 Secondary air fan/blower controls 1430 Air supply ducts from FD fan 1431 Air supply dampers from FD fan 1432 Air supply duct expansion joints 1440 Air supply dampers 1450 Other air supply problems - Flue Gas

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 78


1455 1457 1460 1470 1471 1472 1475 1476 1480 1487 1488 1489 1492 1493 1495 1500 1591 1592 1510 1512 1520 1530

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Induced draft fans Induced draft fan lubrication systems Induced draft fan fouling Induced draft fan motors and drives Induced draft fan motors – variable speed Inducted draft fan coupling Induced draft fan controls Induced draft fan speed changer Other induced draft fan problems Air heater (tubular) Air heater (regenerative) Air heater (heat pipe, plate-type) Air heater fouling (tubular) Air heater fouling (regenerative) Other air heater fouling (heat pipe, plate-type) Air heater soot blowers Stack damper and linkage Stack damper linkage motor Flue gas ducts (except recirculation) Flue gas expansion joints Flue gas dampers (except recirculation) Other flue gas problems

- Flue Gas Recirculation 1535 Flue gas recirculating fan 1537 Flue gas recirculating fan lubrication systems 1540 Flue gas recirculation fan fouling 1550 Flue gas recirculation fan motors 1555 Flue gas recirculation fan controls 1560 Other flue gas recirculation fan problems 1570 Flue gas recirculation ducts 1572 Flue gas recirculation duct expansion joints 1580 Flue gas recirculation dampers - Miscellaneous (Boiler Air and Gas Systems) 1590 Stacks (use code 8430 for stack problems due to pollution control equipment) 1591 Stack damper and linkage 1592 Stack damper linkage motors 1599 Other miscellaneous boiler air and gas system problems

Boiler Control Systems 1700-1799 (including instruments which input to the controls) 1700 Feedwater controls (report local controls --- feedwater pump, feedwater regulator valve, etc., - - with component or system) 1710 Combustion/steam condition controls (report local controls --- burners, pulverizers, etc., --with component or system) 1720 Desuperheater/attemperator controls (not local controls) 1730 Boiler explosion or implosion 1740 Boiler gage glasses /level indicator 1741 Furnace and water gauge television auxiliary system 1750 Burner management system 1760 Feedwater instrumentation (not local controls) 1761 Combustion /Steam condition instrumentation (not local controls) 1762 Desuperheater/attemperator instrumentation (not local controls) 1799 Other boiler instrumentation and control problems

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 79


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Boiler Overhaul and Inspections 1800-1820 1800 1801 1810 1811 1812 1820

Major boiler overhaul (720 hours or more) (use for non-specific overhaul only) Minor boiler overhaul (less than 720 hours) (use for non-specific overhaul only) Other boiler inspections Boiler Inspections – problem identification/investigation Boiler Inspections – scheduled or routine Chemical cleaning/steam blows

Boiler Water Condition 1850 1850 Boiler water condition (not feedwater water quality)

Boiler Design Limitations 1900-1910 1900 Improper balance between tube sections not due to fouling or plugging 1910 Inadequate air not due to equipment problems

Miscellaneous (Boiler) 1980-1999 (use more specific codes × other slagging and fouling problems, other control problems, etc. × whenever possible. Desecaraibe miscellaneous problems in the verbal desecaraiption.) 1980 Boiler safety valve test 1990 Boiler performance testing (use code 9999 for total unit performance testing) 1999 Boiler, miscellaneous

BALANCE OF PLANT Condensing System 3110-3199 - Condenser Tubes and Support Equipment 3110 Condenser tube leaks 3111 Condenser tube fouling shell side 3112 Condenser tube fouling tube side 3113 Condenser tube and water box cleaning (including circulating water flow reversal) 3114 Air-cooled condenser tubes 3115 Air-cooled condenser pumps 3116 Air-cooled condenser fans 3117 Air-cooled condenser fan motors 3118 Other Air-cooled condenser problems 3119 Other condenser tube casing or shell and internal problems - Condenser Casing or Shell and Internals 3120 Tube sheets 3121 Expansion joint 3122 Gaskets and seals 3123 Hot well 3124 Tube sheet fouling 3129 Other condenser casing or shell and internal problems - Vacuum Equipment 3130 Air ejectors 3131 Air ejector piping and valves 3132 Inter and after condensers 3133 Vacuum pumps 3134 Vacuum pump piping and valves 3135 Vacuum pump motor and auxiliaries 3139 Other air extraction system problems – general

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 80


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

3149 Loss of vacuum not attributable to a particular component such as air ejectors or valves; or, high back pressure not attributable to high circulating water temperature, or vacuum losses from a known cause. - Condenser Controls 3150 Hot well level controls 3151 Vacuum pump and air ejector controls 3152 Air-cooled condenser controls 3159 Other condensing system controls and instruments - Miscellaneous (Condensing System) 3170 Condenser inspection (use code 3110 to report looking for tube leaks) 3171 Air-cooled condenser inspections 3180 Major condenser overhaul 3185 Water side cathodic protection 3190 Air leakage (for losses not attributable to previously noted equipment related codes) 3199 Other miscellaneous condensing system problems

Circulating Water Systems 3210-3289 3210 Circulating water pumps 3211 Circulating water pump motors 3220 Circulating water piping 3221 Circulating water piping fouling 3230 Circulating water valves 3233 Circulating water priming system 3235 Cooling tower booster pump 3236 Cooling tower booster motor 3247 Cooling tower instrumentation 3238 Cooling tower fan motors 3239 Cooling tower fan motors - variable speed 3240 Cooling tower fans 3241 Cooling tower efficiency below design 3242 Cooling tower fill damage 3243 Cooling tower icing 3244 Cooling tower fires 3245 Other cooling tower problems 3246 Cooling tower fouling 3247 Cooling tower instrumentation 3250 Circulating water system instruments and controls 3260 Traveling secaraeens 3261 Traveling secaraeen fouling 3269 Circulating water biological conditions (ie, zebra mussels) 3270 Intake system problems other than traveling secaraeens 3271 Intake grating fouling 3272 Circulating water secaraeenwash system 3273 Debris in circulating water from outside sources (leaves, mud, etc.) 3280 High circulating water temperature (not due to season, tower efficiency below design, or other listed equipment problem) 3281 Circulating water tempering system 3282 Circulating water cooling ponds 3285 Circulating water chemistry

Waste Water (zero discharge) Systems 3290-3299 3290 Waste water (zero discharge) taks, pumps and motors

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 81


3291 3292 3293 3294 3295 3299

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Waste water (zero discharge) system fouling Waste water (zero discharge) piping Waste water (zero discharge) valves Waste water (zero discharge) controls and instrumentation Other waste water (zero discharge) problems Other circulating water system problems

Condensate System 3310-3399 - Pumps, Piping, and Valves 3300 Condensate water pre-treatment 3310 Condensate/hotwell pumps 3311 Condensate/hotwell pump motor 3312 Condensate booster pump 3313 Condensate booster pump motor 3314 Condensate booster pump motor – variable speed 3315 Condensate booster pump drive (other than 3313 and 3314) 3320 Condensate piping 3330 Condensate valves - Low/Intermediate Pressure Heater and Deaerators 3339 LP heater head leaks 3340 LP heater tube leaks 3341 Other LP heater – general 3342 IP heater tube leaks 3343 Other IP heater – general 3344 Deaerator (including level control) 3345 IP heater head leaks - Polishers/Chemical Addition 3350 Condensate polishing and filtering systems 3351 Chemical addition systems 3352 Feedwater chemistry (not specific to condenser, polishers, or chemical addition) - Miscellaneous (Condensate System) 3360 Condensate makeup and return (including storage tanks) 3370 Condensate system controls and instrumentation (not hotwell level, heater level, or deaerator level controls: see codes 3150-3159, 3344, 3502). 3380 Condensate coolers 3399 Other miscellaneous condensate system problems

Feedwater System 3401-3499 (excluding extraction or drain systems) 3401 3402 3407 3408 3409 3410 3411 3412 3413 3414 3415 3416 3417 3418

Startup feedwater pump Startup feedwater pump drives - all types Feedwater pump suction secaraeens Feedwater pump drive – local controls Feedwater pump drive motor - variable speed Feedwater pump Feedwater pump drive - motor Feedwater pump drive - steam turbine Feedwater pump coupling and drive shaft Feedwater pump local controls Feedwater pump/drive lube oil system Other feedwater pump problems Feedwater pump drive - main shaft Feedwater pump drive - other

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 82


3419 3420 3430 3431 3439 3440 3441 3451 3452 3453 3454 3455 3456 3457 3458 3459 3460 3461 3462 3463 3499

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Feedwater pump drive - gear Feedwater piping and supports Feedwater regulating (boiler level control) valve Other feedwater valves HP heater head leaks High pressure heater tube leaks Other high pressure heater problems (see condensate system for LP and IP heater codes) Feedwater booster pump suction secaraeens Feedwater booster pump drive - local controls Feedwater booster pump drive motor - variable speed Feedwater booster pump Feedwater booster pump drive - motor Feedwater booster pump drive - steam turbine Feedwater booster pump coupling and drive shaft Feedwater booster pump local controls Feedwater pump/drive lube oil system Other feedwater booster pump problems Feedwater booster pump drive - main shaft Feedwater booster pump drive - other Feedwater booster pump drive - gear Other feedwater system problems

Heater Drain Systems 3501-3509 3501 3502 3503 3504 3505 3509

Heater drain pumps Heater level control Heater drain piping Heater drain valves Heater drain pump drive Other heater drain system problems

Extraction Steam 3520-3529 3520 3521 3522 3529 3530 3531 3532 3539 3540 3541 3542 3549

HP Extraction steam piping HP Extraction steam valves HP Extraction steam instruments and controls Other HP extraction steam system problems IP Extraction steam piping IP Extraction steam valves IP Extraction steam instruments and controls Other IP extraction steam system problems LP Extraction steam piping LP Extraction steam valves LP Extraction steam instruments and controls Other LP extraction steam system problems

Electrical 3600-3689 3600 3611 3612 3619 3620 3621 3622 3623

Switchyard transformers and associated cooling systems - external Switchyard circuit breakers - external Switchyard system protection devices - external Other switchyard equipment - external Main transformer Unit auxiliaries transformer Station service startup transformer Auxiliary generators

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 83


3624 3629 3630 3631 3632 3633 3634 3639 3640 3641 3642 3643 3644 3649 3650 3651 3652 3653 3659 3660 3661 3662 3663 3664 3669 3670 3671 3672 3673 3674 3679 3680 3681 3682 3683 3684 3689

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Auxiliary generator voltage supply system Other switchyard or high voltage system problems - external 400-700-volt transformers 400-700-volt circuit breakers 400-700-volt conductors and buses 400-700-volt insulators 400-700-volt protection devices Other 400-700-volt problems AC instrument power transformers AC Circuit breakers AC Conductors and buses AC Inverters AC Protection devices Other AC instrument power problems DC instrument power battery chargers DC circuit breakers DC conductors and buses DC protection devices Other DC power problems 4000-7000-volt transformers 4000-7000-volt circuit breakers 4000-7000-volt conductors and buses 4000-7000-volt insulators 4000-7000-volt protection devices Other 4000-7000-volt problems 12-15kV transformers 12-15kV circuit breakers 12-15kV conductors and buses 12-15kV insulators 12-15kV protection devices Other 12-15kV problems other voltage transformers other voltage circuit breakers other voltage conductors and buses other voltage insulators other voltage protection devices Other voltage problems



Auxiliary Systems 3810-3899 Open Cooling Water System 3800 Open cooling water pumps and motors 3801 Open cooling water piping 3802 Open cooling water valves 3803 Open cooling water heat exchangers 3804 Open cooling water system fouling 3805 Open cooling water system instrumentation 3806 Open cooling water strainer

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 84


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

3809 Other open cooling water problems - Service Water (Open System) 3810 Service water pumps and motors 3811 Service water piping 3812 Service water valves 3813 Service water heat exchangers 3814 Service water system fouling 3815 Service water strainer 3819 Other service water problems - Closed Cooling Water Systems 3820 Closed cooling water pumps 3821 Closed cooling water piping 3822 Closed cooling water valves 3823 Closed cooling water heat exchangers 3824 Closed cooling water system fouling 3825 Closed cooling water instrumentation 3826 Closed cooling water strainer 3829 Other closed cooling water system problems - Auxiliary Steam 3830 Auxiliary boiler 3831 Auxiliary steam piping 3832 Auxiliary steam valves 3833 Auxiliary steam controls and instruments 3834 Auxiliary boiler tube leaks 3835 Auxiliary boiler burner management system 3839 Other auxiliary steam problems (also see extraction steam codes 3520 to 3529; startup bypass codes 0630 to 0660; and soot blower steam code 0870) - Service Air 3840 Service air compressors 3841 Service air piping 3842 Service air valves 3843 Service air dryers 3844 Soot blowing air compressor and system 3849 Other service air problems - Instrument Air 3850 Instrument air compressors 3851 Instrument air piping 3852 Instrument air valves 3853 Instrument air dryers 3854 N2 backup to instrument air 3859 Other instrument air problems - Fire Protection System 3860 Fire protection system pumps 3861 Fire protection system piping 3862 Fire protection system valves 3863 Fire protection system fouling 3864 Fire protection system instruments and controls 3869 Other fire protection system problems - Seal Air Fans 3880 Seal air fan 3881 Seal air fan drive – motor

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 85


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

3882 Seal air control dampers and drives 3883 Seal air filters 3889 Other seal air problems - Miscellaneous (Auxiliary Systems) 3898 Miscellaneous plant auxiliary process and services instrumentation and controls 3899 Other miscellaneous auxiliary system problems

Miscellaneous (Balance of Plant) 3950-3999 3950 Process computer 3960 Thermal derating (thermal efficiency losses in balance of plant when specific cause(s) unknown) 3970 Distributive Control System (DCS) – process computer 3971 DCS – data highway 3972 DCS – hardware problems (including card failure) 3973 DCS – internal and termination wiring 3974 DCS – logic problems 3975 DCS – upgrades 3979 Other DCS problems 3980 Programmable Logic Controller (PLC) 3981 PLC – data highway 3982 PLC – hardware problems (including card failure) 3983 PLC – internal and termination wiring 3984 PLC – logic problems 3985 PLC – upgrades 3989 Other PLC problems 3995 Powerhouse heating and ventilating systems 3996 Air conditioning systems – rooms and areas 3999 Other miscellaneous balance of plant problems

STEAM TURBINE Di samping turbin, satuan ini meliputi katup pengontrol uap air, sistem kendali turbin, dan turbin pelengkap. Kode Uap air Penyaringan dimasukkan dalam satuan Balance of Plant

High Pressure Turbine 4000-4099 4000 4001 4009 4010 4011 4012 4013 4014 4015 4020 4021 4022 4030 4040 4041 4099

Outer casing Inner casing Nozzle bolting Nozzles and nozzle blocks Diaphragms Buckets or blades Diaphragms unit and shroud type Bucket or blade fouling Wheels or spindles Shaft seals Dummy rings Gland rings Rotor shaft Bearings Thrust bearings Other high pressure turbine problems

Intermediate Pressure Turbine 4100-4199 4100 Outer casing

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 86


4101 4109 4110 4111 4112 4113 4115 4120 4121 4122 4130 4140 4141 4199

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Inner casing Nozzle bolting Nozzles and nozzle blocks Diaphragms Buckets or blades Bucket or blade fouling Wheels or spindles Shaft seals Dummy rings Gland rings Rotor shaft Bearings Thrust bearings Other intermediate pressure turbine problems

Low Pressure Turbine 4200-4250 4200 4201 4209 4210 4211 4212 4213 4215 4220 4221 4222 4230 4240 4241 4250

Outer casing Inner casing Nozzle bolting Nozzles and nozzle blocks Diaphragms Buckets or blades Bucket or blade fouling Wheels or spindles Shaft seals Dummy rings Gland rings Rotor shaft Bearings Thrust bearings Other low pressure turbine problems

Valves 4260-4269 4260 4261 4262 4263 4264 4265 4266 4267 4268 4269

Main stop valves Control valves Intercept valves Reheat stop valves Combined intercept valves Miscellaneous drain and vent valves Main stop valve testing Control valve testing Reheat/intercept valve testing Other turbine valves


Lube Oil 4280-4289 (do not include bearing failures due to lube oil) 4280 4281 4282 4283

Lube Lube Lube Lube

Edisi : 01

oil oil oil oil

pumps coolers conditioners system valves and piping

Revisi: 03

Halaman 87


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

4284 Lube oil pump drive 4289 Other lube oil system problems

Controls 4290-4319 4290 4291 4292 4293 4299 4300 4301 4302 4303 4304 4305 4306 4307 4308 4309 4310 4311 4312 4313 4314

Hydraulic system pumps Hydraulic system coolers Hydraulic system filters Hydraulic system pipes and valves Other hydraulic system problems Turbine supervisory system (use codes 4290 to 4299 for hydraulic oil) Turbine governing system Turbine trip devices (including instruments) Exhaust hood and spray controls Automatic turbine control systems - mechanical Automatic turbine control systems - mechanical - hydraulic Automatic turbine control systems - electro-hydraulic - analog Automatic turbine control systems - electro-hydraulic - digital Automatic turbine control systems - digital control and monitoring Other turbine instrument and control problems Steam Turbine Control System - data highway Steam Turbine Control System - hardware problems (including card failure) Steam Turbine Control System - internal and termination wiring Steam Turbine Control System - logic problems Steam Turbine Control System - upgrades

Miscellaneous (Steam Turbine) 4400-4499 4400 Major turbine overhaul (720 hours or longer) (use for non-specific overhaul only) 4401 Inspection 4402 Minor turbine overhaul (less than 720 hours) (use for non-specific overhaul only) 4410 Turning gear and motor 4411 Steam turbine gear box (single shaft configuration) 4412 Steam turbine clutch (single shaft configuration) 4415 Shaft coupling mechanism 4420 Vibration of the turbine generator unit that cannot be attributed to a specific cause such as bearings or blades (use this code for balance moves) 4430 Gland seal system 4450 Water induction 4460 Turbine overspeed trip test 4470 Differential expansion 4490 Turbine performance testing (use code 9999 for total unit performance testing) 4499 Other miscellaneous steam turbine problems


Generator 4500-4580 4500 4510 4511 4520 4530 4535

Rotor windings Rotor collector rings Rotor, General Stator windings, bushings, and terminals Stator core iron Stator, General

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 88


4540 4550 4555 4560 4570 4580

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Brushes and brush rigging Generator bearings and lube oil system Bearing cooling system Generator vibration (excluding vibration due to failed bearing and other components) Generator casing Generator end bells and bolting

Exciter 4600-4609 4600 4601 4602 4603 4604 4605 4609




Controls 4700-4750 4700 4710 4720 4730 4740 4750




POLLUTION CONTROL EQUIPMENT* Use this set of codes to report problems with flue gas desulphurization equipment and stack gas particulate removal equipment. If outages or deratings occur due to reasons other than equipment problems, use the set of codes for Regulatory, Safety, Environmental stack emission limits.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 89


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Wet Secrubbers 8000-8499 - Chemical Supply 8000 Chemical feed storage, mill feeders, and conveyors 8002 Secaraew conveyors 8003 Bucket elevators 8006 Weigh feeders 8010 Crushers/mills 8020 Mill slurry tanks supply problems 8030 Classifiers 8040 Slurry transfer pumps and motors 8050 Chemical unavailability 8099 Other chemical supply problems 8100 Secrubber/absorber tower or module 8110 Spray nozzles 8115 Disc secrubber throats 8120 Spray pumps and motors 8125 Secrubber recycle (liquid) pumps 8127 Secrubber recycle (liquid) pump motors 8130 Recirculation tanks including agitators 8140 Reaction tanks including agitators 8150 Tubes 8160 Mist eliminators/demisters and washdown 8199 Other secrubber problems - Piping, Ducting, Dampers, and Fans 8200 Piping 8210 Valves 8220 Strainers or filters 8225 Drain pots 8230 Ducting 8235 Demister 8240 Bypass dampers 8250 Dampers other than bypass 8260 Secrubber booster I.D. fan (fan specific to the secrubber) 8261 Secrubber booster I.D. fan drive * Use code 9510 for outages or deratings required to install pollution control equipment. Use codes 9600 to 9650 only when the pollution control equipment problems are not responsible for exceeding emission limits. 8262 Secrubber booster I.D. fan vibration (fan specific to the secrubber) 8264 Secrubber booster I.D. fan blades (fan specific to the secrubber) 8270 Secrubber booster F.D. fan (fan specific to the secrubber) 8271 Secrubber booster F.D. fan drive 8272 Secrubber booster F.D. fan vibration (fan specific to the secrubber) 8274 Secrubber booster F.D. fan blades (fan specific to the secrubber) 8280 Reagent feed piping 8290 Demister wash piping assembly 8299 Other piping, ducting, damper, and fan problems - Waste Disposal and Recovery 8300 Waste disposal/recovery tanks 8310 Waste disposal/recovery pumps 8320 Waste disposal ponds 8325 Ash disposal problems

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 90


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

8330 Dewatering equipment (thickener, centrifuge, etc.) 8335 Dryers 8340 Centrifuge/vacuum filter 8345 Calciners 8349 Other waste disposal and recovery problems 18399 Solids conveying and mixing system problems - Miscellaneous (Wet Secrubber) 8400 Secrubber gas discharge reheaters – general 8402 Secrubber gas discharge reheaters – vibration 8404 Secrubber gas discharge reheaters – tube leaks 8406 Secrubber gas discharge reheaters – ducts 8410 Secrubber instruments and controls 8415 Liquid level controls 8420 Heat tracer 8425 Miscellaneous mechanical failures 8426 Miscellaneous electrical failures 8430 Stack damage related to secrubber system 8440 Major overhaul 8450 Inspection 8460 Testing 8470 SO2 monitor 8499 Other miscellaneous wet secrubber problems

Dry Secrubbers 8500-8549 - Reagent\Slurry Supply 8500 Slurry storage and feed tanks 8501 Reagent storage, feed bins, and conveyors 8502 Weigh feeders 8503 Secaraew conveyors 8504 Mills/slakers 8505 Scalping secaraeens 8506 Slurry pipelines 8507 Reagent uploading and transfer systems 8508 Reagent unavailability 8510 Slurry mixers and agitators 8520 Slurry transfer pumps and motors 8521 Reagent/slurry problems - Piping, Ducting, and Dampers 8522 Piping 8523 Valves 8524 Strainers or filters 8525 Ducting 8526 Dampers 8527 Other piping, ducting, and damper problems 8528 Dry secrubber instruments and controls 8529 Gas dispersers 8530 Spray towers 8531 Spray machine/atomizer 8532 Spray machine/atomizer motors 8533 Spray machine/atomizer lubrication systems 8534 Spray machine/atomizer vibration problems - Waste Disposal and Recovery

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 91


8535 8536 8537 8538 8539 8540 8541 8542 8543

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Fly ash conveyors Bucket elevators Weigh hoppers Recycle storage and feed tanks including agitators Recycle slurry transfer pumps Waste disposal Recycle feed bins Recycle feed bins aeration systems Powder coolers

- Miscellaneous (Dry Secrubber) 8544 Mechanical failures 8545 Electrical failures 8546 Major overhaul 8547 Inspection 8548 Testing 8549 Other dry secrubber problems

Precipitators 8550-8590 8550 8551 8560 8570 8580 8590

Electrostatic precipitator fouling Electrostatic precipitator field out of service Electrostatic precipitator problems Mechanical precipitator fouling Mechanical precipitator problems Other precipitator problems

Miscellaneous (Pollution Control Equipment) 8600-8699 8600 8650 8651 8652 8653 8654 8655 8656 8657 8670 8699

Flue gas additives (furnace injection) Baghouse systems, general Bag failures and rebagging Shakers and rappers Inflation and deflation fans and motors Baghouse booster fans and motors Structural duct work and dampers Controls and instrumentation Ash handling system and hoppers Emission monitors (other than CEMS) Other miscellaneous pollution control equipment problems

Continuous Emissions Monitoring Systems (CEMS) 8700-8790 8700 8710 8720 8730 8740 8750 8760 8770 8780 8790

CEMS Certification and Recertification SO2 analyzer problems NOx analyzer problems CO analyzer problems CO2 analyzer problems O2 analyzer problems Opacity monitor problems Flow monitor problems Data acquisition system problems Miscellaneous CEMS problems

Nox Reduction Systems 8800-8835 (Use code 0360 for Low Nox Burners) - Selective Non-Catalytic Reduction Systems 8800 Reagent

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 92


8801 8802 8803 8809

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Carrier gas Control system SNCR Performance testing Other SNCR problems

- Selective Catalytic Reduction Systems 8810 Reactor 8811 Reagent 8812 Catalyst 8813 Injection grid piping/valves 8814 Catalyst support material 8815 Soot blowers 8816 Plugging 8817 Control system 8825 Other SECARA problems - Catalytic Air Heaters 8830 Active catalyst 8831 Support materials 8832 Plugging 8835 Other CAH problems - CO Reduction 8840 Active catalyst 8841 Support materials 8842 Plugging 8845 Other CO reduction problems

EXTERNAL Gunakan satuan kode ini untuk melaporkan peristiwa yang disebabkan oleh faktor eksternal ( banjir, kilat, dll); faktor ekonomi ( ketiadaan bahan bakar, tekanan pekerja, dll.); pelatihan operator; dan, permasalahan sistem transmisi di luar pembangkit.

Catastrophe 9000-9040 9000 9010 9020 9025 9030 9035 9036 9040


Economic 9130-9160 0000 Reserve shutdown 9130 Lack of fuel (water from rivers or lakes, coal mines, gas lines, etc) where the operator is not in control of contracts, supply lines, or delivery of fuels 9131 Lack of fuel (interruptible supply of fuel part of fuel contract) 9134 Fuel conservation 9136 Problems with Primary Fuel for Units with Secondary Fuel Operation 9137 Ground water or other water supply problems. 9140 Plant modifications to burn different fuel that are not regulatory mandated 9150 Labor strikes company-wide problems or strikes outside the company’s jurisdiction such as manufacturers (delaying repairs) or transportation (fuel supply) problems. 9151 Labor strikes direct plant management grievances that result in a walkout or strike are under

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 93


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

plant management control. 9160 Other economic problems 9180 to 9199 Economic (for internal use at plants only)

Fuel Quality 9200-9290 (Use code 9600 to 9650 if the fuel quality results in excess stack emissions through no fault in the pollution control equipment. Use the appropriate equipment code to report fouling and slagging.) 9200 9210 9220 9230 9240 9250 9251 9260 9270 9280 9290

High ash content Low grindability High sulfur content High vanadium content High sodium content Low Btu coal Low BTU coal from contract for low BTU coal (not outside management control) Low Btu oil Wet coal Frozen coal Other fuel quality problems

Miscellaneous (External) 9300-9320 9300 Transmission system problems other than catastrophes (do not include switchyard problems in this category; see codes 3600 to 3629, 3720 to 3730) 9305 Ash disposal problem 9310 Operator training 9320 Other miscellaneous external problems



Stack Emission 9600-9650 (include exhaust emissions) 9600 SO2 stack emissions – fossil 9610 NOx stack emissions - fossil 9620 Particulate stack emissions – fossil 9630 Opacity - fossil 9650 Other stack or exhaust emissions - fossil (use codes 9200 to 9290 if fuel quality causes pollution control equipment problems that result in excess stack emissions) 9656 Other stack or exhaust emissions testing – fossil

Other Operating Environmental Limitations 9660-9690 9660 Thermal discharge limits – fossil and nuclear 9670 Noise limits (not for personnel safety) - fossil

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 94


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

9677 Noise limits testing - fossil 9680 Fish kill – fossil and nuclear 9690 Other miscellaneous operational environmental limits – fossil and nuclear



9900-9950


INACTIVE STATES

9990-9995



Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 95


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lampiran E-1E:

RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTD BALANCE OF PLANT Electrical 3600-3689 3600 3611 3612 3619 3620 3621 3622 3623 3624 3629 3630 3631 3632 3633 3634 3639 3640 3641 3642 3643 3644 3649 3650 3651 3652 3653 3659 3660 3661 3662 3663 3664 3669 3670 3671 3672 3673 3674 3679 3680 3681 3682 3683 3684 3689


Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 96


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007


Generator 4500-4580 4500 4510 4511 4520 4530 4540 4550 4555 4560 4570 4580

Rotor windings Rotor collector rings Rotor, General Stator windings, bushings, and terminals Stator core iron Brushes and brush rigging Generator bearings and lube oil system Bearing cooling system Generator vibration (excluding vibration due to failed bearing and other components) Generator casing Generator end bells and bolting

Exciter 4600-4609 4600 4601 4602 4603 4604 4605 4609




Controls 4700-4750 4700 4710 4720 4730 4740 4750


Miscellaneous (Generator) 4800-4899 4800 4810 4805 4830 4831

Generator main leads Generator output breaker Generator Bus Duct Cooling System Major generator overhaul (720 hours or longer) (use for non-specific overhaul only) Minor generator overhaul (less than 720 hours) (use for non-specific overhaul only)

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 97


4840 4841 4850 4860 4899

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Inspection Generator doble testing Core monitor alarm Generator neutral grounding equipment Other miscellaneous generator problems

DIESEL ENGINE Engine 5700-5799 5700 5710 5711 5712 5720 5730 5731 5740 5790 5799

Drive shaft and bearings Cylinders Cylinder heads Hydraulic lock (water in cylinders) Pistons Intake valves Exhaust valves Turbo charger Vibration Other engine problems

Engine Auxiliaries 5800-5849 5800 5805 5810 5815 5820 5825 5830 5849

Lube oil system Cooling system Heater elements Fuel system Start system Battery and battery charger system Air filter system Other engine auxiliaries problems

Engine Controls 5850-5880 5850 5855 5860 5865 5870 5880

Governor Engine control system Control power transformer Synchronization system Other engine control problems Diesel engine unit overhaul

Miscellaneous (Diesel Engine) 5890-5999 5890 Major overhaul (use for non-specific overhaul only) 5895 Inspection 5990 Engine performance testing - individual engines (use code 9999 for total unit performance testing) 5999 Other miscellaneous diesel engine problems


Catastrophe 9000-9040 9000 Flood 9010 Fire, not related to a specific component

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 98


9020 9025 9030 9035 9036 9040

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lightning Geomagnetic disturbance Earthquake Hurricane Storms (ice, snow, etc) Other catastrophe

Economic 9130-9160 (for internal use at plants only) 9180-9199 0000 Reserve shutdown 9130 Lack of fuel (water from rivers or lakes, coal mines, gas lines, etc) where the operator is not in control of contracts, supply lines, or delivery of fuels 9131 Lack of fuel (interruptible supply of fuel part of fuel contract) 9134 Fuel conservation 9136 Problems with Primary Fuel for Units with Secondary Fuel Operation 9137 Ground water or other water supply problems. 9140 Plant modifications to burn different fuel that are not regulatory mandated 9150 Labor strikes company-wide problems or strikes outside the company’s jurisdiction such as manufacturers (delaying repairs) or transportation (fuel supply) problems. 9151 Labor strikes direct plant management grievances that result in a walkout or strike are under plant management control. 9160 Other economic problems 9180 to 9199 Economic (for internal use at plants only)

Fuel Quality 9200-9290 (Use code 9605 to 9655 if the fuel quality results in excess stack emissions through no fault in the pollution control equipment. Use the appropriate equipment code to report fouling and slagging.) 9200 9220 9230 9240 9260 9290

High ash content High sulfur content High vanadium content High sodium content Low Btu oil Other fuel quality problems

Miscellaneous (External) 9300-9320 9300 Transmission system problems other than catastrophes (do not include switchyard problems in this category; see codes 3600 to 3629, 3720 to 3730) 9305 Ash disposal problem 9310 Operator training 9320 Other miscellaneous external problems


Regulatory 9504-9590 9504 Regulatory (environmental) proceedings and hearings - regulatory agency initiated 9506 Regulatory (environmental) proceedings and hearings - intervener initiated 9510 Plant modifications strictly for compliance with new or changed regulatory requirements (secrubbers, cooling towers, etc.) 9590 Miscellaneous regulatory (this code is primarily intended for use with event contribution code

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 99


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

2 to indicate that a regulatory-related factor contributed to the primary cause of the event)

Stack Emission 9605-9655 (include exhaust emissions) 9605 SO2 stack emissions – diesel 9615 NOx stack emissions – diesel 9625 Particulate stack emissions – diesel 9635 Opacity – diesel 9655 Other stack or exhaust emissions – diesel (use codes 9220 to 9290 if fuel quality causes pollution control equipment problems that result in excess stack emissions)

Other Operating Environmental Limitations 9665-9695 9665 9675 9685 9695

Thermal discharge limits – diesel Noise limits (not for personnel safety) – diesel Fish kill – diesel Other miscellaneous operational environmental limits – diesel



9900-9950


INACTIVE STATES

0002; 9990-9991



Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 100


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lampiran E-1F:

RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTP BOILER Boiler Piping System 0500-0799 - Main Steam 0500 Main steam piping up to turbine stop valves 0510 Main steam relief/safety valves off superheater 0520 Other main steam valves (including vent and drain valves but not including the turbine stop valves) 0530 Other main steam system problems - Desuperheaters/Attemperators 0580 Desuperheater/attemperator piping 0590 Desuperheater/attemperator valves 0600 Desuperheater/attemperator spray nozzles 0610 Desuperheater/attemperator drums 0620 Other desuperheater/attemperator problems

BALANCE OF PLANT Condensing System 3110-3199 - Condenser Tubes and Support Equipment 3110 Condenser tube leaks 3111 Condenser tube fouling shell side 3112 Condenser tube fouling tube side 3113 Condenser tube and water box cleaning (including circulating water flow reversal) 3114 Air-cooled condenser tubes 3115 Air-cooled condenser pumps 3116 Air-cooled condenser fans 3117 Air-cooled condenser fan motors 3118 Other Air-cooled condenser problems 3119 Other condenser tube casing or shell and internal problems - Condenser Casing or Shell and Internals 3120 Tube sheets 3121 Expansion joint 3122 Gaskets and seals 3123 Hot well 3124 Tube sheet fouling 3129 Other condenser casing or shell and internal problems - Vacuum Equipment 3130 Air ejectors 3131 Air ejector piping and valves 3132 Inter and after condensers 3133 Vacuum pumps 3134 Vacuum pump piping and valves 3135 Vacuum pump motor and auxiliaries 3139 Other air extraction system problems - general 3149 Loss of vacuum not attributable to a particular component such as air ejectors or valves; or, high back pressure not attributable to high circulating water temperature, or vacuum losses from a known cause.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 101


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

- Condenser Controls 3150 Hot well level controls 3151 Vacuum pump and air ejector controls 3152 Air-cooled condenser controls 3159 Other condensing system controls and instruments - Miscellaneous (Condensing System) 3170 Condenser inspection (use code 3110 to report looking for tube leaks) 3171 Air-cooled condenser inspections 3180 Major condenser overhaul 3185 Water side cathodic protection 3190 Air leakage (for losses not attributable to previously noted equipment related codes) 3199 Other miscellaneous condensing system problems

Circulating Water Systems 3210-3289 3210 Circulating water pumps 3211 Circulating water pump motors 3220 Circulating water piping 3221 Circulating water piping fouling 3230 Circulating water valves 3233 Circulating water priming system 3235 Cooling tower booster pump 3236 Cooling tower booster motor 3247 Cooling tower instrumentation 3238 Cooling tower fan motors 3239 Cooling tower fan motors - variable speed 3240 Cooling tower fans 3241 Cooling tower efficiency below design 3242 Cooling tower fill damage 3243 Cooling tower icing 3244 Cooling tower fires 3245 Other cooling tower problems 3246 Cooling tower fouling 3247 Cooling tower instrumentation 3250 Circulating water system instruments and controls 3260 Traveling secaraeens 3261 Traveling secaraeen fouling 3269 Circulating water biological conditions (ie, zebra mussels) 3270 Intake system problems other than traveling secaraeens 3271 Intake grating fouling 3272 Circulating water secaraeenwash system 3280 High circulating water temperature (not due to season, tower efficiency below design, or other listed equipment problem) 3281 Circulating water tempering system 3282 Circulating water cooling ponds 3285 Circulating water chemistry

Waste Water (zero discharge) Systems 3290-3299 3290 3291 3292 3293 3294

Waste Waste Waste Waste Waste

Edisi : 01

water (zero water (zero water (zero water (zero water (zero

discharge) discharge) discharge) discharge) discharge)

taks, pumps and motors system fouling piping valves controls and instrumentation

Revisi: 03

Halaman 102


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

3295 Other waste water (zero discharge) problems 3299 Other circulating water system problems

Condensate System 3310-3399 Pumps, Piping, and Valves 3300 Condensate water pre-treatment 3310 Condensate/hotwell pumps 3311 Condensate/hotwell pump motor 3312 Condensate booster pump 3313 Condensate booster pump motor 3314 Condensate booster pump motor - variable speed 3315 Condensate booster pump drive (other than 3313 and 3314) 3320 Condensate piping 3330 Condensate valves Miscellaneous (Condensate System) 3360 Condensate makeup and return (including storage tanks) 3370 Condensate system controls and instrumentation (not hotwell level, heater level, or deaerator level controls: see codes 3150-3159, 3344, 3502). 3380 Condensate coolers 3399 Other miscellaneous condensate system problems

Electrical 3600-3689 3600 3611 3612 3619 3620 3621 3622 3623 3629 3630 3631 3632 3633 3634 3639 3640 3641 3642 3643 3644 3649 3650 3651 3652 3653 3659 3660 3661 3662 3663 3664

Switchyard transformers and associated cooling systems - external Switchyard circuit breakers - external Switchyard system protection devices - external Other switchyard equipment - external Main transformer Unit auxiliaries transformer Station service startup transformer Auxiliary generators Other switchyard or high voltage system problems - external 400-700-volt transformers 400-700-volt circuit breakers 400-700-volt conductors and buses 400-700-volt insulators 400-700-volt protection devices Other 400-700-volt problems AC instrument power transformers AC Circuit breakers AC Conductors and buses AC Inverters AC Protection devices Other AC instrument power problems DC instrument power battery chargers DC circuit breakers DC conductors and buses DC protection devices Other DC power problems 4000-7000-volt transformers 4000-7000-volt circuit breakers 4000-7000-volt conductors and buses 4000-7000-volt insulators 4000-7000-volt protection devices

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 103


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

3669 Other 4000-7000-volt problems 3670 12-15kV transformers 3671 12-15kV circuit breakers 3672 12-15kV conductors and buses 3673 12-15kV insulators 3674 12-15kV protection devices 3679 Other 12-15kV problems 3680 to 3684 other voltage: (transformers, circuit breakers, conductors and buses, insulators, protection devices) respectively 3689 Other voltage problems



Auxiliary Systems 3810-3899 - Service Water (Open System) 3810 Service water pumps and motors 3811 Service water piping 3812 Service water valves 3813 Service water heat exchangers 3814 Service water system fouling 3815 Service water strainer 3819 Other service water problems - Closed Cooling Water Systems 3820 Closed cooling water pumps 3821 Closed cooling water piping 3822 Closed cooling water valves 3823 Closed cooling water heat exchangers 3824 Closed cooling water system fouling 3825 Closed cooling water instrumentation 3826 Closed cooling water strainer 3829 Other closed cooling water system problems - Auxiliary Steam 3830 Auxiliary boiler 3831 Auxiliary steam piping 3832 Auxiliary steam valves 3833 Auxiliary steam controls and instruments 3834 Auxiliary boiler tube leaks 3835 Auxiliary boiler burner management system 3839 Other auxiliary steam problems (also see extraction steam codes 3520 to 3529; startup bypass codes 0630 to 0660; and soot blower steam code 0870) - Service Air 3840 Service air compressors 3841 Service air piping 3842 Service air valves 3843 Service air dryers 3844 Soot blowing air compressor and system 3849 Other service air problems - Instrument Air

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 104


3850 3851 3852 3853 3854 3859

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Instrument air compressors Instrument air piping Instrument air valves Instrument air dryers N2 backup to instrument air Other instrument air problems

- Fire Protection System 3860 to 3863 Fire protection system: (pumps, piping, valves, fouling) respectively 3864 Fire protection system instruments and controls 3869 Other fire protection system problems - Seal Air Fans 3880 Seal air fan 3881 Seal air fan drive - motor 3882 Seal air control dampers and drives 3883 Seal air filters 3889 Other seal air problems - Miscellaneous (Auxiliary Systems) 3898 Miscellaneous plant auxiliary process and services instrumentation and controls 3899 Other miscellaneous auxiliary system problems

Miscellaneous (Balance of Plant) 3950-3999 3950 Process computer 3960 Thermal derating (thermal efficiency losses in balance of plant when specific cause(s) unknown) 3970 Distributive Control System (DCS) – process computer 3971 DCS – data highway 3972 DCS – hardware problems (including card failure) 3973 DCS – internal and termination wiring 3974 DCS – logic problems 3975 DCS – upgrades 3979 Other DCS problems 3980 Programmable Logic Controller (PLC) 3981 PLC – data highway 3982 PLC – hardware problems (including card failure) 3983 PLC – internal and termination wiring 3984 PLC – logic problems 3985 PLC – upgrades 3989 Other PLC problems 3995 Powerhouse heating and ventilating systems 3996 Air conditioning systems – rooms and areas 3999 Other miscellaneous balance of plant problems

STEAM TURBINE Di samping turbin, satuan ini meliputi katup pengontrol uap air, sistem kendali turbin, dan turbin pelengkap. Kode Uap air Penyaringan dimasukkan dalam satuan Balance of Plant.

Low Pressure Turbine 4200-4250 4200 4201 4209 4210 4211

Outer casing Inner casing Nozzle bolting Nozzles and nozzle blocks Diaphragms

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 105


4212 4213 4215 4220 4221 4222 4230 4240 4241 4250

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Buckets or blades Bucket or blade fouling Wheels or spindles Shaft seals Dummy rings Gland rings Rotor shaft Bearings Thrust bearings Other low pressure turbine problems

Valves 4260-4269 4260 4261 4262 4263 4264 4265 4266 4267 4268 4269

Main stop valves Control valves Intercept valves Reheat stop valves Combined intercept valves Miscellaneous drain and vent valves Main stop valve testing Control valve testing Reheat/intercept valve testing Other turbine valves


Lube Oil 4280-4289 (do not include bearing failures due to lube oil) 4280 4281 4282 4283 4284 4289

Lube oil pumps Lube oil coolers Lube oil conditioners Lube oil system valves and piping Lube oil pump drive Other lube oil system problems

Controls 4290-4314 4290 4291 4292 4293 4299 4300 4301 4302 4303 4304 4305 4306 4307 4308 4309 4310 4311

Hydraulic system pumps Hydraulic system coolers Hydraulic system filters Hydraulic system pipes and valves Other hydraulic system problems Turbine supervisory system (use codes 4290 to 4299 for hydraulic oil) Turbine governing system Turbine trip devices (including instruments) Exhaust hood and spray controls Automatic turbine control systems - mechanical Automatic turbine control systems - mechanical - hydraulic Automatic turbine control systems - electro-hydraulic - analog Automatic turbine control systems - electro-hydraulic - digital Automatic turbine control systems - digital control and monitoring Other turbine instrument and control problems Steam Turbine Control System - data highway Steam Turbine Control System - hardware problems (including card failure)

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 106


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

4312 Steam Turbine Control System - internal and termination wiring 4313 Steam Turbine Control System - logic problems 4314 Steam Turbine Control System – upgrades

Miscellaneous (Steam Turbine) 4400-4499 4400 Major turbine overhaul (720 hours or longer) (use for non-specific overhaul only) 4401 Inspection 4402 Minor turbine overhaul (less than 720 hours) (use for non-specific overhaul only) 4410 Turning gear and motor 4411 Steam turbine gear box (single shaft configuration) 4412 Steam turbine clutch (single shaft configuration) 4415 Shaft coupling mechanism 4420 Vibration of the turbine generator unit that cannot be attributed to a specific cause such as bearings or blades (use this code for balance moves) 4430 Gland seal system 4450 Water induction 4460 Turbine overspeed trip test 4470 Differential expansion 4490 Turbine performance testing (use code 9999 for total unit performance testing) 4499 Other miscellaneous steam turbine problems


Generator 4500-4580 4500 4510 4511 4520 4530 4535 4540 4550 4555 4560 4570 4580

Rotor windings Rotor collector rings Rotor, General Stator windings, bushings, and terminals Stator core iron Stator, General Brushes and brush rigging Generator bearings and lube oil system Bearing cooling system Generator vibration (excluding vibration due to failed bearing and other components) Generator casing Generator end bells and bolting

Exciter 4600-4609 4600 4601 4602 4603 4604 4605 4609


Cooling System 4610-4650 (report failures caused by water leaks into generator as codes 4500, 4510, etc.) 4610 Hydrogen cooling system piping and valves 4611 Hydrogen coolers 4612 Hydrogen storage system

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 107


4613 4619 4620 4630 4640 4650

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Hydrogen seals Other hydrogen system problems Air cooling system Liquid cooling system Seal oil system and seals Other cooling system problems

Controls 4700-4750 4700 4710 4720 4730 4740 4750


Miscellaneous (Generator) 4800-4899 4800 4805 4810 4830 4831 4840 4841 4850 4899

Generator main leads Generator Bus Duct Cooling System Generator output breaker Major generator overhaul (720 hours or longer) (use for non-specific overhaul only) Minor generator overhaul (less than 720 hours) (use for non-specific overhaul only) Inspection Generator doble testing Core monitor alarm Other miscellaneous generator problems

MISCELLANEOUS - GEOTHERMAL Plant and Auxiliaries 6410-6499 6410 6415 6420 6430 6435 6440 6450 6460 6470 6480 6490 6499

Steam wells/steam field piping problems Low steam pressure Condensate reinjection system Unit H2S emission limitations × regulatory Steam field H2S emission limitations × regulatory H2S abatement system problems × general Heat exchanger problems due to H2S abatement system Condenser problems due to H2S abatement system Cooling tower problems due to H2S abatement system Steam strainer plugging × mineral deposits Turbine plugging × mineral deposits Geothermal

POLLUTION CONTROL EQUIPMENT* Use this set of codes to report problems with flue gas desulphurization equipment and stack gas particulate removal equipment. If outages or deratings occur due to reasons other than equipment problems, use the set of codes for Regulatory, Safety, Environmental stack emission limits.

Wet Secrubbers 8000-8499 - Chemical Supply 8000 Chemical feed storage, mill feeders, and conveyors 8002 Secaraew conveyors 8003 Bucket elevators 8006 Weigh feeders

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 108


8010 8020 8030 8040 8050 8099

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Crushers/mills Mill slurry tanks supply problems Classifiers Slurry transfer pumps and motors Chemical unavailability Other chemical supply problems

- Wet Secrubber 8100 Secrubber/absorber tower or module 8110 Spray nozzles 8115 Disc secrubber throats 8120 Spray pumps and motors 8125 Secrubber recycle (liquid) pumps 8127 Secrubber recycle (liquid) pump motors 8130 Recirculation tanks including agitators 8140 Reaction tanks including agitators 8150 Tubes 8160 Mist eliminators/demisters and washdown 8199 Other secrubber problems - Piping, Ducting, Dampers, and Fans 8200 Piping 8210 Valves 8220 Strainers or filters 8225 Drain pots 8230 Ducting 8235 Demister 8240 Bypass dampers 8250 Dampers other than bypass 8260 Secrubber booster I.D. fan (fan specific to the secrubber) 8261 Secrubber booster I.D. fan drive * Use code 9510 for outages or deratings required to install pollution control equipment. Use codes 9600 to 9650 only when the pollution control equipment problems are not responsible for exceeding emission limits. 8262 Secrubber booster I.D. fan vibration (fan specific to the secrubber) 8264 Secrubber booster I.D. fan blades (fan specific to the secrubber) 8270 Secrubber booster F.D. fan (fan specific to the secrubber) 8271 Secrubber booster F.D. fan drive 8272 Secrubber booster F.D. fan vibration (fan specific to the secrubber) 8274 Secrubber booster F.D. fan blades (fan specific to the secrubber) 8280 Reagent feed piping 8290 Demister wash piping assembly 8299 Other piping, ducting, damper, and fan problems - Miscellaneous (Wet Secrubber) 8400 Secrubber gas discharge reheaters - general 8402 Secrubber gas discharge reheaters - vibration 8404 Secrubber gas discharge reheaters - tube leaks 8406 Secrubber gas discharge reheaters - ducts 8410 Secrubber instruments and controls 8415 Liquid level controls 8420 Heat tracer 8425 Miscellaneous mechanical failures 8426 Miscellaneous electrical failures 8430 Stack damage related to secrubber system

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 109


8440 8450 8460 8470 8499

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Major overhaul Inspection Testing SO2 monitor Other miscellaneous wet secrubber problems

Continuous Emissions Monitoring Systems (CEMS) 8700-8790 8700 8710 8720 8730 8740 8750 8760 8770 8780 8790

CEMS Certification and Recertification SO2 analyzer problems NOx analyzer problems CO analyzer problems CO2 analyzer problems O2 analyzer problems Opacity monitor problems Flow monitor problems Data acquisition system problems Miscellaneous CEMS problems


Catastrophe 9000-9040 9000 9010 9020 9025 9030 9035 9036 9040


Economic 9130-9160 0000 Reserve shutdown 9130 Lack of fuel (water from rivers or lakes, coal mines, gas lines, etc) where the operator is not in control of contracts, supply lines, or delivery of fuels 9131 Lack of fuel (interruptible supply of fuel part of fuel contract) 9134 Fuel conservation 9136 Problems with Primary Fuel for Units with Secondary Fuel Operation 9137 Ground water or other water supply problems. 9140 Plant modifications to burn different fuel that are not regulatory mandated 9150 Labor strikes company-wide problems or strikes outside the company’s jurisdiction such as manufacturers (delaying repairs) or transportation (fuel supply) problems. 9151 Labor strikes direct plant management grievances that result in a walkout or strike are under plant management control. 9160 Other economic problems 9180 to 9199 Economic (for internal use at plants only)

Miscellaneous (External) 9300-9320 9300 Transmission system problems other than catastrophes (do not include switchyard problems in this category; see codes 3600 to 3629, 3720 to 3730) 9305 Ash disposal problem

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 110


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

9310 Operator training 9320 Other miscellaneous external problems





9900-9950


INACTIVE STATES

9990-9995



Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 111


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

KODE PENYEBAB DILUAR TANGGUNG JAWAB PENGENDALIAN PEMBANGKIT (OMC - OUTSIDE PLANT MANAGEMENT CONTROL)

Lampiran E-2:

PENGANTAR Standar IEEE 762 (Annex D) dan GADS DRI NERC 2007 menyatakan bahwa: "Ada sejumlah penyebab outage yang dapat mencegah energi dari pembangkit sampai pelanggan. Beberapa penyebab terjadi berkaitan dengan operasi pembangkit dan peralatan sementara yang lain adalah di luar manajemen pengendalian pembangkit" Daftar kode penyebab yang ditetapkan ini selanjutnya harus ditinjau dari waktu ke waktu untuk menjamin kode penyebab yang terakhir dapat digunakan pada persamaan OMC. Semua kondisi (termasukk semua kondisi OMC) perlu dilaporkan ke P3B dan perhitungan OMC akan meniadakan kondisi tersebut. kondisi OMC akan hadir dalam dua bentuk: outages atau deratings. Kondisi OMC dapat dikategorikan sebagai FO, MO, PO tetapi diharapkan mayoritas adalah kondisi FO. Mengacu pada persamaan NERC, kondisi OMC akan diperlakukan sebagai kondisi standard, yaitu FO, FD.

BATAS FISIK Typical Interconnection Utility Distribution Co Transmission or Distribution System Utility Distribution Co 3

Point of Ownership Change with Utility Distribution Co

Generation F acility Disconnect Device Operated by Utility Distribution Co OUT ISO Metering

Utility Distr Co Metering Disconnect Device O wned & Operated by Generation Entity

IN

B

2

High Side CB or Recloser Owned by Generation Entity

Dedicated Transformer Owned by Generation Entity Generator Aux. Load A GCB

1

Aux. P T

~ Generator

Ketentuan standard GADS-DRI NERC menetapkan batas fisik peralatan yang menjadi tanggung jawab menejemen pembangkit (lihat Gambar disamping) adalah dari unit pembangkit termasuk semua peralatan sampai pada (mana yang lebih cocok): 1). PMT tegangan trafo sisi beban generator GSU; 2). PMT terminal tegangan tinggi trafo stepup generator ( GSU) dan GI yang melayani trafo; atau 3). pada batas dimana peralatan yang mungkin layak dipertimbangkan sesuai bentuk wujud dan disain unit pembangkit. Rugi-rugi energi yang terkait dengan penyebab berikut harus tidak dipertimbangkan ketika menghitung kinerja unit yang dapat diawasi sebab kerugian ini dianggap bukan di bawah kendali manajemen pembangkit:

o Koneksi Grid Atau Gangguan GI. Alasan ini karena permasalahan jalur transmisi dan peralatan2 switchyard adalah di luar batasan-batasan pembangkit tsb. sebagaimana ditetapkan oleh "batas tanggung jawab pembangkit" yang ditunjukkan pada Gambar di atas. o Bencana alam seperti hujan lebat, angin topan, angin kencang, kilat, dll bukanlah di bawah manajemen pengendalian pembangkit, baik di dalam atau di luar batas pembangkit itu. o Aksi teror atau kesalahan operasi/perbaikan transmisi bukanlah di bawah manajemen pengendalian pembangkit.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 112


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

o Pengaruh lingkungan khusus seperti tingkat kolam pendingin rendah, atau saluran masuk air terhambat yang tidak bisa dicegah oleh tindakan operator. Pengaruh alam seperti suhu lingkungan tinggi di mana peralatan bekerja tidak dalam spesifikasi disain. Namun, jika peralatan tidak dirawat oleh pembangkit seperti sifat taktembus cahaya keluar batas atau NOX tak bisa diatasi, dll, maka manajemen harus mengambil keputusan. Ini permasalahan peralatan dan di dalam manajemen pengendalian pembangkit. o Keterbatasan bahan bakar ( air dari sungai atau danau, tambang batu bara, saluran gas, dll) di mana operator bukan sbg penanggung kontrak terhadap penyediaan saluran, atau penyerahan bahan bakar. Namun, jika operator memilih kontrak bahan bakar di mana bahan bakar (sebagai contoh, gasalam) dapat disela sedemikian sehingga para penyalur dapat menjual bahan bakar ke orang yang lain (bagian dari bahan bakar pembangkit karena pertimbangan costsaving), maka ketiadaan bahan bakar tersebut adalah di bawah manajemen pengendalian dan tidak dapat digunakan untuk kasus ini. o Tekanan pekerja (mogok kerja). Outages atau pengurangan beban disebabkan oleh mogok kerja tidaklah secara normal di bawah kendali langsung manajemen pembangkit. Tekanan ini mungkin permasalahan kebijaksananaan perusahaan atau menyangkut urusan di luar yurisdiksi perusahaan itu seperti permasalahan menunda perbaikan atau transportasi pasokan bahanbakar. Bagaimanapun, keluhan manajemen pembangkit secara langsung yang mengakibatkan pemogokan atau tekanan adalah di bawah manajemen pengendalian pembangkit dan masuk sebagai hukuman terhadap pembangkit. Jika mogok kerja disebabkan oleh permasalahan management/worker pembangkit selama outage, outage perluasan manapun adalah dimasukkan sebagai rugi2 energi sepanjang unit tidak mampu distart kembali karena gangguan peralatan, pemeliharaan, overhauls, atau aktivitas lain. o Permasalahan lain yang berhubungan dg. Ketergantungan cuaca seperti variasi musim dalam jumlah kapasitas besar dalam kaitan dengan variasi temperatur air pendingin bukanlah di dalam manajemen pengendalian pembangkit.

Kebijakan Menangani Kondisi OMC Dalam menghitung persamaan tanpa kondisi OMC, penting untuk diingat bahwa sasaran peniadaan kondisi OMC adalah untuk mempengaruhi kesiapan unit. Untuk ini, kami menangani outages dengan cara yang berbeda dibanding derates. Dalam meniadakan kondisi tertentu dari catatan kondisi kami dihadapkan dengan pertanyaan atas apa yang bisa ditempatkan sebagai pengganti kondisi yang hilang. Dalam kasus dari suatu outage, tidak ada cara yang pasti mengetahui status apa suatu unit harus dipertimbangkan. Satu-Satunya hal sasaran pasti kami mengembalikan jam itu kepada status tersedia. Itu persisnya apa yang kami lakukan dan itu semua kami kira bahwa unit dalam reserve atau dalam keadaan operasi sepanjang waktu kondisi outage OMC ditiadakan, sehingga, penambahan jam operasi maupun jam cadangan menghadirkan suatu ringkasan kinerja unit yang khayal. Dalam meninjau jam tersedia, kami sementara menghitung kembali AH sebagai (SH+ RSH+ Synchronous-Condensing.H+ OMC H.) Dalam hal kondisi derating, perlu diketahui status unit tertentu ketika kondisi dipindahkan. Untuk mengetahui ini tempatkan bagian jam tersedia ekivalen sebagai cadangan maupun operasi. Ketika kondisi dipindahkan perlu mencari kondisi derating yang mungkin telah shadowed oleh atau overlap dengan kondisi yang dipindahkan. Jam overlap harus dihitung oleh software yang memproses kondisi OMC. Itu belum cukup untuk mengkalkulasi kembali Ketersediaan Padanan dengan menambahkan jumlah kondisi OMC yang dipindahkan sebab kami sekarang harus mempertimbangkan efek kondisi derating yang baru saja terbuka (un-overlapped).

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 113


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Sebelum kami mulai melukiskan metodanya, ada suatu asumsi penting yang perlu dibuat menyangkut pengolahan data.- Karena kepindahan outage OMC dilihat sebagai suatu penyesuaian, mereka akan berasumsi bahwa kondisi outage telah diproses seperti kondisi normal dan kepindahan OMC itu dianggap sebagai data dan kinerja total itu adalah jumlah bersih untuk unit. Juga, dalam kondisi derate, kerugian yang terkait kondisi telah dihitung terutama dalam kasus overlap dan kondisi shadowed.

Cara Memproses OMC terhadap Jenis Kondisi 1. Kondisi Outage - Dalam terminologi sederhana, ketika kondisi outage OMC ditemui, total jam yang berkaitan akan dikurangi sebanyak kejadiannya. Untuk keseimbangan angka-angka tersebut, tambahkan jam ini pada jam OMC. Outage Paksa - Dengan mengabaikan apakah ini merupakan U1, U2, U3 Atau SF, meniadakan kondisi FO_OMC akan menyebabkan penurunan Jam FO dan Kejadian FO dan peningkatan AH. Outage Yang direncanakan - peniadaan kondisi PO_OMC akan menyebabkan penurunan Jam PO dan Kejadian PO dan peningkatan Jam Tersedia. Outage Pemeliharaan - pemindahan kondisi MO_OMC akan menyebabkan penurunan Jam MO Dan Kejadian MO dan peningkatan Jam Tersedia. Kondisi Derate dibayangi outage OMC - Jika kondisi outage OMC yang membayangi kondisi derating dipindahkan, maka jam ekivalen yang dibayangi oleh outage tsb. perlu ditambahkan ke dalam jam outage ekivalen sedemikian sehingga dapat dicerminkan ketersediaan ekivalennya. 2. Kondisi Derate - Dalam memindahkan kondisi derate OMC, penting untuk diingat bahwa hilangnya kapasitas awal diperhitungkan dan dihubungkan pada kondisi yang dipertahankan jika kondisi OMC dipindahkan. Kepindahan kondisi OMC selanjutnya mempengaruhi kapasitas unit yang tersedia bukannya meningkatkan kerugian yang melingkupi kondisi overlap derating. Ilustrasi Untuk Membantu Penjelasan a. Derate OMC sederhana (2-b) - jam kondisi derate OMC ekivalen dipindahkan dari total jam ekivalen dan kejadian derate yang lain tetap. b. Derate OMC yang disalip oleh derate lain (2-a) - Jika kondisi OMC dipindahkan dan di sana ada kondisi overlap derate yang lain, OMC nya dipindahkan dan total disesuaikan seperti pada poin 'a' , tetapi kerugian yang berhubungan dengan sisa kondisi tsb. tetap. c. Derate OMC yang di shadowed oleh derate dominant (2-c)- Dalam hal ini, overlap derate dominan dianggap sebagai capacity-constant. Ini artinya bahwa pemindahan kondisi OMC tidak punya pengaruh pada kapasitas tersedia pada overlap derate dominan. Pengaruh terhadap kinerja unit hanya terbatas pada jam ekivalen dari bagian kondisi OMC yang di luar derate dominannya. d. Derate OMC dominan tumpang-tindih dg. derate lain (2-d) - Ketika kondisi derate OMC dominant, berbagai penyesuaian perlu dilakukan. Pertama, penyesuaian total durasi dan jam ekivalen kondisi derate OMC. Ketika efek kondisi derate OMC dipindahkan, events derate yang bayangi perlu dikurangi sebanyak bagian even itu telah disalip oleh kondisi OMC. Banyaknya derate tidak perlu disesuaikan. e. Derate OMC shadowed oleh outage (2-e) - Sejak outage secara efektif memotong kondisi derate OMC, hanya bagian derate OMC yang di luar overlap outage perlu diperhitungkan. Tolong CATAT bahwa semua persamaan yang masuk kondisi OMC dihitung dengan metoda yang sama dan mempunyai nama yang sama sebagaimana yang ada dalam IEEE 762 dan Lampiran ini.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 114


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Jadi, persamaan itu tidak berubah sama sekali tetapi akan menjadi benchmark seperti apa unit bisa menyediakan dalam keadaan bagaimanapun. Sebagai konvensi untuk mengidentifikasi persamaan dan kalkulasi tanpa Kondisi OMC, semua persamaan tanpa Kondisi OMC, namanya ditambah awalan "X". Jadi, EFOR tanpa Kondisi OMC menjadi XEFOR, EFORD tanpa Kondisi OMC menjadi XEFORD, POF tanpa Kondisi OMC menjadi XPOF, dan seterusnya.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 115


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Ilustrasi Pengaruh OMC Terhadap Kesiapan Unit Pembangkit

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 116


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

KODE PENYEBAB KONDISI OMC 3600 3611 3612 3619 3710 3720 3730 9000 9010 9020 9025 9030 9035 9036 9040 9130 9135 9150 9200 9210 9220 9230 9240 9250 9260 9270 9280 9290 9300 9320 9500 9502 9504 9506 9510 9590

Switchyard transformers and associated cooling systems - external Switchyard circuit breakers - external Switchyard system protection devices - external Other switchyard equipment - external Transmission line (connected to powerhouse switchyard to 1st Substation) Transmission equipment at the 1st substation) (see code 9300 if applicable) Transmission equipment beyond the 1st substation (see code 9300 if applicable) Flood Fire, not related to a specific component Lightning Geomagnetic disturbance Earthquake Hurricane Storms (ice, snow, etc) Other catastrophe Lack of fuel (water from rivers or lakes, coal mines, gas lines, etc) where the operator is not in control of contracts, supply lines, or delivery of fuels Lack of water (hydro) Labor strikes company-wide problems or strikes outside the company’s jurisdiction such as manufacturers (delaying repairs) or transportation (fuel supply) problems. High ash content Low grindability High sulfur content High vanadium content High sodium content Low Btu coal Low Btu oil Wet coal Frozen coal Other fuel quality problems Transmission system problems other than catastrophes (do not include switchyard problems in this category; see codes 3600 to 3629, 3720 to 3730) Other miscellaneous external problems Regulatory (nuclear) proceedings and hearings - regulatory agency initiated Regulatory (nuclear) proceedings and hearings - intervener initiated Regulatory (environmental) proceedings and hearings - regulatory agency initiated Regulatory (environmental) proceedings and hearings - intervenor initiated Plant modifications strictly for compliance with new or changed regulatory requirements (secrubbers, cooling towers, etc.) Miscellaneous regulatory (this code is primarily intended for use with event contribution code 2 to indicate that a regulatory-related factor contributed to the primary cause of the event)

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 117


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lampiran E-3A:

INTERPRETASI OUTAGE DAN DERATING Contoh berikut menggambarkan berbagai kondisi outage untuk membantu memperjelas status outage dan derating dari suatu unit pembangkit: a. Skenario # 1: FO ke PO Sebuah PLTU BBM mengalami gangguan tabung boiler bocor sementara dalam empat hari yang akan datang telah dijadwalkan keluar (PO). Unit harus keluar dalam waktu 6 jam untuk pekerjaan perbaikan. Karena unit akan keluar untuk PO dan sistem memungkinkan, P3B mengijinkan unit untuk memasuki PO lebih awal. Umumnya butuh waktu 36 jam untuk perbaikan kebocoran tabung, o leh karena itu, 36 jam outage yang pertama dianggap sebagai FO (U2). Setelah periode 36-jam, status unit berubah menjadi PO. b. Skenario # 2: FO yang dapat ditunda sampai akhir periode operasi mingguan Pada hari Senin, PLTU BBM mengalami peningkatan vibrasi mendadak pada ID Fan-nya. Vibrasi tersebut tidak sampai mengakibatkan unit trip tetapi ada indikasi bahwa unit harus keluar segera untuk memeriksa dan memperbaiki gangguan tersebut. Setelah diskusi, manajemen pembangkit memutuskan PLTU dapat dikeluarkan minggu depan tanpa menimbulkan kerusakan lebih jauh pada unit atau membahayakan keselamatan personelnya. Pada hari Kamis, P3B mengijinkan PLTU untuk keluar melaksanakan pekerjaan perbaikan sebab ada unit lain yang sudah selesai (siap) untuk operasi. Walaupun PLTU keluar pada minggu yang sama saat gangguan vibrasi terjadi, status keluarnya tersebut adalah MO, sebab unit sebenarnya masih bisa operasi sampai periode operasi mingguan berikutnya. c. Skenario # 3: FO yang tidak bisa ditunda perbaikannya sampai akhir periode mingguan Pada hari Rabu, PLTG mengalami vibrasi. Pada awalnya vibrasi tidak parah tetapi 4 jam berikutnya, vibrasi meningkat sehingga unit harus dikeluarkan. Unit tetap dioperasikan sampai setelah periode beban puncak. PLTG tidak diperlukan lagi sampai Jumat sore yang akan datang. Setelah periode beban puncak, pembangkit dikeluarkan dari sistem oleh Operator pembangkit. Walaupun unit tersebut tidak diperlukan sampai Jumat, unit tidak bisa dioperasikan sampai akhir periode mingguan oleh karena problem vibrasi. Oleh karena itu, outage tersebut adalah FO dan FO ini berlaku sampai problem vibrasi diperbaiki. d. Skenario #4: Perpanjangan PO/MO saat pekerjaan masih merupakan Lingkup Kerja Awal Selama overhaul PLTU #1, pekerjaan perbaikan precepitator elektrostatik (ESP) lebih ekstensif dari yang diperkirakan. Lebih banyak suku cadang telah dipesan dan tiba untuk menyelesaikan pekerjaan perbaikan tersebut. Namun, pekerjaan perbaikan ESP yang tak diduga membutuhkan waktu lebih lama telah menunda pembangkit untuk dapat beroperasi selama 3 hari. Karena pekerjaan perbaikan ESP menjadi bagian dari lingkup pekerjaan yang awal dan P3B menyetujui

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 118


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

tambahan waktu, maka 3 hari perpanjangan tersebut dianggap sebagai Planned Outage Extension. e. Skenario #5: Perpanjangan Planned/Maintenance Outage (PO/MO) saat pekerjaan bukan bagian dari Lingkup Pekerjaan Awal. Dalam pelaksanaan MO PLTU # 1, mekanik mengecek packing pada start up feed pump boiler dan memutuskan untuk mengganti packing tersebut sekarang. Pekerjaan ini bukanlah bagian dari lingkup pekerjaan pemeliharaan yang awal tetapi dianggap penting untuk mencegah unit outage dimasa mendatang. Akibat pekerjaan perbaikan dan tidak adanya packing tersedia di tempat, maka MO mundur selama 12 jam (sampai siap kembali). Semua jam outage kecuali 12 jam yang terakhir adalah MO. Yang 12 jam terakhir adalah FO sebab 1/ startup unit tertunda dan 2) pekerjaan bukan bagian dari lingkup pekerjaan outage yang awal. f. Skenario #6: Pekerjaan Perbaikan Tak diduga selama Planned/Maintenance Outage Tetapi diselesaikan dalam waktu outage yang dijadwalkan. PLTU #1 sedang melakukan annual overhaul ketika ditemukan beberapa blade pada ID-Fannya perlu diganti. Pekerjaan tersebut bukan bagian dari lingkup pekerjaan yang awal tetapi suku cadang tersedia melalui OEM dan pekerjaan perbaikan ID-Fan telah diselesaikan dalam periode PO. Tidak ada keterlambatan di dalam startup unit yang disebabkan oleh Pekerjaan perbaikan IDFan tersebut. Karena unit tidak tertunda dari startup yang dijadwalkan sehubungan dengan pekerjaan perbaikan ID-fan, maka pekerjaan tersebut tidak mempengaruhi status pembangkit.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 119


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Lampiran E-3B:

LAPORAN KONDISI PEMBANGKIT Contoh 1: Outage Sederhana Uraian Peristiwa 3 Januari, 4:30 a.m., Unit # 1 trip karena getaran turbin tinggi. Penyebabnya adalah bearing LP turbin. Pekerjaan pembetulan mulai 3 Januari, 8:00 a.m. dan selesai 8 Januari, 9:30 a.m. Unit sinkron 8 Januari 8, 5:00 p.m. Laporan Peristiwa Contoh 1 Nomer Peristiwa: 0001 Nama Pembangkit PLTU #XX DMN 600 Jenis Peristiwa: U1 Mulai Peristiwat: 1/3/07 4:30 Selesai Peristiwa: 1/8/07 17:00 FOH 132.50 EFOH 132.50 Derating Dominan (blank) 0 Daya Mampu Max. Kode Penyebab 4240 Sist./Komponen (Perbaikan Komponen) Kode Kontribusi Mulai Pekerjaan: Selesai Pekerjaan: Durasi Pekerjaan: Jumlah Jam Pekerja

LP turbine bearing 1/3/07 8:00 1/8/07 9:00 121.00

Pengaruh pada Kesiapan Unit Durasi kondisi ini 132.50 jam (3 Januari, 4:30 a.m. ke 8 Januari, 5:00 p.m.). Kesiapan Unit berkurang 132.50 jam. Perbaikan Komponen Perbaikan LP turbine bearing 121.50 jam (3 Januari, 8:00 a.m. ke 8 Januari, 9:30 a.m.).

Contoh 2: DERATING SEDERHANA Uraian Peristiwa Pada 10 Januari, 8:00 a.m., kemampuan Unit #1 berkurang 400 MW karena air preheater kotor. Pencemaran sudah mulai beberapa minggu yang lalu, tetapi unit terus beroperasi sangat sempurna pada beban penuh untuk memenuhi permintaan beban. Setelah Petugas Perbaikan menyelesaikan pekerjaan mereka dan unit kembali operasi dengan beban penuh (600 MW) Pada 11 Januari, 4:00 p.m. Pengaruh pada Kesiapan Unit Untuk mengukur dampak dari peristiwa ini terhadap kesiapan unit, jangka waktu derating dikonversi ke Ekivalen Jam Derated. Konversi ini memungkinkan kerugian kesiapan disebabkan oleh deratings yang ditaksir pada basis yang sama sebagai kerugian karena outages. Yaitu dengan perkalian durasi peristiwa (jam) dengan deratingnya dan dibagi DMN. Pengaruh kesiapan unit peristiwa ini : [(600 MW- 200 MW)* 32 jam]/600 MW= 21.33 Jam Derated Ekivalen.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 120


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Laporan Peristiwa Contoh 2 Nomer Event: 0002 Nama Pembangkit: PLTU #XX DMN (NMC) 600 Jenis Peristiwa: D4 Mulai Peristiwa: 1/10/07 8:00 Selesai Peristiwa: 1/11/07 16:00 FDH 32.00 EFDH 21.33 Derating Dominan (blank) Daya Mampu Max. 200 (NAC) Kode Penyebab 1491 Sist./Komponen (Perbaikan Komponen)

Air preheater

Kode Kontribusi Mulai Pekerjaan: Selesai Pekerjaan: Durasi Pekerjaan: Jumlah Jam Pekerja

1/10/07 8:00 1/10/07 16:00 8.00 100

Perbaikan Komponen Perbaikan Air preheater memerlukan 32 jam. Bukan jam ekivalen.

Contoh 3A: DERATING KE DUA MULAI DAN BERAKHIR SELAGI DERATING PERTAMA MASIH TERJADI Uraian Peristiwa Unit # 1 mengalami derating 75 MW mendadak pada 9 Maret, 8:45 a.m. Penyebabnya adalah pulverizer feeder motor (Derating “A”), sehingga kemampuannya menjadi 525 MW. Pada 10:00 a.m. hari yang sama, unit mengalami derating lain sebesar 75 MW karena pulverizer feeder motor, sehingga Kemampuan Maksimum sebagai hasil derating kedua (Derating "B") adalah 450 MW. Motor mulai kembali dan Derating "B" berakhir satu jam kemudian. Kemampuan unit meningkat 75 MW pada waktu ini. Derating "A" berakhir pada 9 Maret, 6:00 p.m. Laporan Peristiwa Contoh 3A Nomer Peristiwa 0003 (A) Nama Pembangkit: PLTU #XX DMN (NMC) 600 Jenis Peristiwa: D1 Mulai Peristiwa: 3/9/07 8:45 Selesai Peristiwa: 3/9/07 18:00 FDH 9.25 EFDH 1.16 Derating Dominan Daya Mampu Max. 525 Kode Penyebab 0250 Sist./Komponen (Perbaikan Komponen) Kode Kontribusi Mulai Pekerjaan: Selesai Pekerjaan: Durasi Pekerjaan Jumlah Jam Pekerja

0004 (B) PLTU #XX 600 D1 3/9/07 10:00 3/9/07 11:00 1.00 0.125 450 0250

Pulverizer feeder motor * * 0

* * 0 2

Pengaruh pada Kesiapan Unit Di GADS, overlapping deratings dihitung secara aditif (terkecuali seluruh derating kedua berada dalam suatu derating yang lebih besar seperti pada contoh 4). Jika 2 derating overlap, besarnya

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 121


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

pengurangan karena deratung ke dua ditentukan oleh pengurangan NAC sebagai hasil derating ke-2 dari NAC unit sebagai hasil derating pertama. Dibawah ini menunjukkan pengaruh kesiapan dua derating yang terjadi pada unit tersebut: Derating “A”: [(600 MW – 525 MW) * 9,25 jam]/600 MW = 1,16 Jam derated Ekivalen Derating “B”: [(525 MW – 450 MW) * 1,00 jam]/600 MW = 0,125 Jam derated Ekivalen Perbaikan Komponen Jika “Waktu: Pekerjaan dimulai” dan “Waktu: Pekerjaan selesai” adalah blank atau diisi asterisk, laporan awal dan akhir peristiwa menjadi waktu perbaikan. Dalam contoh ini, 10,25 jam sebagai waktu perbaikan pulvurizer feeder motor (9,25 jam untuk Derating “A” dan 1 jam untuk derating “B”. Jam ini bukan Ekivalen.

Contoh 3B: OVERLAP DERATINGS. DERATING KE-2 MULAI DAN BERAKHIR SELAMA DERATING KE-1 SECARA PARSIAL DIBAYANGI (SHADOWED) DERATING PERTAMA Uraian Peristiwa Suatu derating mulai 3 Juli, 2:30 p.m., dimana kapasitas berkurang menjadi 575 MW untuk pemeliharaan kodenser. Pemeliharaan mulai 13 Juli, 8:00 a.m. dan berakhir 23 Juli, 11:45. Pada 19 Juli, 11:15 a.m., selagi pemeliharaan derating dalam proses, pompa feedwater trip sehingga beban dengan seketika turun ke 360 MW. (Ini akan menjadi kasus, ya atau tidaknya unit telah derated.) Feedwater pompa air kembali operasi pada waktu siang hari yang sama. Laporan Peristiwa Contoh 3B Nomer Peristiwa 0005 (A) 0006 (B) Nama Pembangkit: PLTU #XX PLTU #XX DMN (NMC) 600 600 Jenis Peristiwa: D4 D1 Mulai Peristiwa: 7/3/07 14:30 7/19/07 11:15 Selesai Peristiwa: 7/23/07 11:45 7/19/07 12:00 FDH 477.25 0.75 19.89 0.27 EFDH Derating Dominan (blank) (blank) Daya Mampu Max. 575 360 Kode Penyebab 3112 3410 Sist./Komponen Condenser Feedwater (Perbaikan Komponen) maintenance pump Kode Kontribusi Mulai Pekerjaan: 7/13/07 8:00 * Selesai Pekerjaan: 7/23/07 11:45 * Durasi Pekerjaan 243.75 Jumlah Jam Pekerja 550 *

Pengaruh thd Kesiapan Unit GADS menganggap deratings ini aditif, ini seperti deratings yang ditunjukkan Contoh 3A. Derating ke-2 menyebabkan kesiapan unit berubah dari 575 ke 360 MW – berkurang 215 MW. Dalam kondisi normal (tidak ada kejadian yang lain) feed water pump trip menyebabkan kesiapan menjadi 360 MW – kerugian 240 MW. Ini berarti bahwa 25 MW, sebagai derating “B” jika terjadinya sendiri, akan dibayangi oleh derataing “A”. Karena dianggap aditif, ekivalen jam ini tidak dihitung ganda. Pengaruh terhadap Kesiapan unit sebagai berikut:

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 122


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Derating “A”: [(600 MW – 575 MW) * 477,25 jam]/600 MW = 19,88 jam derating ekivalen Derating “B”: [(575 MW – 360 MW) * 0,75 jam]/600 MW = 0,27 jam derating ekivalen Perbaikan Komponen Pemeliharaan condenser selama 243,75 jam. Feed water pump keluar selama 0,75 jam. Bukan jam ekivalen.

Contoh 3c: OVERLAP DERATING, DERATING PERTAMA SELESAI SEBELUM DERATING KE-2 BERUBAH Uraian Peristiwa Derating 50 MW terjadi Pada 13 Januari, 8:00 a.m. karena pemeriksaan alat pemanas feedwater (Derating "A"). Pemeriksaan telah direncanakan beberapa bulan sebelumnya. Pada 10:00 a.m., Unit #1 mengalami getaran pulverisator berlebihan. Kesiapan unit berubah dari 550 MW ke 350 MW - pengurangan 200 MW -. disebabkan oleh benda asing. Selagi mill dalam perbaikan, alat pemanas feedwater telah operasi, Derating "A" berakhir pada 1:00 p.m. Pada Januari 13. Ini menyebabkan Kapasitas Tersedia Meningkat 50 MW. Derating "B" berakhir 14 Januari, 8:00 p.m. setelah selesai pekerjaan pembetulan pulverisator. Laporan Peristiwa Contoh 3C Nomer Peristiwa 0007 (A) 0008 (B) Nama Pembangkit: PLTU #XX PLTU #XX DMN (NMC) 600 600 Jenis Peristiwa: PD D1 Mulai Peristiwa: 1/13/07 8:00 1/13/07 10:00 Selesai Peristiwa: 1/13/07 13:00 1/14/07 20:00 FDH 5 34.00 EFDH 0.42 11.33 Derating Dominan Daya Mampu Max. 550 350 Kode Penyebab 3340 0320 Sist./Komponen Feedwater Pulverizer (Perbaikan Komponen) heater Kode Kontribusi Mulai Pekerjaan: 1/13/07 8:30 * Selesai Pekerjaan: Durasi Pekerjaan Jumlah Jam Pekerja

1/13/07 13:00 4.5 *

* 160

Pengaruh terhadap Kesiapan Unit Dua deratings ini adalah aditif (Lihat Contoh 3A). Pengaruh thd kesiapannya adalah: Derating “A”: [(600 MW - 550 MW) * 5.00 jam)]/600 MW = 0.42 jam derated ekivalen Derating “B”: [(550 MW - 350 MW) * 34.00 jam)]/600 MW = 11.33 jam derated ekivalen Perbaikan Komponen Perbaikan Feedwater heater selama 4.5 jam dan pulverizer selama 34 jam.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 123


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Contoh 3D: OVERLAP DERATING, DERATING PERTAMA SELESAI SEBELUM DERATING KE DUA TIDAK BERUBAH Uraian Peristiwa Pemutus kontak trip menyebabkan derating 100 MW, terjadi 10 Maret, 6:30 a.m. (Derating "A"). Pada, 7:45 a.m. hari yang sama, suatu traveling secreen tersumbat menyebabkan salah satu circulating water pumps shutdown (Derating "B"). Akibatnya, kemampuan unit menjadi 360 MW. Derating " A" selesai pada 10:30 a.m. 10 Maret, ketika pekerjaan pembetulan pemutus kontak telah diselesaikan. Bagaimanapun, masalah traveling secaraeen masih berlanjut, sehingga kemampuan unit tetap 360 MW. Kemampuan unit baru bisa mencapai beban penuh pada 7 Maret pkl.7:00 p.m. setelah selesai pekerjaan pembetulan traveling secreen. Laporan Peristiwa Contoh 3D Nomer Peristiwa 0009 (A) 0010 (B) Nama Pembangkit: PLTU #XX PLTU #XX DMN (NMC) 600 600 Jenis Peristiwa: D1 D1 Mulai Peristiwa: 3/10/07 6:30 3/10/07 7:45 Selesai Peristiwa: 3/10/07 10:30 3/10/07 19:30 FDH 4 11.75 EFDH 0.67 4.70 Derating Dominan D Daya Mampu Max. 500 360 Kode Penyebab 3661 3260 Sist./Komponen traveling (Perbaikan Komponen) CB screen Kode Kontribusi Mulai Pekerjaan: 3/10/07 8:00 3/10/07 8:15 Selesai Pekerjaan: 3/10/07 10:30 3/10/07 19:30 Durasi Pekerjaan 2.5 11.25 Jumlah Jam Pekerja

Pengaruh terhadap Kesiapan Unit Seperti ditunjukkan pada Contoh 3A dan 3B, GADS menganggap overlapping deratings tsb. Aditif. Dalam contoh ini, namun, Derating “A” dan “B” ini tidak aditif, sebab Daya mampu unit (NAC) menjadi 360 MW setelah deratings “A” berakhir. Perusahaan harus melaporkan sebagi derating yang dominan “meniadakan” anggapan aditif. Untuk ini, akhiri deratings “A’ sebagai normal deratings dan tandai Deratings “B” sebagai derating dominant (kolom 65 dg. Tanda “D”). Daya mampu actual (NAC) hasil semua derating yang dominant tetap 360 MW. Kerugian Kesiapan Unit selengkapny sbb: Derating “A”: [(600 MW - 500 MW) x 4.00 jam]/600 MW = 0.67 Jam Derated Ekivalen Derating “B”: [(600 MW - 360 MW) x 11.25 jam]/600 MW = 4.50 Jam Derated Ekivalen

Perbaikan Komponen Circuit breaker dan traveling secaraeen masing2 memakan waktu 2.5 jam dan 11,25 jam perbaikan

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 124


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Contoh 4: DERATING DI DALAM DERATING YANG LEBIH BESAR Uraian Peristiwa Suatu Pemutus output generator gangguan pada 6:30 a.m. 10 April menyebabkan derating 300 MW. Pekerjaan perbaikan mulai pada 8:00 a.m. Unit kembali Normal pada 10 April, 7:00 p.m.. Sepanjang perbaikan generator, suatu masalah kandungan kimia feedwater terjadi sampai, 3:45. Jika hal ini terjadi sendiri, akan menyebabkan derating 200 MW. Di dalam kasus ini tidaklah perlu, karena derating yang lebih besar masih ada. Laporan Peristiwa Contoh 4 Nomer Peristiwa 0012 Nama Pembangkit: PLTU #XX DMN (NMC) 600 Jenis Peristiwa: D1 Mulai Peristiwa: 4/10/07 6:30 Selesai Peristiwa: 4/10/07 19:00 FDH 12.5 EFDH 6.25 (blank) Derating Dominan 300 Daya Mampu Max. Kode Penyebab 4810 3352 Sist./Komponen generator Kand. kimia (Perbaikan Komponen) output CB feedwater Kode Kontribusi 1 3 Mulai Pekerjaan: 4/10/07 8:00 4/10/07 8:30 Selesai Pekerjaan: 4/10/07 19:00 4/10/07 15:45 Durasi Pekerjaan 11 7.25 Jumlah Jam Pekerja * 14

Pengaruh thd Kesiapan Unit Problem yang mempengaruhi kesiapan Unit disebabkan oleh brecker output generator. Problem kandungan kimia pada feedwater tidak mempengaruhi kesiapan sebab semua kejadiannya terjadi di dalam derating yng lebih besar. Pengaruh thd Kesiapan unit sbb: [(600 MW - 300 MW) * 12.50 jam]/600 MW = 6.25 Jam Derated Ekivalen Perbaikan Komponen Walaupun problem feedwater chemistry tidak mempengaruhi kesiapan unit, kejadian tsb. Harus dilaporkan. Informasi ini penting kebutuhan analisa. Gunakan Seksi D – “Additional Component Worked During Event” pada laporan peristiwa (97) utk keperluan tersebut.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 125


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Contoh 5: DERATING DALAM CADANGAN SHUTDOWN Uraian Peristiwa Reserve shutdown mulai 31 Mei, 7:30 p.m. Petugas Pemeliharaan memanfaatkan kesempatan offline ini untuk mengambil satu BFP ke luar dari sistem (dua BFP lain masih tersedia). Pekerjaan mulai pada1 juni, 8:00 a.m. dan selesai 2 Juni, 3:30 p.m. Selagi pemeliharaan klep BFP sedang berlangsung, unit mampu sinkron, tetapi terbatas pada kemampuan 400 MW. Unit # 1 kembali siap Pada 3 Juni, 8:30 a.m.

Laporan Peristiwa Contoh 5 Nomer Peristiwa 0013 (A) Nama Pembangkit: PLTU #XX DMN (NMC) 600 Jenis Peristiwa: RS Mulai Peristiwa: 5/31/07 19:30 Selesai Peristiwa: 6/3/07 8:30 RSH; MDH: 61 ERSH; EMDH 0.00 Derating Dominan Daya Mampu Max. 600 Kode Penyebab Sist./Komponen (Perbaikan Komponen) Kode Kontribusi Mulai Pekerjaan: Selesai Pekerjaan: Durasi Pekerjaan Jumlah Jam Pekerja

0014 (B) PLTU #XX 600 D4 6/1/07 8:00 6/2/07 15:30 31.5 10.50 400 3412 BFP valve maintenance 6/1/07 8:00 6/2/07 15:30 31.5 80

Pengaruh thd Kesiapan Unit Walapun peristiwanya off line, kesiapan unit dalam RS adalah 100%, karena “Penyebab” nya adalah factor ekonomi, bukan terkait dengan problem. Namun, jika peralatan keluar menyebabkan unit tidak siap operasi dan mencapai beban penuh, maka status RS tersebut perlu di rubah. Dalam contoh ini, Unit dianggap mampu 100% selama pekerjaan BFP. Status unit tidak berubah karena unit mampu mencapai beban penuh saat dibutuhkan. Kesiapan unit karena perbaikan BFP adalah: [(600 MW - 400 MW) * 31.50 jam]/600 MW = 10.50 Jam Derated Ekivalen Perbaikan Komponen Perbaikan feedwater pump steam turbine membutuhkan 31,50 jam

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 126


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Contoh 6A: DERATING DITUTUP OUTAGE PENUH, BERAKHIR SEBELUM OUTAGE PENUH Uraian Peristiwa Unit # 1 derating 100 MW karena feedwater heater high level trip pada 27 Feb. 9:45 a.m. disebabkan L.P. heater tube bocor. Pekerjaan pembetulan mulai 2 Maret, 8:00 a.m. Superheater tube bocor pada 2 Maret, 1: 15 a.m. yang menyebabkan unit trip. Pemanas Feedwater ( penyebab derating) telah diperbaiki 4 Maret, 6:30 p.m. Pekerjaan pembetulan superheater (penyebab outage) selesai 4 Maret, 10:00 p.m.. Unit kembali sinkron 5 Maret, 9:22 a.m. Laporan Peristiwa Contoh 6A Nomer Peristiwa 0015 (A) Nama Pembangkit: DMN (NMC)

0016 (B)

PLTU #XX

PLTU #XX

600

600

Jenis Peristiwa:

D1

U1

Mulai Peristiwa:

2/27/07 9:45

3/2/07 1:15

3/4/07 18:30

3/5/07 9:22

Selesai Peristiwa: FDH; FOH:

63.5 (128.75)**

80.12

10.58

80.12

500

0

EFDH; EFOH Derating Dominan Daya Mampu Max. Kode Penyebab Sist./Komponen (Perbaikan Komponen)

3340

1050

feedwater heater

superheater

3/2/07 8:00

3/2/07 12:00

3/4/07 18:30

3/4/07 22:00

Kode Kontribusi Mulai Pekerjaan: Selesai Pekerjaan:

Durasi Pekerjaan 58.50 Jumlah Jam Pekerja 234 ** Nilai di dalam kurung adalah durasi total

58.00 600

Pengaruh thd Kesiapan Unit Problem feedwater heater mempengaruhi kesiapan unit sampai outage mulai: [(600 MW - 500 MW) * 63.50 jam]/600 MW = 10.58 Jam Derated Ekivalen Sekali ditunjukkan, outage dianggap bertanggung jawab penuh thd hilangnya kesiapan. Yaitu 80.12 jam pada contoh ini. Perbaikan Komponen Feedwater heater tidak siap 128,75 jam, superheater tidak siap 80.12 jam.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 127


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Contoh 6b: DERATING DITUTUP OLEH OUTAGE, OUTAGE MULAI DAN BERAKHIR SELAMA DERATING Uraian Peristiwa Suatu pulverizer motor gangguan pada 18 Mei, 09:45 a.m. menyebabkan derating 100 MW. Selagi unit derated, petugas pemeliharaan menemukan water wall tube bocor, memaksa unit keluar seketika. Hal ini terjadi 20 Mei, 6:45 p.m. Tabung dilas, dan unit kembali operasi 24 Mei, 2:42 a.m. Pekerjaan pembetulan Pulverisator masih sedang dalam proses, sehingga kemampuan unit masih 500 MW. Unit normal pada 25 Mei, 2:30 p.m. ketika pekerjaan pembetulan pulverisator telah diselesaikan. Laporan Peristiwa Contoh 6B Nomer Peristiwa 0017 (A) 0018 (B) Nama Pembangkit: PLTU #XX PLTU #XX 600 600 DMN (NMC) Jenis Peristiwa: D1 U1 Mulai Peristiwa: 5/18/07 9:45 5/20/07 18:45 Selesai Peristiwa: 5/25/07 14:30 5/24/07 2:42 57+ 79.95+35.8 79.95 FDH; FOH: (172.75) EFDH; EFOH 15.47 79.95 Derating Dominan Daya Mampu Max. 500 Kode Penyebab 0250 Sist./Komponen (Perbaikan Komponen) Pulverizer motor, Kode Kontribusi Mulai Pekerjaan: * Selesai Pekerjaan: * Durasi Pekerjaan 0 Jumlah Jam Pekerja 16 ** Nilai di dalam kurung adalah durasi total

0 1000 Waterwall * * 0 60

Pengaruh thd Kesiapan Unit Outage menyela derating 79.95 jam. Derating mempengaruhi ketersediaan 57 jam sebelum outage dan 35.80 jam setelah outage. Kerugian Ketersediaan teerkait dengan derating adalah: [( 600 MW- 500 MW)* ( 57.00 Jam+ 35.80 Hours)]/600 MW= 15.47 Jam Derated Ekivalen Perbaikan Komponen Perbaikan motor pulverisator, penyebab derating, selama 172.75 jam. Pekerjaan pembetulan Bagian Waterwall Tabung 79.95 jam.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 128


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Contoh 7: GAGAL STARTUP Uraian Peristiwa 1 Oktober, 7:00 a.m, Unit mulai melakukan siklus 15-hour startup normal setelah PO selama dua minggu, Pada akhir siklus normal, unit belum siap untuk sinkron karena H.P. turbine rotor vibration berlebihan. Masalah telah diperbaiki dan Unit # 1 sinkron pada 3 Oktober, 3:00 a.m. Laporan Peristiwa Contoh 7 Nomer Peristiwa 0019 Nama Pembangkit: PLTU #XX DMN (NMC) 600 Jenis Peristiwa: SF Mulai Peristiwa: 10/1/07 22:00 Selesai Peristiwa: 10/3/07 3:00 SFH: 29 ESFH: 29 Derating Dominan 0 Daya Mampu Max. 0 Kode Penyebab 4030 Sist./Komponen H.P. turbine (Perbaikan Komponen) rotor Kode Kontribusi 1 10/1/07 23:00 Mulai Pekerjaan: Selesai Pekerjaan: 10/2/07 16:00 17 Durasi Pekerjaan Jumlah Jam Pekerja *

Pengaruh thd Kesiapan Unit Peristiwa Gagal Startup mulai ketika 15-hour siklus startup telah terlewati. Unit dikenai outage paksa selama 29 jam untuk perbaikan Masalah Getaran Turbin H.P. dan masalah sinkron unit. Perbaikan Komponen Perbaikan Batang Rotor Turbin H.P. selama 17 jam.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 129


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Contoh 8: KONSERVASI BAHAN BAKAR Uraian Peristiwa 10 Juni, 8:00 a.m., manajemen memutuskan untuk mengoperasikan Unit # 1 pada 50% kapasitas- 300 MW- dalam rangka menghindari potensi kekurangan bahan bakar. Jika permintaan sistem meningkat, unit akan dikembalikan ke beban penuh. Sebab Unit tidak dibatasi oleh peralatan, keputusan untuk operasi pada beban rendah tersebut adalah suatu masalah ekonomi. Pada 25 Agustus, 5:00 a.m., Operator pembangkit melaporkan bahwa persediaan bahan bakarnya tinggal sedikit dan akibatnya unit tidak bisa lagi berbeban penuh. Derating tidak direncanakan mulai ketika bahan bakar terbatas. Kemampuan unit sebagai hasil derating adalah 300 MW. 3 September, 9:00 p.m. pasokan bahanbakar Unit telah habis dan unit dikeluarkan dari grid. Persediaan bahan bakar baru telah dikirimkan 4 September. Unit operasi kembali pada 6 September, 4:00 p.m. Laporan Peristiwa Contoh 8 Nomer Peristiwa 0029 (A) Nama Pembangkit: PLTU #XX DMN (NMC) 600 Jenis Peristiwa: D1 Mulai Peristiwa: 8/25/07 5:00 Selesai Peristiwa: 9/3/07 21:00 FDH; FOH: 232 EFDH; EFOH: 116 Derating Dominan (blank) 300 Daya Mampu Max. Kode Penyebab 9130 Sist./Komponen (Perbaikan Komponen) Kode Kontribusi Mulai Pekerjaan: * Selesai Pekerjaan: * Durasi Pekerjaan Jumlah Jam Pekerja *

0030 (B) PLTU #XX 600 U1 9/3/07 21:00 9/6/07 16:00 67 67 (blank) 0 9130

* * *

Pengaruh thd Kesiapan Unit Kesiapan tidak terpengaruh sampai pembatasan bahan bakar mencegah unit tidak bisa ke beban penuh. Jika hal ini terjadi, kesiapan unit berkurang. Jam Derated Ekivalen untuk derating adalah 116 ([( 600 MW- 300 MW* 232.00 jam)/600]= 116). Outage bertanggung jawab 67.00 jam tak tersedia. Situasi yang diuraikan di atas secara khas mempengaruhi fosil dan unit hidro. Unit nuklir kadangkadang dioperasikan pada tingkatan dikurangi untuk "meregang inti" dalam rangka memperpanjang waktunya untuk penambahan bensin yang berikutnya. Jika inti reaktor mampu untuk beban penuh, keputusan untuk beroperasi pada suatu tingkat yang lebih rendah adalah masalah ekonomi dan, oleh karena itu, tidak bisa dilaporkan untuk GADS. Ketika inti tidak bisa lagi mendukung mengisi operasi sangat sempurna, derating direncanakan (PD) dilaporkan. Kondisi ini kadang-kadang dikenal sebagai "turun ke bawah." Besar deratings ini pada umumnya meningkat incrementally dan harus dilaporkan sebagai rangkaian peristiwa PD.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 130


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Contoh 9: Peristiwa Transisi U2 ke RS ke SF Uraian Peristiwa Setelah beberapa jam mengalami secrubber ID fan berlebihan, pada 3 Desember, 3:30 p.m. Unit dikeluarkan untuk diperbaiki. Setelah masalahnya ditemukan dengan tepat, pekerjaan pembetulan dilaksanakan. Unit siap untuk mulai melakukan siklus 15-hour startup normal nya Pada 5 Desember, 21:30 p.m.. Namun, berhubung beban rendah, Unit masuk sebagai cadangan shutdown. Startup mulai pada 2:30 a.m. diikuti beberapa waterwall tubes retak selama startup, yang mengharuskan perbaikan segera. Masalah Tabung terjadi pada 9:00 a.m. Pada Desember 6. Setelah memperbaiki tabung dan suatu startup sukses, Unit sinkron pada 9 Desember, 5:00 p.m.

Laporan Peristiwa Contoh 9 Nomer Peristiwa 0026 0027 0028 PLTU #XX PLTU #XX PLTU #XX Nama Pembangkit: 600 600 600 DMN (NMC) Jenis Peristiwa: U2 RS SF Mulai Peristiwa: 12/3/07 15:30 12/5/07 21:30 12/6/07 9:00 Selesai Peristiwa: 12/5/07 21:30 12/6/07 9:00 12/9/07 17:00 FOH; RSH; SFH: 54 11.5 80 EFOH; ERSH; ESFH: 54 11.5 80 (blank) (blank) (blank) Derating Dominan Daya Mampu Max. 0 600 0 Kode Penyebab 8262 0000 1040 Sist./Komponen Scrubber ID Waterwall (Perbaikan fan tubes Komponen) Kode Kontribusi 1 12/3/07 16:00 * * Mulai Pekerjaan: 12/5/07 6:30 * * Selesai Pekerjaan: 38.5 Durasi Pekerjaan 72 Jumlah Jam Pekerja

Edisi : 01

Revisi: 03

Pengaruh thd Kesiapan Unit Di dalam urutan peristiwa ini- U2 ke RS ke SF- Ketersediaan Unit's berkurang 54.00 jam nyata dalam kaitan permasalahan ID Fan dan 80.00 jam nyata dalam kaitan dengan kegagalan waterwall tabung. Perbaikan Komponen Secrubber ID Fan terkena 38.50 jam berhubungan dengan perbaikan dan waterwall tabung dengan 80.00 jam. ** Pelaporan penyebab utama dari peristiwa Cadangan Shutdowns opsional. Di dalam contoh ini, Arsip 02/03 telah dihilangka

Halaman 131


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

METODA SINTESIS & FLEET-TYPE ROLL UP UNTUK MENGHITUNG KONDISI DAN KINERJA BLOK Lampiran E-4:

Ikhtisar Dokumen ini akan menjelaskan metoda Sintesis dan Fleet-type Roll Up untuk mengumpulkan data dan menciptakan statistik kondisi dan kinerja blok dari informasi kondisi dan kinerja level unitnya. Dokumen ini berlaku hanya untuk reporter yang ingin melaporkan kondisi dan data kinerja untuk masing2 unit pembangkit secara individu. Dokumen ini tidak berlaku bagi reporter yang menghendaki laporan data blok secara kontinyu ke P3B sebagai 'unit tunggal' (atau metoda tradisional). TOLONG DICATAT: Proses mengumpulan data kedua metoda tersebut adalah sama, didasarkan atas level unit dasar serupa dalam semua keadaan. Perbedaan berada dalam penciptaan statistik blok dari data level unit. IEEE 762 tidak menghendaki laporan unit terpisah dan membawa komponen bersama-sama untuk menciptakan statistik blok unit kombinasi. Oleh karena itu, ketetapan dokumen ini adalah metodologi NERC untuk menciptakan kondisi unit kombinasi baru dan record kinerja yang didasarkan pada record laporan kinerja dan kondisi level unit.

Terminologi o Blok unit kombinasi (juga dikenal sebagai "Blok") - Suatu blok memanfaatkan teknologi pembangkitan listrik dimana listrik dan proses uap air diproduksi dari panas sisa yang terjadi dari satu atau lebih turbin pembakaran. Dalam kebanyakan situasi, panas sisa yang ada disalurkan ke suatu boiler uap konvensional atau ke HRSG untuk digunakan turbin uap dalam produksi listrik. Oleh karena itu, blok siklus kombinasi terdiri dari satu atau lebih gas turbin (GT), satu atau lebih turbin uap (ST), dan keseimbangan peralatan pembangkit yang mendukung produksi energi listrik atau uap air. o Unit- Setiap generator di-set sebagai sebuah "unit". Biasanya dalam siklus kombinasi, setiap turbin gas atau mesin jet dan setiap turbin uap dipertimbangkan sebagai sebuah "unit" Setiap unit berperan atas total pembangkitan listrik secara blok siklus kombinasi. o HRSG- Mungkin ada satu atau lebih HRSG atau boiler sisa uap panas dalam blok siklus kombinasi. Beberapa unit mungkin punya HRSG tunggal per GT; yang lain mungkin punya beberapa GT yang memberi umpan HRSG tunggal. HRSG tidak menghasilkan listrik pada output blok siklus kombinasi dan dg. demikian, HRSG adalah suatu komponen bukannya suatu unit. o Balance of Plant- Ada peralatan lain dalam blok siklus kombinasi yang digunakan untuk mendukung produksi listrik. Mereka tidak dihubungkan dengan bagian tertentu dari blok dan juga diperlakukan sebagai komponen.

Dampak pada Data Disain Unit- Data disain unit akan dilaporkan seolah-olah setiap unit sebagai generator terpisah. Artinya setiap unit harus mempunyai nomor unit dan data disain sendiri. Kode Penyebab Karena setiap unit dari blok dapat mempengaruhi pembangkitan unit lain, ia dapat dikhayalkan mempunyai situasi dimana derate dalam GT dapat menjadi kode penyebab ST. (Lihat Contoh 2 di bawah). Dengan kata lain, kode penyebab unit akan terbuka bagi unit lain dalam blok. Laporan Records Kondisi Kondisi dilaporkan pada tingkat unitnya saja. Data ini akan digunakan oleh P3B untuk manyatukan data level blok untuk menghitung statistik perusahaan secara tradisional. Laporan Records Kinerja Records Kinerja akan diberitakan hanya dalam basis unit. Jika diperlukan, P3B akan menggunakan data tersebut untuk mengkalkulasi statistik blok dengan metoda Sintesis dan atau Fleet-type Roll Up Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 132


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Menghitung Statistik Blok (Sintesis & Fleet-Type) dari Kondisi & Kinerja Level Unitnya Dalam Metoda Siintesis, akan banyak dijumpai dimana dua unit akan ke luar (satu outage dan yang lain derate) dan komputer akan merealisirnya dengan penguji records kondisi unit bahwasanya unit tidak operasi tetapi blok siklus kombinasi masih menyediakan tenaga listrik. Hal demikian tidak terjadi jika ditinjau secara fleet-type roll up. Tolong CATAT bahwa tidak ada hitungan ganda dalam penentuan pada blok siklus kombinasi; Kami benar-benar memelihara dampak permasalahan dalam satu unit pada unit lain. Penambahan dua unit mempengaruhi keseluruhan produksi listrik secara blok. Akan ada saat ketika kode penyebab satu unit (GT#1 sebagai contoh) akan juga ditunjukkan pada unit ke dua (ST sebagai contoh). Itu disebabkan resultan outage GT mempengaruhi produksi uap air pada ST, yang menghasilkan ketidak-mampuan turbin uap untuk menyediakan kapasitas penuh. Ini boleh lihat seolah-olah hitungan "ganda" (lihat Contoh # 2). Bagaimanapun, turbin uap sendiri tidak sedang tidak perlu pembetulan dan penyebab penurunan produksi turbin uap tergantung pada titik2 hubungan turbin uap tsb pada suatu GT (tidak mengatakan yang satu, hanya "sebuah" GT). Oleh karena itu, GT mendapatkan dua hukuman terhadap hal tsb: untuk outage (kepada GT#1 nya sendiri) dan untuk derate (pada turbin uap.) yang Nampak sebagai "hitungan ganda", tetapi bukanlah! Ini disebabkan GT-nya yang benar-benar menyebabkan keseluruhan penurunan (derating). Tolong catat dua hal berikut ini: 1) Ketika GT#1 dalam outage, waktu dan penyebab outage dikaitkan dengan GT#1 via catatan kondisi (hanya outage dihubungkan dengan GT#1!), dan 2) Derate pada ST tidak dihubungkan dengan GT#1 "secara langsung" sebab derate tersebut muncul dengan alasan kode penyebab GT tetapi tidak mengidentifikasi GT yang mana (misal ada lebih dari satu unit GT). Oleh karena itu, ketika komputer mengkalkulasi statistik GT#1, itu hanya melihat outage nya, derate nya tidak. Ketika komputer mengkalkulasi statistik dalam turbin uap, melihat derate itu disebabkan oleh GT. Oleh karena itu, GT#1 tidak dihukum dua kali, tetapi hanya satu kali. Di dalam statistik Kinerja NERC, dapat dilihat sebagai berikut: GT#1 EAF=…, EFOR=…., dll GT#2 EAF=…. EFOR=…. Dll ST #1 EAF=…. EFOR=….. dll. Nilai-Nilai ini akan dihitung hanya didasarkan pada arsip kondisi dan kinerja secara langsung yang berhubungan dengan setiap unit individu. Banyaknya MWH yang dihasilkan oleh setiap unit dapat digabungkan secara bulanan untuk menciptakan MWH yang dihasilkan secara. blok siklus kombinasi.

Kalkulasi Ekivalen - Metoda Sintesis Banyaknya jam kerja (SH), jam outage paksa (FOH), dll untuk record kinerja Blok hanya dapat diciptakan dengan penelitian arsip kondisi unit dengan kondisi asal. Prosedur ini diperlukan untuk memastikan apakah Blok menghasilkan tenaga atau sepenuhnya offline. Dalam metoda sintesis, penjumlahan unit FO, PO, dll tidak bisa digunakan. Sebagai contoh, jika satu GT kondisi FO, kemudian blok masih tetap menghasilkan tenaga dan jam outage GT tidak mencerminkan record kinerja blok sebab ini merupakan derating untuk blok, bukan blok yang outage. - Metoda Fleet Roll-Up Ekivalen Fleet type roll up Blok didasarkan pada energi yang dihasilkan atau hilang selama unit siap atau tak siap. Dengan perkalian jam terhadap kapasitas tiap unit, tambahkan energi dari tiap unit untuk menciptakan statistik secara roll up yang diperlukan pada blok itu. Ketika menggunakan metoda ekivalen fleet type roll up harus bekerja dengan energi dalam MWH dan bukan kapasitas dan jam sebagai kesatuan terpisah. Dalam semua kalkulasi kita dapat mengganti energi dengan mengalikan jumlah jam tertentu dengan kapasitas maksimum unit (DMN).

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 133


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Hubungan jam kerja ke periode dan jam outage harus tetap untuk unit ndividu dan untuk blok ketika semua unit digabungkan. Jadi, untuk masing-masing unit di dalam blok mempunyai: SMWh= SH x Kapasitas; PMWh= PH x Kapasitas; OHWh= OH x Kapasitas Jumlah MW-jam semua unit untuk menciptakan nilai-nilai blok itu: Σ(SMWh)= Σ (PMWh) - Σ (OMWh)

Aturan Khusus untuk Menghitung Data Blok dari Data Level Unit a. Aturan Metoda Sintesis ATURAN #1: outage blok mulai ketika CB unit terakhir keluar dan berakhir ketika CB unit ke-1 ditutup. ATURAN #2: jumlah start nyata dan start percobaan untuk blok ditentukan oleh CB unit yang lebih dulu menutup. Jika unit start tanpa masalah, maka ada satu percobaan start dan satu start nyata. Jika unit pertama gagal startup dan unit kedua distart, maka Blok mempunyai dua percobaan start dan satu start nyata. ATURAN #3: Ketika unit RS mempengaruhi unit lain (misal GT kondisi RS mengurangi steam pada ST nya), maka tidak ada laporan kondisi berkurangnya aliran uap air karena ST sedang beroperasi seolah-olah dalam kondisi load following dan dapat kembali normal secepat GT kembali operasi. ATURAN #4: Blok sebagai RS jika satu atau lebih GT juga sebagai RS dan blok tidak sedang bekerja. Itu berarti unit lain dari blok mungkin sedang FO, MO, atau PO. ATURAN #5: Seperti laporan untuk jenis unit lain, berkurangnya kemampuan pada saat proses turun menuju outages tidak dilaporkan. (Lihat Contoh # 7). b. Aturan Metode Fleet-type Roll Up 1. Banyaknya start nyata dan start percobaan secara blok ditentukan oleh jumlah semua start nyata dan start percobaan unit itu. Semua kondisi unit dipindahkan secara langsung ke blok. Dengan kata lain, jika unit mengalami FO, kondisi FO tersebut juga berlaku pada blok walaupun unit lain dalam blok mungkin masih beroperasi. Jadi, semua kondisi yang terjadi di dalam blok dapat dipelihara. 2. RS dapat mempengaruhi unit lain (misal GT kondisi RS akan mengurangi uap air pada ST nya). Tidak ada laporan kondisi pengurangan aliran uap air, sebab ST sedang beroperasi seolah-olah di dalam load following dan dapat kembali ke kapasitas penuh secepat GT kembali operasi. 3. Seperti laporan untuk jenis unit lain, turun menuju outages tidak dilaporkan. Perubahan unit secara teratur menuju outage (prosedur outage baku) dipertimbangkan sebagai proses turun menuju beban rendah dan tidak dilaporkan melanggar hukum terhadap blok siklus kombinasi. (Lihat Contoh # 7).

Contoh Outages dan Deratings Blok (Sintesis dan Fleet Type) dari laporan Data Level Unit.

Contoh ini diciptakan hanya untuk menggambarkan hubungan cause and effect spesifik yang dimaksudkan hanya untuk diskusi dan boleh atau tidak mungkin terjadi pada peralatan, instalasi, bentuk wujud atau outage kejadian sebenarnya. Tujuan contoh ini untuk menggambarkan bagaimana satu unit outage mempengaruhi unit lain dan keseluruhan blok. Contoh ini adalah Blok Siklus Kombinasi – BLOK-1, terdiri dari dua turbin gas, masing2 dengan generatornya. Setiap GT mempunyai HRSG sendiri. Dua unit GT/HRSG dihubungkan melalui suatu manifold ke turbin uap tunggal yang juga mempunyai generator sendiri. Total kapasitas listrik kombinasi khayalan ini (BLOK-1) adalah 710 MW. Susunan Unit sebagai berikut: GT#1 dan GT#2 masing-masing 225 MW; ST#1 260 MW; dan total (BLOK-1) 710 MW

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 134


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Contoh 1- Tiga Unit Mengalami RS Pada Waktu yang Berbeda Laporan Peristiwa Unit o GT#2 RS dari 1 Januari, 00:00 sampai 7 Januari, 03:15. GT#2 mampu 225 MW. o ST#1 RS dari 3 Januari, 00:10 ke 6 Januari, 02:30. ST#1 mampu 260 MW. o GT#1 RS dari 3 Januari, 00:15 ke 6 Januari, 02:15. GT#1 mampu 225 MW. Diagram unit dan blok siklus kombinasi periode ini ditunjukkan di bawah:

METODA SINTESIS Reserve Shutdown: GT#1 = 74.00 jam; GT#2 = 147.25 jam; ST#1 = 74.33 jam; Blok-1 = 74.00 jam.

METODA FLEET-TYPE ROLL UP Ringkasan Peristiwa: Reserve Shutdown: GT#1 = 74.00 hrs x 225 MW= 16,650 MWh. GT#2 =147.25 hrs x 225 MW= 33,131.25 MWh. ST#1 = 74.33 hrs x 260 MW= 19.325.8 MWh. 3 peristiwa RS Blok-1: 16,650 MWh; 33,131 MWh; 19,325.80 MWh

Dampak Siklus Kombinasi (BLOK): Blok-1 RS dari 3 Januari, 00:15 ke 6 Januari, Dampak pada Blok adalah jumlah peristiwa RS 02:15. Blok-1 mampu 710 MW. dari masing-masing ke tiga unit. Jam Blok Catatan: Hanya tiga peristiwa yang dilaporkan, setiap unit satu peristiwa. Sepanjang RS, blok-1 tidak mengalami derates apapun sebab masih mampu membangkitkan 710 MW tetapi tidak diperlukan untuk melakukannya. Tidak ada pembatasan peralatan. Hanya ada pengaturan kebutuhan yang menyebabkan beban unit dikurangi.

ekivalennya (65,390 MWH / 710MWh) adalah 96.80 jam. Catatan: Hanya tiga peristiwa yang dilaporkan, masingmasing unit satu peristiwa.

Contoh 2- Satu Penyebab derates pada semua unit. Laporan Peristiwa Unit o GT#1 derate D1 dari 7 Januari, 10:00 sampai 7 Januari, 14:00. GT # 1 mampu 180 MW selama periode ini. Kode Penyebab 3620- Trafo Utama. o GT#2 derate D1 dari 7 Januari, 10:00 ke 7 Januari, 14:00. GT # 2 mampu 180 MW selama periode ini. Kode Penyebab 3620- Trafo Utama. o ST#1 derate D1 dari 7 Januari, 10:00 ke 7 Januari, 14:00. ST#1 mampu 208 MW selama periode ini. Kode Penyebab 3620- Trafo Utama.

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 135


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Diagram unit dan blok siklus kombinasi periode ini ditunjukkan di bawah:

METODA SINTESIS GT#1 derate paksa Jam derated paksa.) GT#2 derate paksa Jam derated paksa.) ST#1 derate paksa Jam derated paksa.) Blok-1 derate paksa Jam derated paksa.)

METODA FLEET-TYPE ROLL UP Ringkasan Peristiwa: 4 jam (atau 0.80 Ekivalen o Laporan derate paksa untuk GT # 1 4Hrs x 45MW= 180 MWH. 4 jam (atau 0.80 Ekivalen o Laporan derate paksa untuk GT # 2 4Hrs x 45MW= 180 MWH. 4 jam (atau 0.80 Ekivalen o Laporan derate paksa untuk ST # 1 4Hrs x 52MW= 208 MWH. 4 jam (atau 0.80 Ekivalen

Dampak Siklus Kombinasi (BLOK): Blok-1 derate D1 dari 7 Januari, pkl.1000 ke 7 3 derates overlap Blok-1 Januari, 1400. Kode penyebab 3620- Trafo o Derate paksa 4hrs x 45MW= 180MWh Utama. Blok-1 mampu 568 MW. o Derate paksa 4hrs x 45MW= 180MWh o Derate paksa 4hrs x 52MW= 208MWh Blok-1 derated 568MWh (568/710= 0.80 Jam Ekivalen)

Contoh 3- Satu Unit Reserve Shutdown. Laporan Peristiwa Unit o GT#1 RS dari 7 Januari, 21:15 ke Januari 8 pada 05:00. GT # 1 mampu 225 MW. Diagram unit dan blok siklus kombinasi periode ini ditunjukkan di bawah:

METODA SINTESIS

METODA FLEET-TYPE ROLL UP Ringkasan Peristiwa: GT#1 RS 7.75 jam GT#1 RS 7.75 jam x 225MW= 1743.75 MWH. Blok-1 tidak kena dampak Blok-1 RS 1743.75 MWH (1743.75 / 710= 2.46 Jam Equiv.) Dampak Siklus Kombinasi (BLOK): Tidak ada dampak dalam Blok-1. Blok Siklus Reserve shutdown Blok-1 1743.75 MWH Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 136


kombinasi mampu menghasilkan 710 MW.

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

(1743.75 / 710= 2.46 Jam Equiv.)

Contoh 4- Satu Unit outage, mempengaruhi unit lain dan mengubah jenis peristiwa. Laporan Peristiwa Unit o GT# 2Outage paksa (U1) dari 11 Januari, 07:00 ke 11 Januari, 14:45 (kode penyebab 5030upercharging fans). Tidak ada panas tambahan ke HRSG. GT#2 tidak siap selama periode ini. o Sebagai hasilnya, turbin uap derate paksa (D1) dari 11 Januari, 07:00 ke 11 Januari, 14:45 (kode penyebab 5030- supercharging fans). Unit Turbin uap mampu 130 MW selama periode ini. o GT#2 RS dari 11 Januari, 14:45 ke 14 Januari, 03:30. GT#2 mampu 225 MW. o ST#1 RS dari 12 Januari, 00:00 ke 12 Januari, 11:20. ST#1 mampu 260 MW. o GT#1 RS dari 12 Januari, 00:15 ke 12 Januari, 09:30. GT#1 mampu 225 MW Diagram unit dan blok siklus kombinasi periode ini ditunjukkan di bawah:

METODA SINTESIS

METODA FLEET-TYPE ROLL UP Ringkasan Peristiwa:

GT#1 RS 9.25 hrs x 225 MW= 2,081.25 MWH. GT#1 RS selama 9.25 jam. GT#2 FO (U1) 7.75hrs x 225MW=1,743.75 MWH GT#2 FO (U1) 7.75 jam dan RS 60.75 jam. GT#2 RS 60.75 hrs x 225 MW= 13,668.75 MWH ST#1 D1 7.75 jam (atau 3.88 Ekivalen Jam ST#1 D1 7.75 hrs x 130 MW= 1007.50 MWH derated paksa) dan dalam RS selama 11.33 jam. Blok-1 derate paksa 7.75 jam (atau 3.88 Ekivalen ST#1 RS 11.33 hrs x 260MW= 2,945.80 MWH Jam derated paksa) dan RS selama 9.25 jam. Dampak Siklus Kombinasi (BLOK): Blok-1 derate dari 11 Januari, 07:00 ke 11 Januari, 14:45. Blok-1 mampu 355 MW Blok-1 RS dari 12 Januari, 00:15 sampai 12 Januari, 09:30. Blok-1 mampu 710 MW

5 peristiwa Blok-1 RS 2081.25 MWH; FO 1743.75 MWH; RS 13668.75 MWH; FO 1007.50 MWH; RS 2945.80 MWH

Contoh 5- Unit Reserve Shutdowns diikuti Gagal startup. Laporan Peristiwa Unit o o o o

GT#1 menjalani RS dari 14 Januari, 22:15 ke 16 Januari, 04:45. GT # 1 mampu 225 MW ST#1 menjalani RS dari 15 Januari, 23:00 ke 16 Januari, 06:00. ST#1 mampu 260 MW GT#2 menjalani RS dari 15 Januari, 23:10 ke 16 Januari, 05:45. GT#2 mampu 225 MW GT#1 Outage Gagal Startup (SF) dari 16 Januari, 04:45 ke 16 Januari, 06:00 (kode penyebab 5030supercharging fan). Tidak ada tambahan panas ke HRSG. GT#1 tidak siap o Akibat GT#1 SF, ST#1 derate paksa (D1) dari 16 Januari, 04:45 ke 16 Januari, 06:00 (kode penyebab 5030- supercharging fans). ST#1 mampu 130 MW. (Catat: ST#1 adalah dalam RS tetapi diperlakukan seperti halnya dalam keadaan operasi.) METODA SINTESIS METODA FLEET-TYPE ROLL UP Ringkasan Peristiwa:

GT#1 RS 30.50 jam dan FO (U1) 1.25 jam. GT#2 RS 6.58 jam. Edisi : 01

GT # 1 dalam cadangan shutdown untuk 30.50 hrs x 225 MW= 6,862.50 MWh. Revisi: 03

Halaman 137


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

ST RS 7.00 jam dan derate paksa 1.25 jam, 130MW (atau 0.625 Ekivalen Jam derated paksa)

GT # 1 dalam Outage paksa untuk 1.25 hrs x 225 MW= 281.25 MWh derated. Blok-1 derate paksa 1.25 jam, 355MW (atau 0.63 GT#2 RS 6.58 hrs x 225 MW= 1,481.25 MWh. ST#1 RS 7.00 hrs x 260 MW= 1,820 MWh. Ekivalen Jam derated paksa) dan RS 6.58 jam. ST#1 D1 1.25 jam kapasitas turun 130MW atau *** Catat bahwa 1 jam derates terjadi selama RS 1.25 hrs x 130 MW= 162.50 MWh. Dampak Siklus Kombinasi (BLOK): Blok-1 RS dari 15 Januari, 23:10 sampai 16 Januari, 05:45 (ketika GT#2 sinkron). Blok-1 mampu 710 MW. Blok-1 derate dari 16 Januari, 04:45 ke 16 Januari, 06:00 disebabkan oleh SF GT#2 dan tidak ada uap air mengalir ke turbine uap (cause kode 5030). Blok-1 mampu 355 MW.

5 peristiwa Blok RS 6,862.50 MWh; FO 281.25 MWh; RS 1,481.25 MWh; RS 1,820.00 MWh; D1 162.50 MWh

Contoh 6- Unit Outage ke unit outage yang mempengaruhi unit lain. Laporan Peristiwa Unit o GT#2 FO (U1) dari 22 Januari, 04:40 ke 22 Januari, 04:50 (kode penyebab 5250- Kendali Lain dan Permasalahan Instrumentasi). o Karena FO GT#2 sangat singkat, tidak ada kehilangan aliran uap air ke turbin uap. Oleh karena itu, unit turbin uap mampu 260 MW selama periode ini. o GT#2 Outage paksa (U1) dari 22 Januari, 04:55 ke 22 Januari, 00:45 (kode penyebab 5250) o Akibat GT#2 tidak menyediakan pasokan uap air, ST#1 derate paksa (D1) dari 22 Januari, 04:55 ke 22 Januari, 05:45 (kode penyebab 5250). ST#1 mampu 130 MW selama periode ini.

METODA SINTESIS

METODA FLEET-TYPE ROLL UP Ringkasan Peristiwa:

GT#2 FO 1.00 jam (0.17+ 0.83 jam) ST#1 D1 0.83 jam (atau 0.42 Ekivalen Jam derated paksa).

Turbin uap dalam derate paksa selama 0.83 jam (atau 0.42 Ekivalen Jam derated paksa) atau 0.83 hr x 130 MW= 107.90 MWH.

Blok-1 derate paksa 1.00 jam

Laporan 2 outages paksa GT # 2 untuk 0.17 hr x

Edisi : 01

(0.17+0.83jam

Revisi: 03

Halaman 138


atau 0.47 [0.05+0.42] Ekivalen Jam derated paksa).

No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

225MW= 38.25 MWH. dan 0.83 hr x 225 MW= 186.75 MWH.

Dampak Siklus Kombinasi (BLOK): Blok-1 derate (D1- Kode Penyebab 5250- Kendali Lain dan permasalahan instrumentasi) dari 22 Januari, 04:40 sampai 22 Januari, 04:50 (ketika GT#2 keluar). Blok-1 mampu 485 MW.

3 peristiwa Blok FO 38.25 MWh; FO 186.75 MWH; D1 107.90 MWH

Blok-1 derate (D1 - Kode Penyebab 5250- Lain Kendali Dan Permasalahan Instrumentasi) dari 22 Januari, 0455 ke 22 Januari, 0545 disebabkan U1 GT#2 dan tidak ada uap air ke turbin uap. Blok-1 mampu 355 MW.

Contoh 7- PO tahunan Blok Siklus Kombinasi. Laporan Peristiwa Unit o GT # 2 menjalani PO dari 24 Januari, 00:00 sampai 31 Januari, 10:00 (kode penyebab 5260Memeriksa Turbin Gas Utama secara seksama). GT # 2 tidak siap selama periode ini. o Unit Turbin uap menjalani PO secara seksama dari 24 Januari, 05:15 ke 31 Januari, 11:30 (kode penyebab 4240- bearing turbin Uap Tekanan Rendah). ST tidak siap selama periode ini. o GT # 1 menjalani PO 24 Januari, 05:30 ke 31 Januari, 10:15 (kode penyebab 5272- Pemeriksaan Boroscope). GT # 1 tidak mampu tenaga selama periode ini.

METODA SINTESIS

METODA FLEET-TYPE ROLL UP Ringkasan Peristiwa: GT#1 PO 172.75 hrs x 225 MW= 38,868.75 MWH GT#2 PO 178.00 hrs x 225 MW= 40,050 MWH ST PO 174.25 hrs x 260 MW= 45,305 MWH

GT #1 PO selama 172.75 jam. GT #2 PO selama 178.00 jam. ST PO selama 174.25 jam. Blok-1 PO selama 172.50 jam.

Dampak Siklus Kombinasi (BLOK): Blok-1 PO dari 24 Januari, 05:30 (ketika GT#1 keluar grid) ke 31 Januari, 10:00 (ketika GT#2 masuk grid). Secara Blok, keluarnya GT#2 dan ST#1 tidak diperhitungkan. Derates dari keluarnya GT#2 dan ST#1 diperlakukan sebagai proses keluar dan tidak dilaporkan sebagai hukuman terhadap blok.

Edisi : 01

3 peristiwa Blok PO 38,868.75 MWH; PO 40,050 MWH; PO 45,305 MWH

Revisi: 03

Halaman 139


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Statistik Peristiwa Unit dan Laporan Kinerja (Metoda Sintesis) Untuk menguji metodologi pengumpulan data itu, kita akan mengkalkulasi statistik untuk masingmasing unit dan blok siklus kombinasi menggunakan data dari tujuh contoh tersebut. Periode waktunya 744 jam, dari 1 Januari, 00:00 ke 31 Januari, 24:00.

Ringkasan Data

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 140


No. Dokumen

:


Berlaku Efektif

:

Juni 2007

Statistik Peristiwa Unit dan Laporan Kinerja (Fleet Type) Untuk menguji metodologi pengumpulan data ini, kita akan mengkalkulasi statistik untuk masingmasing unit dan blok siklus kombinasi menggunakan data dari tujuh contoh tsb. Periode waktunya 744 jam, 1 Januari, 00:00 sampai 31 Januari, 24:00. Energi Netto diambil dari meter nya.

Ringkasan Data

Edisi : 01

Revisi: 03

Halaman 141

DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT DAN INDEKS KINERJA PEMBANGKIT

Recommend Documents