Menuju Operation & Maintenance Excellence PT. INDONESIA POWER ,4 Januari 2013
PT. IP Menuju O&M Excellence
Mempertahankan dan meningkatkan kapasitas dan kinerja jangka panjang untuk kelangsungan dan pertumbuhan Perusahaan dengan LANDASAN YANG KUAT”
Indikator kinerja pembangkit PER UNIT PEMBANGKIT (Termasuk OMC) ** 1. Availability Factor (AF) 2. Equivalent Availability Factor (EAF) 3. Service Factor (SF) 4. Planned Outage Factor (POF) 5. Maintenance Outage Factor (MOF) 6. Forced Outage Factor (FOF) 7. Reserve Shutdown Factor (RSF) 8. Unit Derating Factor (UDF) 9. Seasonal Derating Factor (SEDF) 10. Forced Outage Rate (FOR) 11. Forced Outage Rate Demand (FORd) 12. Equivalent Forced Outage Rate (EFOR) 13. Eq. Forced Outage Rate demand (EFORd) 14. Net Capacity Factor (NCF) 15. Net Output Factor (NOF) 16. Plant Factor (PF) 17. Sudden Outage Frequency (SdOF)
UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN (Termasuk OMC) ** 1. Weighted Availability Factor (WAF) 2. Weighted Equivalent Availability Factor (WEAF) 3. Weighted Service Factor (WSF) 4. Weighted Planned Outage Factor (WPOF) 5. Weighted Maintenance Outage Factor (WMOF) 6. Weighted Forced Outage Factor (WFOF) 7. Weighted Reserve Shutdown Factor (WRSF) 8. Weighted Unit Derating Factor (WUDF) 9. Weighted Seasonal Derating Factor (WSEDF) 10. Weighted Forced Outage Rate (WFOR) 11. Weighted Equivalent Forced Outage Rate (WFORd) 12. W. Equivalent Forced Outage Rate (WEFOR) 13. W. Equivalent Forced Outage Rate demand (WEFORd) 14. Weighted Net Capacity Factor (WNCF) 15. Weighted Net Output Factor (WNOF) 16. Weighted Plant Factor (WPF) 17. Weighted Sudden Outage Frequency (WSdof)
** 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 indikator kinerja tersebut diuraikan pada sub E.7.1 s.d. E.7.4
Kinerja 2012
OEE PLTU Suralaya 1-4 -41,26%
100,00
0,00
0,00
4,44 4,88
-18,16% 2,74
0,30
0,00
0,00
0,00
2,32 3,48
81,84
0,03 8,53
10,32 62,96
Availabilty
Theoretica Inability to Downtime Planne MaintenancUnplanne Unplanne Unplanne Outage Reduced Maintenanc Force l output meet due to d e Outage d d external d Force Slip load due e Derated maximum lack of Outage (MO) downtme downtime Mayor (PE, to humanDerated(MD (FD) load fuel (PO) (FOD) (FOL) downtime ME) evaluation ) (Derating (FOFM) (PD) Permanent
Performance
Capacit y for sale
Rampin g up
58,74
Quality
4,21
Reserve Unit not Realised Internal Sold s called for power ConsumptioProductio (stoppet full load productio n n due to n lack of demand)
PLTU Suralaya 5-7 -21,68%
100,00
0,00
0,00
2,71
1,25
0,11
0,00
0,00
0,00
0,00
0,12
0,61
-4,80%
95,20 0,66
1,28 11,12 82,14
Availabilty
Theoretica Inability to Downtime Planne MaintenancUnplanne Unplanne Unplanne Outage Reduced Maintenanc Force l output meet due to d e Outage d d external d Force Slip load due e Derated maximum lack of Outage (MO) downtme downtime Mayor (PE, to humanDerated(MD (FD) load fuel (PO) (FOD) (FOL) downtime ME) evaluation ) (Derating (FOFM) (PD) Permanent
Performance
Capacit y for sale
Rampin g up
78,32
Quality
3,83
Reserve Unit not Realised Internal Sold s called for power ConsumptioProductio (stoppet full load productio n n due to n lack of demand)
Pengelompokan Status Unit Pembangkit 1. TIDAK AKTIF 2. AKTIF
TIDAK AKTIF didefinisikan sebagai status unit tidak siap operasi untuk jangka waktu lama karena unit dikeluarkan untuk alasan ekonomi atau alasan lainnya yang tidak berkaitan dengan peralatan/instalasi pembangkit. Dalam kondisi ini, unit pembangkit memerlukan persiapan beberapa hari sampai minggu/bulan untuk dapat siap operasi. Yang termasuk dalam kondisi ini adalah 1. “INACTIVE RESERVE” yaitu status bagi unit pembangkit yang direncanakan sebagai cadangan untuk jangka panjang, 2. “MOTHBALLED” yaitu status unit pembangkit yang sedang disiapkan untuk idle dalam jangka panjang, 3. “RETIRED” yaitu unit yang untuk selanjutnya diharapkan tidak beroperasi lagi namun belum dibongkar instalasinya.
• AKTIF Didefinisikan sebagai kondisi pembangkit siap untuk menyuplai listrik ke system dan tidak dikeluarkan dari system karena alasan ekonomi atau lainnya. • Pada kondisi ini ada 2 status yaitu 1. Available (reserve(not connected), in service(connected)) 2. Unavailable (planned outage, unplanned outage)
Definisi • Outage Terjadi apabila suatu unit tidak sinkron ke jaringan dan bukan dalam status Reserve Shutdown. Yang termasuk dalam Outage yaitu PO, MO, FO danSF • PO – Planned Outage: yaitu keluarnya pembangkit akibat adanya pekerjaan pemeliharaan periodik pembangkit seperti inspeksi, overhaul atau pekerjaan lainnya yang sudah dijadwalkan sebelumnya dalam rencana tahunan pemeliharaan pembangkit atau sesuai rekomendasi pabrikan. • MO – Maintenance Outage: yaitu keluarnya pembangkit untuk keperluan pengujian, pemeliharaan preventif, pemeliharaan korektif, perbaikan atau penggantian suku cadang atau pekerjaan lainnya pada pembangkit yang dianggap perlu dilakukan, yang tidak dapat ditunda pelaksanaannya hingga jadwal PO berikutnya dan telah dijadwalkan dalam ROB/ROM berikutnya. • FO : Forced Outage: yaitu keluarnya pembangkit akibat adanya kondisi emergensi yang tidak diantisipasi sebelumnya • SF : Startup Failure: yaitu outage yang terjadi ketika unit tidak mampu sinkron dalam waktu start yang telah ditentukan.
Definisi • PE – Planned Outage Extension: yaitu outage perpanjangan yang direncanakan, sebagai perpanjangan Planned Outage (PO) yang belum selesai pada waktu yang telah ditentukan. Ini artinya bahwa sebelum dimulai, periode dan tanggal operasinya telah ditetapkan. PE hanya bisa dilakukan 1 (satu) kali dan diajukan pada saat PO berlangsung, serta telah dijadwalkan dalam ROB/ROM/ROH. Jika periode PE melewati batas waktu yang telah ditentukan, maka statusnya adalah FO1. • ME – Maintenance Outage Extension: yaitu pemeliharaan outage perpanjangan, sebagai perpanjangan MO yang belum selesai dalam waktu yang telah ditetapkan. • SE – Scheduled Outage Extension: adalah perpanjangan dari Planned Outage (PO) atau Maintenance Outage (MO), yaitu outage yang melampaui perkiraan durasi penyelesaian PO atau MO yang telah ditentukan sebelumnya.
Definisi Derating • Derating terjadi apabila daya keluaran (MW) unit kurang dari DMN-nya. Derating mulai ketika unit tidak mampu untuk mencapai 98% DMN dan lebih lama dari 30 (tiga puluh) menit. Derating berakhir ketika peralatan yang menyebabkan derating tersebut kembali normal dan dapat memenuhi perintah dispatch. Derating dimasukkan menjadi beberapa kategori yaitu • PD – Planned Derating: adalah derating yang dijadwalkan dan durasinya sudah ditentukan sebelumnya dalam rencana tahunan/ bulanan pemeliharaan pembangkit. Derating berkala untuk pengujian, seperti test klep turbin mingguan, bukan merupakan PD, tetapi MD. • MD – Maintenance Derating: adalah derating yang dapat ditunda melampaui akhir periode operasi mingguan (Kamis, pukul 24:00 WIB) tetapi memerlukan pengurangan kapasitas sebelum PO berikutnya. • DE – Derating Extension: adalah perpanjangan dari PD atau MD yang melampaui tanggal penyelesaian yang diperkirakan..
• RS – Reserve Shutdown: adalah suatu kondisi apabila unit siap operasi namun tidak disinkronkan ke sistem karena beban yang rendah. Kondisi ini dikenal juga sebagai economy outage atau economy shutdown. • NC – Kondisi Noncurtailing: adalah kondisi yang dapat terjadi kapan saja dimana peralatan atau komponen utama tidak dioperasikan untuk keperluan pemeliharaan, pengujian, atau tujuan lain yang tidak mengakibatkan unit outage atau derating. • Outside Management Control Outages: adalah Ada sumber penyebab dari luar yang mengakibatkan unit pembangkit deratings atau outages. Yang termasuk penyebab outages tersebut (tetapi tidaklah terbatas pada) misalnya badai salju, angin topan, angin ribut, kualitas bahan bakar rendah, gangguan pasokan bahan bakar, dan lain lain..
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 FO1 selama 90 jam dan mengalami Reserve Shutdown (RS) selama 20 jam. • Total MWH yang hilang pada setiap tingkatan derating dihitung dan dijumlahkan = (40 jam x 30 MW) + (10 jam x 50 MW) + (110 jam x 20 MW)+ (80 jam x 40 MW) = 7100 MWH. • Rata-rata MW yang hilang selama 10 hari adalah total MWH yang hilang dibagi dengan banyaknya jam keseluruhan periode derating: 7100/240 = 30 MW. • Jadi, kemampuan unit selama 10 hari derating = 1000 MW – 30 MW= 970 MW.
INDIKATOR 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 Availability Factor yang telah memperhitungkan dampak dari derating pembangkit. • Service Factor (SF): adalah rasio dari jumlah jam unit pembangkit beroperasi terhadap jumlah jam dalam satu periode tertentu. Besaran ini menunjukkan prosentase jumlah jam unit pembangkit beroperasi pada satu periode tertentu. • Equivalent Forced Outage Rate (EFOR): adalah jumlah jam unit pembangkit dikeluarkan dari sistem (keluar paksa) dan derating dibagi jumlah jam unit pembangkit dikeluarkan dari sistem dan derating ditambah jumlah jam unit pembangkit beroperasi, yang dinyatakan dalam prosen.
• Maintenace Outage Factor (MOF): adalah rasio dari jumlah jam unit pembangkit keluar terencana (MO) terhadap jumlah jam dalam satu periode. Besaran ini menunjukkan prosentase kondisi unit pembangkit akibat pelaksanaan perbaikan, pada suatu periode tertentu. • Scheduled Outage Factor (SOF): adalah rasio dari jumlah jam unit pembangkit keluar terencana (planned outage dan maintenance outage) terhadap jumlah jam dalam satu periode. • Unit Derating Factor (UDF): adalah rasio dari jumlah jam ekivalen unit pembangkit mengalami derating terhadap jumlah jam dalam satu periode. • Reserve Shutdown Factor (RSF): adalah rasio dari jumlah jam unit pembangkit keluar reserve shutdown (RSH) terhadap jumlah jam dalam satu periode.
Formula Unit Pembangkit Tunggal Basis waktu
Formula Unit Pembangkit Tunggal Basis waktu
Formula Unit Pembangkit Gabungan Basis Waktu
Formula Unit Gabungan Basis Waktu
Formula Unit Gabungan Basis Kapasitas
Formula Unit Gabungan Basis Kapasitas
Top 25 % 100.0 95.0 90.0 85.0 80.0 75.0
70.0 65.0 60.0 55.0 50.0 45.0 40.0 35.0 30.0 25.0 20.0 15.0 10.0 5.0 -
EAF PLTU Batu Bara vs NERC SLA 2011 = 95% SLA sd Nov 81.9 2012 = 88.7%
Top 10 % 95.0
88.7
EAF UBOH BSR vs NERC
UBOH BSR
6.42 7.34 8.26 9.17 10.09 11.93 13.76 16.51 17.43 18.35 19.27 21.1 22.02 23.85 24.77 25.69 26.11 26.61 27.52 28.44 29.19 30.28 34.86 37.61 38.53 40.37 46.79 50.46 50.79 51.38 56.88 61.47 69.72 72.48 73.85 76.27 77.06 85.32 85.64 89.91 92.66 95.41
EAF PLTGU-G 100-199 MW - NERC EAF PLTGU-G 100-199 MW
100
90
Priok PLTGU
PGT
PLTGU
Priok EAF
PGT Top 10%
80 Top 25%
Top 50%
70
2011
60
sd Nov 2012
50
40
30
12.84 16.96 19.27 26.61 27.57 31.68 33.03 44.07 39.45 45.61 45.87 48.51 51.38 52.29 55.05 59.63 62.39 68.81 69.72 71.56 74.31 76.15 77.06 77.98 79.82 80.73 82.57 83.49 84.4 85.32 86.24 88.07 88.99 89.91 90.83 91.74 92.66 93.58
EFOR PLTGU-G EFOR PLTGU-G 100-199 MW
35
30
25
20 EFOR
15 Top 10%
Top 25%
10 Top 50%
5
0
0.41 0.58 0.82 0.99 1.15 1.32 1.65 1.9 2.14 2.56 2.89 3.13 3.46 4.29 4.7 5.03 5.52 6.6 7.34 8.24 8.66 9.89 11.21 12.78 14.59 17.07 19.04 22.84 26.3 31.66 38.33 46 55.81 66.61 78.07 83.26 88.21 93.32 96.9 98.6 100
PLTA EAF PLTA - NERC
100.5
-19.5
MRC PLTA
PLTA SGL
80.5
2011
SGL
40.5
20.5
0.5
sd Nov 2012
60.5
EAF
Top 10%
TOP 25%
TOP 50%
99.51
99.26
99.01
98.76
98.52
98.27
98.1
97.86
97.61
97.28
97.03
96.7
96.46
96.29
95.88
95.55
95.05
94.56
94.06
93.49
92.91
92.17
91.59
90.85
90.02
88.62
86.81
84.91
82.93
79.97
75.43
72.38
68.76
54.46
51.96
50.95
EFOR PLTA EFOR PLTA
70
60
50
40
30
20
10
0
EAF PLTP EAF PLTP 100
99 98 96
96.13
96.48
97
95 95
EAF PLTP
92
Top 10% Top 25%
90
Top 50%
85
2011 80
4.35
8.7
21.74
52.17
56.35
53.30
60.87
73.91
100
Sd Nov 2012
EFOR PLTP EFOR PLTP 3.00 3.00
2011
2.50
Sd Nov 2012 2.00 2.00
1.50
1.00 1.00
0.50
TOP 95%, EFOR dibawah 1.00 0.29
0.36
0.00 4.35
8.7
21.74
52.17
56.35
0.53 0.64 0.74 0.85 0.95 1.59 2.23 2.33 2.44 2.55 2.97 3.39 3.50 3.71 3.92 4.14 4.35 4.67 4.98 5.41 6.79 7.64 8.91 10.39 11.77 13.04 14.32 15.91 18.66 19.83 21.74 23.97 25.67 26.30 28.74 30.43 33.09 35.14 33.99 36.69 41.15 47.08 51.41 51.54 58.32 64.90 67.73 70.94 79.00 84.62 91.20 98.41 86.51 99.94 100.00
EAF PLTG EAF PLTG-M
100.50
-19.50
BLI 84.73
PLTG
PLTG 88.25 88.57 91.97
PLTG SMG
99.96 99.84
94.43 top 10% 97.82
PGT
80.50
PGT
60.50
40.50
20.50
0.50 top 25% 95.50
-19.5 100
94.91
89.61
86.53
82.5
81.55
79.75
78.05
76.56
75.5
74.34
73.17
71.37
69.03
67.23
66.28
64.9
62.57
60.76
59.7
58.96
57.26
55.89
55.04
51.64
50.37
49.42
48.46
46.77
45.39
43.9
41.68
39.87
38.6
37.01
35.84
33.83
31.92
29.8
27.47
24.92
22.06
20.04
15.80
14.00
11.77
8.30
7.75
7.87
6.26
EFOR PLTG-M EFOR PLTG-M
100.5
80.5
60.5
40.5
20.5
0.5
EAF PT. Indonesia Power EAF PT IP
92.2 92 91.8 91.6
92.2
91.4 91.2 91
91.09
90.8 90.6 90.4 2011
sd Nov 12
EAF PT IP
Peningkatan Evailability 1. Mengoptimalkan schedul dan durasi overhaul dengan mengimplementasikan Manajemen Outage/overhaul 2. Meningkatkan Reliability Management pembangkit/mengurangi atau menghindari terjadinya gangguan 3. Meningkatkan maturity implementasi WPC untuk meningkatkan tactical maintenance. 4. Merencanakan kesiapan energi primer, baik jumlah ataupun kualitas. 5. Menjaga ketersediaan suku cadang dengan Supply chain management. 6. Melaksanakan Life Cycle Management. 7. Melaksanakan program Clean and no leakage dengan konsisten
Maintenance Factor PLTG
Kode Penyebab (Cause Code) Kondisi Pembangkit • Tujuan harus dicantumkan Kode penyebab agar dapat melaporkan suatu peristiwa atau gangguan dengan lebih terperinci mengenai cara dimana sistem atau komponen mengalami gangguan. • Contoh: Cause Code Pada PLTU
Contoh: Cause Code Pada PLTU
Pemeliharaan Pembangkit / Outage Management
Manajemen Overhaul Hidupkan Optimalisasi Manajemen Overahul
Aktifkan Proses Manajemen Overhaul
Koordinasi Overhaul dengan UBH
Hidupkan Manajemen Perkakas Kerja
PENGARUH DURASI DAN PERIODE OVERHAUL PADA AVAILABILITY • Pola Simple – Mean – Simple – Serious dengan Periode 1 tahunan • Waktu : – Si = 30 hari – Me = 45 hari – Se = 60 hari
• Dalam 4 tahun, Unit mengalami downtime = 30 + 45 + 30 + 60 = 165 hari • Diasumsikan tidak ada outage terencana selain overhaul, maka Planned Outage
PO =
165 365 x 3 + 366
X 100% = 11,3%
PENGARUH DURASI DAN PERIODE OVERHAUL PADA AVAILABILITY – MENURUNKAN “MTTO” *) • Pola Simple – Mean – Simple – Serious dengan Periode 1 tahunan • Waktu : – Si = 25 hari – Me = 35 hari – Se = 50 hari
• Dalam 4 tahun, Unit mengalami downtime = 25 + 35 + 25 + 50 = 135 hari • Diasumsikan tidak ada outage terencana selain overhaul, maka Planned Outage :
PO =
135 365 x 3 + 366
X 100% = 9,25%
*) MTTO = Mean Time To Overhaul, istilah ini tidak ada dalam kamus maintenance (tidak lazim digunakan)
Manajemen Overhaul
Outage Optimization • Outage Duration Optimization – – – – –
Manage Budget Optimize Scope Reduce Unexpected Delays & Scope Creep Enhance Learning (Lessons Learned) Minimize Failures during or shorty after Startup
• Outage Interval Optimization – – – –
Extend Time Between Outages Base some outage decisions based on Equipment Condition Manage Reliability Risk Understand and Track Equipment Condition
Outage Duration Optimization Process Optimization Objective: • Reduce the Duration of the Outage
• Reduce Outage Costs. • Improve Efficiency of Outage •Improve Quality of Outage •Minimize post outage failures Approach: •
• • • •
Determine Outage Organization Establish Management Expectations Use Project Management Techniques to Plan the Outage. Manage Outage Execution to assure Schedule Compliance. Outage Critique and Documentation
Outage Interval Optimization Reliability Risk Management •
Implement Plant Reliability Optimization Process including: o Reliability Basis o Condition Management o Risk Management o Work Management o Continuous Improvement
•
Understand the Risk profile across all critical equipment.
•
Develop Strategic Plan that manages crucial risk periods such as peak season
•
Take full advantage of Outage Periods to mitigate Risk at minimum cost
Outage Interval Optimization Risk Evaluation
Engineering Projects Current Condition Assessment (Trending) PM CBM CM (Failures)
Long Term Condition Assessment Inspection Reports Life &Age Expectancy Staff Experience MTBF
Major Repair History
Insurance & Code Req.
Risk Profiles Risk for each component and how it changes with time.
Outage Documentation
Current & Future Operating Targets
Interval dan Durasi Overhaul Pembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA) PLTA
SIKLUS
SAGULING
AI-GI-MO
AREA 1&2
AI-GI-MO
PBS
AI-GI-MO
AREA 3
AI-GI-MO
INTERVAL (JAM) AI = Annually GI = 25.000 - 30.000 MO = 40.000 - 45.000 AI = Annually GI = 25.000 - 30.000 MO = 40.000 - 45.000 AI = Annually GI = 25.000 - 30.000 MO = Condition Base AI = Annually GI = 25.000 - 30.000 MO = Condition Base
DURASI (HARI) AI = 10-15 GI = 7-12 MO = 35 - 45 AI = 4-6 GI = 7-12 MO = 35 - 45 AI = 5-6 GI = 8-12 MO = 60-70 AI = 4-6 GI = 7-12 MO = 35 - 45
Interval dan Durasi Overhaul Turbin Uap PLTU/STG
SIKLUS
INTERVAL (JAM)
SURALAYA (PLTU)
SI-ME-SI-SE
14.000-16.000
SEMARANG (PLTU & STG)
SI-ME-SI-SE
10.000-12.000
PERAK (PLTU)
SI-ME-SI-SE
7.000-8.000
GRATI (STG)
MINOR - MAJOR
16.000-18.000
PRIOK (PLTU)
SE-SI-ME-SE
7.000-8.000
PRIOK (STG)
MINOR-MAJOR
24.000-25.000
SI-SI-MI
16.000-18.000
PLTP
DURASI (HARI) SI = 20-28 ME = 22-30 SE = 45-55 SI = 20-25 ME = 25-30 SE = 45-55 SI = 20-25 ME = 22-30 SE = 45-55 MINOR = 16-25 MAYOR = 40-45 SI = 20-25 ME = 22-30 SE = 40-45 MINOR = 16-25 MAYOR = 40-45 SI = 17-20 MI = 21-25
Interval & Durasi Overhaul Mesin Diesel PLTD
SIKLUS
INTERVAL (JAM)
Bali
MIERLESS TO-SO-TO-MO
HSD = 5000-6000 MFO = 3000 - 4000
Bali
SWD TO - SO - MO
HSD = 5000-6000 MFO = 3000 - 4000
PRIOK
TO - SO - TO MO
HSD = 5000-6000
DURASI (HARI) TO = 21-30 SO = 30-45 MO = 40 - 50 TO = 21-30 SO = 30-45 MO = 40 - 50 TO = 21-30 SO = 30-45 MO = 40 - 50
Interval & Durasi Overhaul Turbin Gas
WH SEMARANG (CILACAP)
BALI
SIKLUS CI-HGPI-CI-MI
CI-HGPI-CI-MI
INTERVAL (JAM) OH= 3000-4000 (HSD) OH= 5000 - 6000 (GAS) OH= 3000-4000 (HSD) OH= 5000 - 6000 (GAS)
MAX START
DURASI (HARI)
400
CI = 5
400 300 300
HGPI = 26-28 MI = 50-55 CI = 7-9 HGPI = 26-30 MI = 45-50
PRIOK
CI-HGPI-CI-MI
OH= 2400 - 3000 (HSD)
300
CI = 10-12 HGPI = 22 MI = 40-45
Interval & Durasi Overhaul Turbin Gas ALSTHOM
SIKLUS
BALI CI-HGPI-CI-MI (ALSTHOM ATLANTIQUE) SEMARANG (SUNYARAGI)
F5 GE
CI-HGPI-CI-MI
OH= 3000-4000 (HSD) OH= 5000 - 6000 (GAS)
SIKLUS
INTERVAL (JAM)
CI-HGPI-CI-MI
OH= 3000-4000 (HSD) OH= 5000 - 6000 (GAS)
SIKLUS
INTERVAL (JAM)
BALI F7 GE BALI F9 GE SEMARANG (T LOROK
MAX START OH= 3000-4000 (HSD) 300 OH= 5000 - 6000 (GAS) 375 INTERVAL (JAM)
OH= 3000-4000 (HSD) CI-CI-CI-HGPI-CIOH= 5000 - 6000 (GAS) CI-CI-MI SIKLUS
INTERVAL (JAM)
CI-HGPI-CI-MI
OH= 3000-4000 (HSD) OH= 5000-6000 (HSD) OH= 5000 - 6000 (GAS)
300 300
MAX START MAX START 300 375 MAX START 400 400
DURASI (HARI) CI = 7-9 HGPI = 29-30 MI = 45-50 CI = 4-5 HGPI = 28 MI = 45-55
DURASI (HARI) CI = 7-9 HGPI = 26-30 MI =40-45 DURASI (HARI) CI = 7-9 HGPI = 29-30 MI =48-50 DURASI (HARI) CI = 5-9 HGPI = 29-30 MI =45-55
Interval & Durasi Overhaul Turbin Gas
ABB 13E2
SIKLUS BALI
ABB 13E1
A-B-A-C SIKLUS
PRIOK MHI MW 701 D
GRATI
C-B-B-C SIKLUS
CI-TI-CI-MI
INTERVAL (JAM)
MAX START DURASI (HARI)
EOH = 6000 - 7000 (HSD)
-
A = 8-9
EOH = 7000 - 8000 (GAS)
-
B = 12-14
INTERVAL (JAM)
MAX START DURASI (HARI)
EOH = 7000 - 8000 (HSD)
-
B= 8 - 14
EOH = 7000 - 8000 (GAS)
-
C = 40 - 45
INTERVAL (JAM)
MAX START DURASI (HARI)
EOH = 7500 - 8500 (HSD)
-
CI = 7-10
EOH = 8000 - 9000 (GAS)
-
TI=22-25
EOH = 7500-8500 (HSD + GAS)
MI = 35 - 45
LINGKUP PEMELIHARAAN PLTU
Lingkup Pemeliharaan
SI = Simple inspection (Last LP Turbine blade, Main Stop Valve, Main Control Valve dan Electro hydraulic Control) ME = medium inspection (SI + Open Upper Casing Turbine, Bearing) SE = Serious Inspection ( SE + Dismantling & Inspection Steam Turbine Rotor) Kegiatan Pemeliharaan Catatan : Untuk Pull out Generator setiap 15 tahun Sekali) dan kegiatan pemeliharaan boiler pembersihan, hydrostatic test, pemeriksaan damper dan valve dsb jadwalnya mengikuti kegiatan Turbin uap
66
Lingkup Pemeliharaan
LINGKUP PEMELIHARAAN PLTG
Kegiatan Pemeliharaan Pruduk Mitsubishi CI = Combustion Inspection TI = Hot Gas Part Inspection MI = Major Inspection
Pruduk General Eletric CI = Combustion Inspection (Fuel nozzle, combustor basket, transition piece, IGV = Inlet Guide Vane Compressor) HGPI = Hot Gas Part Inspection (CI + Guide Vane GT, Rotor GT, Plenum, 2 tingkat sudu Compressor MI = Major Inspection (HGPI + membuka dan memeriksa Casing Turbine dan Compressor dan Rotor diangkat) Pruduk Alstom TA = Combustion Inspection TB = Hot Gas Part Inspection TC = Major Inspection
67
LINGKUP PEMELIHARAAN PLTGU
Lingkup Pemeliharaan
Pada pemeriksaan PLTGU merupakan gabungan PLTG, Heat Recovery Steam Genertator (HRSG) dan Steam Turbine Untuk gas Turbin mengikuti pola CI, TI dan MI sedangkan Turbine Uap mengikuti pola SI, SE dan ME
Kegiatan Pemeliharaan
Lingkup HRSG meliputi : Pembersihan, Hydrostatic Test, pemeriksaan dan pengujian alat bantu seperti semua pompa dan katup serta bypass damper dan khusus untuk MO lingkup diatas ditambah dengan inspeksi drum uap. Jadwal inspeksi HRSG mengikuti Turbin Gas.
68
LINGKUP PEMELIHARAAN PLTD
Lingkup Pemeliharaan
TO = Top Inspection (Pemeriksaan Cilider head, 1 bearing, 1 piston dan 1 Cylinder liner) SO = Turbine Inspection (TO + Pemeriksaan seluruh Piston, Connecting rod dan Liner (pengukuran)) MO = Major Overhaul (TO + pembersihan seluruh liner, Silinder blok, pemeriksaan seluruh bantalan dan turbo charger). Kegiatan Pemeliharaan
69
LINGKUP PEMELIHARAAN PLTA
Lingkup Pemeliharaan
AI = Annual Inspection Pengecekan Turbine Guide Bearing, Trust bearing, pemeriksaan visual spiral casing dan runner) GI = General Inspection (AI + Pengecekan peralatan Bantu seperti uji kapasitas Lub oil dan cooling water pump) MO = Major Overhaul (Pemeriksaan menyeluruh peralatan utama Turbin dan Genertator dengan cara pull out turbin generator. Kegiatan Pemeliharaan
70
PENCAPAIAN 5S
Nilai 5S diambil dari penilaian lomba Housekeeping, Ketertiban, K3, dan Lingkungan yaitu kriteria Housekeeping (5S)
Program Unggulan 2012
Langkah Strategis 2013
1. 2. 3. 4.
Meningkatkan Reliability Management Meningkatkan Effisiensi Mesin Pembangkit Program Clean & No Leakage Implementasi Supply Chain Management untuk Optimalisasi stock gudang. 5. Peningkatan Utilisasi peralatan pembangkit melalui penerapan OEE.
Program kerja tahun 2013 1. 2. 3. 4. 5.
Integration Management System Pengelolaan Port Management secara profesional Implementasi dan Sertifikasi PAS 55 Penyelesaian & Implementasi Proses Bisnis Baru Reposisi Engineering Untuk Peningkatan Reliability PLTU UBOH 6. Penerapan Targeted Boiler Management pada seluruh PLTU & PLTGU 7. Gasifikasi Pembangkit thermal BBM (Priok, Grati,Semarang) 8. Pemanfaatan Part Non OEM dan Reverse Engineering.
Penambahan Pasokan Gas (I) • Perpanjangan pasokan gas untuk UBP Priok dari PGN sesuai surat perjanjian No.158.PJ/061/IP/2012 tanggal 16 Agustus 2012 berlaku mulai tanggal 1 September 2012 s.d tgl 31 Agustus 2013 • Perpanjangan fasilitas penyaluran gas (KKLM) sesuai Addendum surat perjanjian No.56.PJ/061/IP/2012 tanggal 5 Oktober 2012 berlaku mulai tanggal 28 September 2012 s.d 31 Agustus 2015. • Penugasan dari Pemegang Saham ttg Program CNG : a) CNG PLTGU Grati, pemenang tender PT Enviromate Technology International sesuai SKP tanggal 20 Oktober 2012. Pembahasan CDA dan kontrak dilaksanakan pada tanggal 11 Desember 2012.
Penambahan Pasokan Gas (II)
b)
Rencana pasokan gas ke UBPSMG tahun 2013 sebesar 50 BBTUD, direncanakan akan dibangun CNG Plant di PLTGU Tambak Lorok dengan target September 2013.
• Persiapan masuknya gas LNG dari NR ke Priok, sambil menunggu permanent tie-in yang rencana selesai Juli 2013, instalasi temporary tie-in estimasi selesai tanggal 19 Des 2012 (berdasarkan hasil rapat tanggal 11 Des 2012) dan sifatnya untuk back-up gas PHE ke Priok.
Realisasi Pemeliharaan 2012
Rencana Pemeliharaan 2013
ROADMAP
Transformation to AM & OM Excelent as well as Financial Growth 2015 2016
Long Run Sustainable Company 2017
Menuju Visi Perusahaan
Transformation to AM and O&M Excellence 2013 2014
Financial • Cost Reduction
• Gas pipa SMR • New Diesel Pesanggaran • Modifikasi unt perbaikan Eff. • Reduce Inventory Cost • Reloc. Idle Asset
• CNG Grati • CNG/LNG Bali • CNG Tb Lorok • Modfikasi unt. perbaikan Eff. • Reduce Inventory Cost • Reloc. Idle Asset
• Modifikasi unt perbaikan Eff. • Reduce Inventory Cost • Relocate Idle Asset
• Improve Srly Eff dgn Super critical Boiler • Reduce Inventory Cost • Relocate Idle Asset • Own Coal Mine
• New Ultra Critical Power Plant • Reduce Inventory Cost • Relocate Idle Asset • Own Coal Mine
• Sales Growth
8%
8%
10 %
10 %
12 %
• Penyelesaian Piutang
•
Pelayanan Pelanggan
EFOR & EAF top 10 % Asean, MB : Emerging Industry Leader, AM : 3,5
EFOR & EAF top 10 % Asean, MB: Emerging Industry Leader, AM = 3,75
EFOR & EAF top 25 % NERC, MB: Industry Leader, AM 3,9
EFOR & EAF top 25 % NERC, MB: Industry Leader, AM = 4,2
EFOR & EAF Top 10 % NERC, MB: Bench Mark Leader, AM 4,5
Proses Bisnis
10 % PP Pass 55, Proper Blue + 1 Gold, Zero Claim Insurance
50 % PP Pass 55, Proper Blue + 2 Gold, Zero Claim Insurance
75 % PP Pass 55, Proper Blue + 3 Gold, Zero Claim Ins.
100 % PP Pass 55, Proper Blue + 3 Gold, Zero Claim Insurance
100 % PP Pass 55, Proper Blue + 4 Gold, Zero Claim Insurance
Konversi Piutang menjadi Asset
Manajemen Operasi Laksanakan First line maintenance
Optimasi dan Evaluasi Kinerja Operasi
Manajemen Bahan Bakar
Koordinasi Operasi dengan P3B
Analisa Gap Terhadap RJPP
Akurasi Perencanaan & Plan Action 2013 Perbaikan Proses Bisnis
Persiapan Anggaran & Sumber daya
MIndset
Alert
Pelampauan Target Kinerja 2013
Kendali Kualitas BB
Kekuatan Eksekusi
Ketepatan Evaluasi Ide Perbaikan
Pemecahan Masalah
Tim Pendampi ngan & Reposisi UBH
Monitoring Kinerja Berbasis IT
Strategi Penyusunan Kegiatan Pemeliharaan & Investasi RKAP 2013
VISI/MISI,RJPP, RUPTL, FAKTOR INTERNAL & EKSTERNAL LAINNYA
Eksternal/Internal
Data History & Assesment
Pengadaan Mulai dokumen Hingga COD
Operasional Pemeliharaan Asset Wellnes
Sasaran Kinerja RKAP
Life Cycle
Proses Perizinan Evaluasi Kegiatan Periodic ( CSR, WPC DLL)
P2K3,
Pencapaian Target Proper
KAJIAN RISIKO
PROGRAM KERJA
Evaluasi CSR Survey risiko dan asuransi pembangkit
Kegiatan pemeliharaan Kegiatan Investasi Kegiatan Operasi
82
SASARAN Menjadi market leader di sistem kelistrikan Jawa Bali
Menuju WCS dengan O&M
Excellence
STRATEGI : 1. Mengembangkan pembangkit renewable energi dan pembangkit non BBM 2. Pemberdayaan pembangkit eksisting sebagai peaker, melalui diversifikasi energi 3. Meningkatkan kapasitas pembangkit melalui pengalihan asset PLN 4. Meningkatkan efisiensi biaya produksi STRATEGI : 1. Meningkatkan availability dan realibility pembangkit 2. Menyiapkan sumber daya & organisasi selaras dgn kebutuhan Perusahaan
3. Mengembangkan green power plant
Program Kerja Strategis
Program Kerja Strategis
83
SASARAN : Menuju WCS dengan O&M Excellence
84
ASSET MANAGEMENT
Manajemen Suplai Chain Integrasi proses pada SCM
Analisa : Kekritisan, Ketersediaan,Kemanfaatan
[Kriteria ABC]
Aktifkan Inventory Control
Revisi Sistem Kataloging Material
Kendali Indikator Proses SCM
RELIABILITY MANAGEMENT
Reliability Improvement Sequence SERP
FMEA
ENJINIRING
RCFA
RENDAL Task Identification Continuous Improvement
Baseline
EKSEKUTOR CR/PD/PM/OH
FDT
PM/PdM Proactive
Plan
Overhaul Task Execution
Schedule
Implement
Task Measurement
Manajemen Reliability
Tuntaskan Pendaftaran Ulang Aset Tuntaskan Laporan Baseline Pembangkit
Analisa : SERP; MPI ; FMEA; RCA
Hidupkan Reliability Based Optimization (RBO)
Komitmen dlm Perbaikan Berkelanjutan
AUTONOMOUS MAINTENANCE
Kebersihan, Keterlumasan, Kekencangan, Ketercemaran + PM, PaM
FAILURE MANAGEMENT Pro-Active Maintenance
PM, PdM PaM PM, PdM PaM PM, PdM PaM
Eliminate Failure Prevent Failure CM = Fixed it after break + PaM
Prevent + Predict Failure Predict Failure, Prevent Loss Prevent Bigger Loss
CM = Fixed it after break + PaM + Capital Inv
Maintenance Philosophy (Reliability by Design) Analyze & Review Failure Modes Analyze Failure Consequence (akibat) Analyze & Find Failure Cause Determine Failure Defense O&M Manual
Maintenance Philosophy (Reliability by Design) Analyze & Review Failure Modes Analyze Failure Consequence Analyze & Find Failure Cause Determine Failure Defense O&M Manual
Maintenance Philosophy Equipment in Operation Equipment Audit/ Assessment
Analyze & Review Failure Modes Analyze Failure Consequence Analyze & Find Failure Cause
Technology Adoption
Determine Failure Defense “New” O&M Manual
Life Cycle Management
WORK PLANNING & CONTROL
Manajemen WPC Jalankan Siklus Manajemen WPC Budayakan “Daily Activity”
Aktifkan Manajemen Patrol
Kendali Indikator Proses WPC
Manfaatkan ProHAR
Aliran Proses Dasar WPC *) Work Definition Scheduled work; PM, CBM, Corrective
Sustained Maintenance
Continuous Improvement Analysis
Work Scheduling
Work Planning
Work Complete
Close CloseOut: Out:Conditions Conditionsfound, found,Components Componentsaffected, affected, Work accomplished, Notes for future repairs Work accomplished, Notes for future repairs
*) Asset Management Handbook John S. Mitchel
Work Execution
Emergency, schedule break, reactive repairs
Work Planning and Control Flow 0.0 Work Planning & Control Overview
Defining Required Maintenance Tasks Identify Ad-Hoc Maintenance Tasks 1 Report Faults Fault Reporting Procedure
Executing Maintenance Tasks
Capturing Maintenance History
Non-tactical Maintenance
Continuous Improvement 13 Identify Maintenance Optimisation Opportunities
2 Operator Repair First Line Maint. Procedure
· Incident Log · Observations
14 Maintenance Optimisation Problem Solving Procedure
3 Emergency Repair Emergency Maint. Procedure
12 Close-Out Work Order Close-out Procedure
Tactical Maintenance 5 Operator Checks Daily Routine Checks
Planning Inputs:
· Planned Maintenance Schedules · Unscheduled Work Orders (from PM, PDM feedback) · Outstanding Work Orders · Backlog (of scheduled Work Orders) · Production Demand (Ops Plan) 4 Plan & Schedule Jobs Planning Procedure
Outputs: · · · · · · · · · ·
Ops Plan 5 yr plan 1 yr plan 3 month plan Weekly plan Opportunity Planning Overhaul Planning Workload smoothing Resource planning Etc.
6 Do PM Maintenance Preventative Maint. Procedure 7 Do Predictive Maintenance Predictive Maint. Procedure
8 Repair by UHAR UHAR Repair Procedure
9 Repair by Contractor Contractor Repair Procedure 10 Overhaul Unit (UHAR) Unit Overhaul. Procedure 11 Do Corrective Maintenance Corrective Maint. Procedure
Improving Maintenance
MIMS
15 Update MIMS
16 Performance Monitoring KPI Monitoring Procedure
17 Engineering Change Management
Maintenance Mix ( % ) Ratio Tactical vs Non Tactical Maintenance Budget 2011
Ratio Tactical vs Non Tactical Maintenance Budget 2012
5.88 16.97
83.03 94.12
Maintenance Mix Based On WO Maximo
18.51% PM CM 81.49%
LIFE CYCLE ENGINEERING
Maintenance Philosophy Equipment in Operation Equipment Audit/ Assessment
Analyze & Review Failure Modes Analyze Failure Consequence
COST AND BENEFIT
Analyze & Find Failure Cause
Technology Adoption
Determine Failure Defense EXPECTED LIFE
Maturity Levels Framework
Business
Practices
BP 1 BP 2 BP 3 BP 4 BP x
KPI 1 Key Performance KPI 2 KPI 3 Indicators
1 2
3
KPI y
5 Maturity levels
4 5
PLANT EFFICIENCY MANAGEMENT
Manajemen Effisiensi Tuntaskan Laporan Baseline Pembangkit
Hidupkan Proses Pemodelan & Simulasi
Budayakan Proses Green Power Plant
Kendali Indikator Proses Manajemen Effisien
Efficiency Improvement Process · Improve efficiency
Efficiency Modeling
Instrument Verification
Physical Examination Verification
Performance Monitoring
· Reduce environ mental emision · Reduce plant operation cost
IPMT&DP
Efficiency Improvement • The results of this study are based on a multi-step process that considers: • Thermodynamic performance (Plant Thermal Efficiency) • Equipment design, selection, and pricing (EPC basis) • Economic Analysis (Cost of Electricity)
Perbandingan Efisisensi Type boiler berbeda
Pemantauan Heat Balance
Metode Efficiency Improvement
Dampak Efficiency Improvement
