Menuju Operation & Maintenance Excellence PT. INDONESIA POWER

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

Quality OEE PLTU Suralaya 1-4 -41,26% 100,00 0,00 0,00 4,44 4,88 2,74 0,30 0,00 0,00 0,00 2,32 3,48 81,84 0,03-18,16% 8,53 10,32 62,96 4,21 58,74 Availabilty Performance TheoreticaInability to Downtime l output meet maximum load due to lack of fuel (Derating Permanent Planne d Outage (PO) MaintenancUnplanne e Outage d (MO) downtme (FOD) Unplanne d external downtime (FOL) Unplanne d Force Mayor downtime (FOFM) Outage Slip (PE, ME) Reduced Maintenanc Force load due e Derated to human Derated(MD (FD) evaluation ) (PD) Capacit y for sale Rampin g up Reserve s (stoppet due to lack of demand) Unit not called for full load Realised Internal Sold power ConsumptioProductio productio n n n

Quality 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 95,20 0,66 1,28-4,80% 11,12 82,14 3,83 78,32 Availabilty Performance TheoreticaInability to Downtime l output meet due to maximum lack of load fuel (Derating Permanent Planne d Outage (PO) MaintenancUnplanne e Outage d (MO) downtme (FOD) Unplanne d external downtime (FOL) Unplanne d Force Mayor downtime (FOFM) Outage Slip (PE, ME) Reduced Maintenanc Force load due e Derated to human Derated(MD (FD) evaluation ) (PD) Capacit y for sale Rampin g up Reserve s (stoppet due to lack of demand) Unit not called for full load Realised Internal Sold power ConsumptioProductio productio n n n

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

100.0 95.0 90.0 85.0 80.0 EAF PLTU Batu Bara vs NERC SLA 2011 = 95% SLA sd Nov 81.9 2012 = 88.7% Top 25 % 88.7 Top 10 % 95.0 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 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 PGT 100 90 80 Priok PLTGU PGT Priok PLTGU EAF Top 10% Top 25% Top 50% 70 60 2011 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 15 10 EFOR Top 10% Top 25% 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 100.5 EAF PLTA - NERC PLTA MRC PLTA SGL 80.5 60.5 SGL 2011 sd Nov 2012 40.5 EAF Top 10% TOP 25% TOP 50% 20.5 0.5-19.5

50.95 51.96 54.46 68.76 72.38 75.43 79.97 82.93 84.91 86.81 88.62 90.02 90.85 91.59 92.17 92.91 93.49 94.06 94.56 95.05 95.55 95.88 96.29 96.46 96.7 97.03 97.28 97.61 97.86 98.1 98.27 98.52 98.76 99.01 99.26 99.51 EFOR PLTA EFOR PLTA 70 60 50 40 30 20 10 0

EAF PLTP EAF PLTP 100 95 95 96 96.13 96.48 97 98 99 92 EAF PLTP Top 10% 90 Top 25% 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 3.00 EFOR PLTP 3.00 2011 2.50 Sd Nov 2012 2.00 2.00 1.50 1.00 0.50 0.29 0.36 1.00 TOP 95%, EFOR dibawah 1.00 0.00 4.35 8.7 21.74 52.17 56.35

EAF PLTG 84.73 88.57 88.25 91.97 94.43 99.84 99.96-19.50 0.50 20.50 40.50 60.50 80.50 100.50 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-M top 10% 97.82 top 25% 95.50 PLTG SMG BLI PGT PGT PLTG PLTG

EFOR PLTG-M -19.5 0.5 20.5 40.5 60.5 80.5 100.5 6.26 7.87 7.75 8.30 11.77 14.00 15.80 20.04 22.06 24.92 27.47 29.8 31.92 33.83 35.84 37.01 38.6 39.87 41.68 43.9 45.39 46.77 48.46 49.42 50.37 51.64 55.04 55.89 57.26 58.96 59.7 60.76 62.57 64.9 66.28 67.23 69.03 71.37 73.17 74.34 75.5 76.56 78.05 79.75 81.55 82.5 86.53 89.61 94.91 100 EFOR PLTG-M

EAF PT. Indonesia Power EAF PT IP 92.2 92 91.8 91.6 91.4 92.2 EAF PT IP 91.2 91 90.8 91.09 90.6 90.4 2011 sd Nov 12

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 o o o o Reliability Basis Condition Management Risk Management Work Management 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) Major Repair History Risk Profiles Risk for each component and how it changes with time. Insurance & Code Req. Long Term Condition Assessment Inspection Reports Life &Age Expectancy Staff Experience MTBF Outage Documentation Current & Future Operating Targets

Interval dan Durasi Overhaul Pembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA) PLTA SIKLUS INTERVAL (JAM) DURASI (HARI) SAGULING AREA 1&2 PBS AREA 3 AI-GI-MO AI-GI-MO AI-GI-MO AI-GI-MO AI = Annually AI = 10-15 GI = 25.000-30.000 GI = 7-12 MO = 40.000-45.000 MO = 35-45 AI = Annually AI = 4-6 GI = 25.000-30.000 GI = 7-12 MO = 40.000-45.000 MO = 35-45 AI = Annually AI = 5-6 GI = 25.000-30.000 GI = 8-12 MO = Condition Base MO = 60-70 AI = Annually AI = 4-6 GI = 25.000-30.000 GI = 7-12 MO = Condition Base MO = 35-45

Interval dan Durasi Overhaul Turbin Uap PLTU/STG SIKLUS INTERVAL (JAM) DURASI (HARI) SURALAYA (PLTU) SI-ME-SI-SE 14.000-16.000 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 PLTP SI-SI-MI 16.000-18.000 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 Bali PRIOK DURASI (HARI) MIERLESS HSD = 5000-6000 TO = 21-30 TO-SO-TO-MO MFO = 3000-4000 SO = 30-45 MO = 40-50 SWD HSD = 5000-6000 TO = 21-30 TO - SO - MO MFO = 3000-4000 SO = 30-45 MO = 40-50 TO - SO - TO - MO HSD = 5000-6000 TO = 21-30 SO = 30-45 MO = 40-50

Interval & Durasi Overhaul Turbin Gas WH SIKLUS INTERVAL (JAM) SEMARANG (CILACAP) BALI PRIOK CI-HGPI-CI-MI CI-HGPI-CI-MI CI-HGPI-CI-MI MAX START DURASI (HARI) OH= 3000-4000 (HSD) 400 CI = 5 OH= 5000-6000 (GAS) 400 HGPI = 26-28 MI = 50-55 OH= 3000-4000 (HSD) 300 CI = 7-9 OH= 5000-6000 (GAS) 300 HGPI = 26-30 OH= 2400-3000 (HSD) 300 MI = 45-50 CI = 10-12 HGPI = 22 MI = 40-45

Interval & Durasi Overhaul Turbin Gas ALSTHOM SIKLUS INTERVAL (JAM) MAX START DURASI (HARI) OH= 3000-4000 (HSD) 300 CI = 7-9 BALI CI-HGPI-CI-MI OH= 5000-6000 (GAS) 375 HGPI = 29-30 (ALSTHOM ATLANTIQUE) MI = 45-50 OH= 3000-4000 (HSD) 300 CI = 4-5 SEMARANG CI-HGPI-CI-MI OH= 5000-6000 (GAS) 300 HGPI = 28 (SUNYARAGI) MI = 45-55 F5 GE SIKLUS INTERVAL (JAM) MAX START DURASI (HARI) CI-HGPI-CI-MI OH= 3000-4000 (HSD) - CI = 7-9 BALI OH= 5000-6000 (GAS) - HGPI = 26-30 MI =40-45 F7 GE SIKLUS INTERVAL (JAM) MAX DURASI (HARI) BALI CI-CI-CI-HGPI-CI- CI-CI-MI F9 GE SIKLUS INTERVAL (JAM) SEMARANG (T LOROK CI-HGPI-CI-MI START OH= 3000-4000 (HSD) 300 CI = 7-9 OH= 5000-6000 (GAS) 375 HGPI = 29-30 MI =48-50 MAX START DURASI (HARI) OH= 3000-4000 (HSD) CI = 5-9 OH= 5000-6000 (HSD) 400 HGPI = 29-30 OH= 5000-6000 (GAS) 400 MI =45-55

Interval & Durasi Overhaul Turbin Gas ABB 13E2 SIKLUS INTERVAL (JAM) MAX START DURASI (HARI) BALI A-B-A-C EOH = 6000-7000 (HSD) - A = 8-9 EOH = 7000-8000 (GAS) - B = 12-14 ABB 13E1 SIKLUS INTERVAL (JAM) MAX START DURASI (HARI) PRIOK C-B-B-C EOH = 7000-8000 (HSD) - B= 8-14 EOH = 7000-8000 (GAS) - C = 40-45 MHI MW 701 D SIKLUS INTERVAL (JAM) MAX START DURASI (HARI) EOH = 7500-8500 (HSD) - CI = 7-10 GRATI CI-TI-CI-MI EOH = 8000-9000 (GAS) - TI=22-25 EOH = 7500-8500 (HSD + GAS) MI = 35-45

Lingkup Pemeliharaan LINGKUP PEMELIHARAAN PLTU SI = Simple inspection (Last LP Turbine blade, Main Stop Valve, Main Control Valve dan Electro hydraulic Control) ME = medium inspection (SI + Open Upper Casing Turbine, Bearing) SE = Serious Inspection ( SE + Dismantling & Inspection Steam Turbine Rotor) 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 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 Mitsubishi CI = Combustion Inspection TI = Hot Gas Part Inspection MI = Major Inspection Pruduk Alstom TA = Combustion Inspection TB = Hot Gas Part Inspection TC = Major Inspection 67

Lingkup Pemeliharaan LINGKUP PEMELIHARAAN PLTGU 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 LINGKUP PEMELIHARAAN PLTD TO = Top Inspection (Pemeriksaan Cilider head, 1 bearing, 1 piston dan 1 Cylinder liner) SO = Turbine Inspection (TO + Pemeriksaan seluruh Piston, Connecting rod dan Liner (pengukuran)) MO = Major Overhaul (TO + pembersihan seluruh liner, Silinder blok, pemeriksaan seluruh bantalan dan turbo charger). Kegiatan Pemeliharaan 69

Lingkup Pemeliharaan LINGKUP PEMELIHARAAN PLTA AI = Annual Inspection Pengecekan Turbine Guide Bearing, Trust bearing, pemeriksaan visual spiral casing dan runner) GI = General Inspection (AI + Pengecekan peralatan Bantu seperti uji kapasitas Lub oil dan cooling water pump) MO = Major Overhaul (Pemeriksaan menyeluruh peralatan utama Turbin dan Genertator dengan cara pull out turbin generator. Kegiatan Pemeliharaan 70

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

Program Unggulan 2012

Langkah Strategis 2013 1. Meningkatkan Reliability Management 2. Meningkatkan Effisiensi Mesin Pembangkit 3. Program Clean & No Leakage 4. Implementasi Supply Chain Management untuk Optimalisasi stock gudang. 5. Peningkatan Utilisasi peralatan pembangkit melalui penerapan OEE.

Program kerja tahun 2013 1. Integration Management System 2. Pengelolaan Port Management secara profesional 3. Implementasi dan Sertifikasi PAS 55 4. Penyelesaian & Implementasi Proses Bisnis Baru 5. 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 Menuju Visi Perusahaan Financial Cost Reduction Transformation to AM & OM Excelent as well as Financial Growth Long Run Sustainable Company Transformation to AM and O&M Excellence 2013 2014 2015 2016 2017 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 Sales Growth 8 % 8 % 10 % 10 % 12 % Penyelesaian Piutang Pelayanan Pelanggan Proses Bisnis Konversi Piutang menjadi Asset EFOR & EAF top 10 % Asean, MB : Emerging Industry Leader, AM : 3,5 10 % PP Pass 55, Proper Blue + 1 Gold, Zero Claim Insurance EFOR & EAF top 10 % Asean, MB: Emerging Industry Leader, AM = 3,75 50 % PP Pass 55, Proper Blue + 2 Gold, Zero Claim Insurance EFOR & EAF top 25 % NERC, MB: Industry Leader, AM 3,9 75 % PP Pass 55, Proper Blue + 3 Gold, Zero Claim Ins. EFOR & EAF top 25 % NERC, MB: Industry Leader, AM = 4,2 100 % PP Pass 55, Proper Blue + 3 Gold, Zero Claim Insurance New Ultra Critical Power Plant Reduce Inventory Cost Relocate Idle Asset Own Coal Mine EFOR & EAF Top 10 % NERC, MB: Bench Mark Leader, AM 4,5 100 % PP Pass 55, Proper Blue + 4 Gold, Zero Claim Insurance

Manajemen Operasi Laksanakan First line maintenance Optimasi dan Evaluasi Kinerja Operasi Manajemen Bahan Bakar Koordinasi Operasi dengan P3B

Analisa Gap Terhadap RJPP Perbaikan Proses Bisnis Akurasi Perencanaan & Plan Action 2013 Persiapan Anggaran & Sumber daya MIndset Alert Ketepatan Evaluasi Pelampauan Target Kinerja 2013 Kendali Kualitas BB Kekuatan Eksekusi Monitoring Kinerja Berbasis IT Ide Perbaikan Pemecahan Masalah Tim Pendampi ngan & Reposisi UBH

Strategi Penyusunan Kegiatan Pemeliharaan & Investasi RKAP 2013 Data History & Assesment Operasional Pemeliharaan Asset Wellnes Life Cycle VISI/MISI,RJPP, RUPTL, FAKTOR INTERNAL & EKSTERNAL LAINNYA Sasaran Kinerja RKAP KAJIAN RISIKO PROGRAM KERJA Proses Perizinan Eksternal/Internal Pengadaan Mulai dokumen Hingga COD Evaluasi Kegiatan Periodic ( CSR, WPC DLL) Pencapaian Target Proper Evaluasi CSR Survey risiko dan asuransi pembangkit P2K3, Kegiatan pemeliharaan Kegiatan Investasi Kegiatan Operasi 82

SASARAN Menjadi market leader di sistem kelistrikan Jawa Bali STRATEGI : 1. Mengembangkan pembangkit renewable energi dan pembangkit non BBM 2. Pemberdayaan pembangkit eksisting sebagai peaker, melalui diversifikasi energi 3. Meningkatkan kapasitas pembangkit melalui pengalihan asset PLN 4. Meningkatkan efisiensi biaya produksi Program Kerja Strategis Menuju WCS dengan O&M Excellence STRATEGI : 1. Meningkatkan availability dan realibility pembangkit 2. Menyiapkan sumber daya & organisasi selaras dgn kebutuhan Perusahaan 3. Mengembangkan green power plant 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

Continuous Improvement Reliability Improvement Sequence SERP Baseline FMEA FDT RCFA Task Identification ENJINIRING RENDAL EKSEKUTOR CR/PD/PM/OH PM/PdM Proactive Overhaul Plan Schedule Implement Task Measurement Task Execution

Manajemen Reliability Tuntaskan Pendaftaran Ulang Aset Tuntaskan Laporan Baseline Pembangkit Analisa : SERP; MPI ; FMEA; RCA Hidupkan Reliability Based Optimization (RBO) Komitmen dlm Perbaikan Berkelanjutan

Kebersihan, Keterlumasan, Kekencangan, Ketercemaran + PM, PaM Eliminate Failure AUTONOMOUS MAINTENANCE PM, PdM PaM PM, PdM PaM FAILURE MANAGEMENT PM, PdM PaM Pro-Active Maintenance Prevent Failure Prevent + Predict Failure CM = Fixed it after break + PaM 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 *) Scheduled work; PM, CBM, Corrective Work Definition Continuous Improvement Work Planning Work Scheduling Sustained Maintenance Analysis Work Complete Work Execution Close Close Out: Out: Conditions Conditions found, found, Components Components affected, affected, Work Work accomplished, accomplished, Notes Notes for for future future repairs repairs Emergency, schedule break, reactive repairs *) Asset Management Handbook John S. Mitchel

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 Non-tactical Maintenance 2 Operator Repair First Line Maint. Procedure Capturing Maintenance History Improving Maintenance Continuous Improvement 13 Identify Maintenance Optimisation Opportunities Incident Log Observations 3 Emergency Repair Emergency Maint. Procedure 14 Maintenance Optimisation Problem Solving Procedure Tactical Maintenance 12 Close-Out Work Order Close-out Procedure MIMS 15 Update MIMS 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. 5 Operator Checks Daily Routine Checks 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 16 Performance Monitoring KPI Monitoring Procedure 17 Engineering Change Management

Maintenance Mix ( % ) Ratio Tactical vs Non Tactical Maintenance Budget 2011 16.97 Ratio Tactical vs Non Tactical Maintenance Budget 2012 5.88 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 Key Performance Indicators BP 1 BP 2 BP 3 BP 4 BP x KPI 1 KPI 2 KPI 3 KPI y 1 2 3 4 5 5 Maturity levels

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