ファイナルレポート要約 - jicano. インドネシア共和国...

No.

インドネシア共和国

エネルギー鉱物資源省

イインンドドネネシシアア国国ジジャャワワ・・ババリリ地地域域発発電電設設備備運運用用改改善善計計画画調調査査

フファァイイナナルルレレポポーートト

－－要要約約－－

平平成成 1188 年年 1111 月月 (2006)

独立行政法人国際協力機構（JICA）

委託先

株式会社ニュージェック関西電力株式会社

経済

J R

06-126

序文

日本国政府は、インドネシア国政府の要請に基づき、同国のジャワ・バリ地域発電設備運用改

善計画調査を行うことを決定し、独立行政法人国際協力機構がこの調査を実施しました。

当機構は平成 17 年 11 月から平成 18 年 10 月までの間、5 回にわたり株式会社ニュージェック

の松田康治氏を団長とし、同社と関西電力株式会社の団員から構成される調査団を現地に派遣し

ました。

調査団はインドネシア国政府及び国有電力会社関係者との協議を行うとともに、現地調査を実

施し、帰国後の国内作業を経て、ここに本報告書完成の運びとなりました。

この報告書がインドネシア国発電設備の運用改善に寄与するとともに、両国の友好親善の一層

の発展に役立つことを願うものです。

終わりに、調査のご協力とご支援をいただいた関係者各位に対し、心から感謝申し上げます。

平成 18 年 11 月

独立行政法人国際協力機構

理事伊沢正

平成 18 年 11 月独立行政法人国際協力機構理事伊沢正殿

伝達状

「インドネシア国ジャワ・バリ地域発電設備運用改善計画調査」報告書をここに提出いたしま

す。本調査は、貴機構との契約に基づき、株式会社ニュージェック及び関西電力株式会社が平成

17 年 10 月から平成 18 年 11 月まで実施して参りました。

本調査では、ジャワ・バリ地域における短期・中期的電力需要に対応するために同地域の 16 箇

所の既設発電設備の設備面及び運転・維持管理面に係る改善計画を策定しました。設備面に関し

ては昨今の燃料油の高騰を鑑みて、既設発電所の統廃合を含む出力増強計画を策定しました。ま

た、運転・維持管理面では既設発電所の事故原因を分析し、インドネシア国の現状を踏まえた上

で事故防止に有効な改善策を提言しました。さらに、既設発電設備の効率的な運転及び適切な維

持管理を行うために、余寿命診断に係る技術移転を実施しました。

私どもは、これらの提言が実施されることで、ジャワ・バリ地域の電力供給の信頼性が向上し、

ひいては同地域の電力需給逼迫解消に貢献することを心より願うものであります。

最後に、今回の調査の中で多くのご指導、ご支援を賜りました貴機構、外務省ならびに経済産

業省各位に深く感謝申し上げます。また、調査遂行にあたり、ご協力、ご支援を頂いたインドネ

シア国エネルギー鉱物資源省、国有電力会社 (PT PLN (Persero))、インドネシアパワー社、PJB 社、

並びに各発電所の方々に心から感謝申し上げます。

インドネシア国

ジャワ・バリ地域発電設備運用改善計画調査

総括松田康治

インドネシア国ジャワ・バリ地域発電設備運用改善計画調査

略語集 Abbreviation Full Description in English (Indonesian)

BAPPENAS National Development Planning Agency (Badan Perencanaan Pembanguanan Nasional)

MEMR Ministry of Energy and Mineral Resources

BPMIGAS Executive Agency for Upstream Oil and Gas Business Activity (Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak Dan Gas Bumi)

PLN Indonesia Electricity Corporation (Perusahaan Umum Listrik Negara PERSERO)

PJB PLN Java Bali Power Company (PT Pembangkitan Jawa-Bali)

IP Indonesia Power

UBP Generation Business Unit (Unit Busnis Pembangkitan)

P3B Jawa Bali Transmission and Load Dispatching Center (Penyaluran Dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali)

LITBANG PLN Research and Development Center for Electricity (PT PLN Penelitian dan Pengembangan Ketenagalistrikan)

METI Ministry of Economy, Trade and Industry

WB World Bank

ADB Asian Development Bank

JBIC Japan Bank for International Cooperation

JICA Japan International Cooperation Agency

MHI Mitsubishi Heavy Industries

MELCO Mitsubishi Electric Corporation

BP British Petroleum

IPP Independent Power Producer

HHV High Heat Value

LHV Low Heat Value

MFO Marine Fuel Oil

HSD High Speed Diesel Oil

NG Natural Gas

LNG Liquid Natural Gas

Rp. Indonesian monetary unit (1 US$ = 9,000 Rp. in 2005)

RLA Remaining Life Assessment

PLTD Diesel Power Plant

PLTU Steam Power Plant

PLTG Gas Turbine Power Plant

PLTA Hydro Power Plant

PLTP Geothermal Power Plant

PLTGU Combined Cycle Power Plant

BLK Block

SH Super Heater

RH Re-heater

WW Water Wall

HRSG Heat Recovery Steam Generator

- i - ファイナルレポート＜要約＞


Abbreviation Full Description in English (Indonesian)

TIT Turbine Inlet Temperature

HP High Pressure

IP Intermediate Pressure

LP Low Pressure

AH Air Heater

BFP Boiler Feed Water Pump

CWP Circulating Water Pump or Cooling Water Pump

I & C Instrumentation and Control

De-NOx Denitration

De-SOx Desulfurization

SCADA Sequential Control and data Acquisition System

AVR Automatic Voltage Control System

CB Circuit Breaker

GOV Governor

LFC Load Frequency Control

CDF Computer Fluid Dynamics

CBM Condition Based Maintenance

GIB Gas Insulated Busbar

GIS Gas Insulated Switchgear

EIRR Economic Internal Rate of Return

FIRR Financial Internal Rate of Return

EIA/AMDAL Environmental Impact Assessment

ANDAL Environmental Impact Analysis

KA – ANDAL Environmental Impact Analysis Term of Reference

RKL / UKL Environmental Management Plan

RPL / UPL Environmental Monitoring Plan

WSS Weekly Start and Stop

DSS Daily Start and Stop

SH Service Hours

POH Planned Outage Hours

MOH Maintenance Outage Hours

RSH Reserve Shutdown Hours

FOH Forced Outage Hours

FOH(D) Forced Outage Hours caused by power station

FOH (L) Forced Outage Hours caused by power grid system

AI Annual Inspection

GI General Inspection

MO Major Overhaul

ファイナルレポート＜要約＞ - ii -


単位表 Abbreviation Unit

VA Volt-ampere

MVA Mega-volt-ampere

kW Kilowatt

MW Megawatt

kWh Kilowatt-hour ( 1 kWh = 860 kcal) (1 kcal = 3.968 BTU)

MWh Megawatt-hour

GWh Gigawatt-hour

mmscfd Million Standard Cubic Feet per Day

MSCF 103 Standard Cubic Feet (M = 103)

MMSCF 106 Standard Cubic Feet (MM = 106)

MMBTU 106 British Thermal Unit (MM = 106)

bbl Barrel (1 bbl = 159 litter)

参考文献

(1) 鉱工業プロジェクト形成基礎調査「インドネシア国ジャワ・バリ地域電力設備運用改善計画

調査報告書」、平成 15 年 9 月、国際協力事業団鉱工業開発調査部

(2) 「インドネシア国ジャワ・バリ地域発電設備改善計画調査（予備調査）現地調査報告」、平

成 17 年 6 月 29 日、独立行政法人国際協力機構経済開発部

(3) 「海外経済協力業務実施方針（平成 17 年 4 月 1 日～平成 20 年 3 月 31 日）」、平成 17 年 4 月、

国際協力銀行

(4) 「円借款案件事後評価報告書 1999 （インドネシア国グレシック火力発電所３，４号機ガ

ス化改造事業）」、国際協力銀行

(5) 「円借款案件事後評価報告書 2002 （インドネシア国タンジュンプリオク火力発電所３，

４号機改修事業）」、国際協力銀行

(6) 平成 16 年度環境省委託事業「平成 16 年度 CDM／JI 事業調査報告書（インドネシアにおけ

る廃棄物処分場バイオガス回収有効利用調査）」、2004 年、鹿島建設㈱・八千代エンジニアリ

ング㈱

(7) “Policy Working Paper 2438 (Measurements of Poverty in Indonesia 1996, 1999, and Beyond)”, 2000, The World Bank

- iii - ファイナルレポート＜要約＞


ファイナルレポート＜要約＞ - iv -

目次

1. まえがき.................................................................................................................................. 1 1.1. 調査の背景 .................................................................................................................................... 1 1.2. 調査の目的 .................................................................................................................................... 2 1.3. 調査の対象地域と調査内容 ........................................................................................................ 2

2. インドネシア国及びジャワ・バリ地域における現状把握 ............................................................. 4 2.1. 電力開発計画の確認 .................................................................................................................... 4 2.2. 燃料供給計画の確認 .................................................................................................................... 8 2.3. PLN 及び発電会社の財務状況の確認...................................................................................... 10 2.4. 技術移転に関する情報収集・整理 .......................................................................................... 11 2.5. JBIC 輸出金融プロジェクトの状況 ......................................................................................... 12 2.6. 電力セクターに係る環境規制の確認 ...................................................................................... 13

3. 既存電力設備のレビュー ....................................................................................................... 15 3.1. 既設電力設備の設備面に係る現状および課題の確認 .......................................................... 15 3.2. 既設発電設備の運転・維持管理面に係る現状および課題の確認 ...................................... 27 3.3. 既設送変電設備の現状と課題の確認及び改善に関する提言 .............................................. 38

4. 既設発電設備の設備面に係る改修計画................................................................................. 40 4.1. 火力発電所 .................................................................................................................................. 40 4.2. 水力発電所 .................................................................................................................................. 63

5. 既設発電設備の運転・維持管理面に係る改善計画 ................................................................ 65 5.1. 運転・保守能力の改善に向けて .............................................................................................. 65 5.2. 火力発電所 .................................................................................................................................. 66 5.3. 水力発電所 .................................................................................................................................. 78 5.4. 日本の公共電力会社の関係規則 .............................................................................................. 79 5.5. 火力発電所設備維持管理に関するマネジメント計画及びガイドライン .......................... 81 5.6. 水力発電所設備運転維持管理に関するマネジメント計画およびガイドライン............... 84

6. 技術移転 .............................................................................................................................. 87 6.1. 火力発電所 .................................................................................................................................. 87 6.2. 水力発電所 .................................................................................................................................. 91

7. 結論・提言............................................................................................................................. 93 7.1. 結論 ...................................................................................................................................... 93 7.2. 提言 ...................................................................................................................................... 96


1. まえがき 1.1. 調査の背景

インドネシア国の電力需要は、1997 年の経済危機の回復に伴い着実な増加傾向を示してい

るが、市民生活・産業に不可欠な電力供給体制が不十分であり、経済再生のネックになっ

ている。そのため、JICA は 2001 年から 2002 年にかけて、ジャワ・バリ系統に対する適

電源開発計画を策定する開発調査（「適電源開発のための電力セクター調査」）を実施し、

同系統における電力安定供給のために、短期的な電力危機への対応策及び中長期的な計画

を広範な分野にわたり提言したが、特にジャワ・バリ系統では早ければ 2004 年に運転中予

備力が不足することが予測されており、提言に基づく具体的な対策を緊急に実施すること

が求められていた。上記を受け JICA は、2003 年 6 月に「鉱工業プロジェクト形成基礎調査（インドネシア国

ジャワ・バリ地域電力設備運用改善計画調査）」を実施し、上記開発調査の中で電力危機へ

の短期的な対策のひとつとして提言されている既設電力設備の運用効率改善についてのさ

らなる現況調査・課題の抽出を行い、現地関係機関と協議して、本分野に係る開発調査実

施の必要性を確認した上で具体的な案件形成を行った。その内容については、エネルギー

鉱物資源省 (MEMR) および国営電力公社 (PLN) と合意の上、2003 年 7 月 3 日に締結した

M/M に、とりまとめられている。その後、上記プロ形調査の結果を受け、インドネシア国

政府は、平成 16 年度実施案件として日本政府に対し 2004 年 7 月 23 日に標記開発調査を要

請して、本開発調査は平成 17 年度に実施することとして採択された。なお、上記プロ形調査を実施した時点で予想されたジャワ・バリ地域における電力需給の

逼迫については、2003 年 7 月までに実施された段階的電気料金の値上げおよび PLN による

新規需要家の接続制限等の需要抑制の効果により、想定された需要を下回り 2004 年には、

回避することができた。他方、2005 年に入ると需要は再び増大傾向となり、4 月時点で大電力を更新する一方、

経済危機以降、1 つの火力発電設備の増設 (Muara Tawar Gas Turbine : 858 MW) 以外、現在

まで電源設備が増強されていない。その結果、2005 年 4 月以降、旺盛な需要に対してほぼ

全ての平日中、供給力不足あるいは適正供給予備力不足の状況が生じ、ピーク時には大口

需要家の強制的な需要制限を行わざるを得ない状況となり、懸念された需給逼迫の状況が

現実化している。 2006 年にはいくつかの新規電源が稼動予定であるが、石油・ガスの国内生産量の低減と需

要の増加から、今後の電源用燃料の安定的確保について不安が生じている。また、送電線

等の増設計画が用地問題で難航していることから、新規電源が投入されても、電力の需給

関係は予断を許さない状況が継続すると想定さることから、既設発電設備の運用改善につ

いて調査を実施することは有効であると考えられる。

- 1 - ファイナルレポート＜要約＞


1.2. 調査の目的

本調査は、上記の背景を踏まえ、ジャワ・バリ地域における短期・中期的電力需要に対応

するために、同地域における既設発電設備の運用改善計画を策定するとともに、既設発電

設備の効率的な運転及び適切な維持管理を行うための技術移転を行うことを目的とする。 1.3. 調査の対象地域と調査内容

1.3.1. 調査対象地域

調査対象発電所は下表に示すジャワ・バリ地域に属する以下の 16 発電所とする。また、調

査対象発電所の位置を下図に示す。

Table 1.2-1 Objective Sixteen (16) Power Stations Owner Power Station Type Fuel Total Output (MW)

Suralaya Conventional Coal 400 MW × 4, 600 MW × 3 3,400Conventional MFO 50 MW × 2

C.C. Gas/HSD (130 MW × 3 + 200 MW) × 2 BL. Tanjung Priok

Gas Turbine Gas/HSD 26 MW × 2 1,430Conventional MFO 50 MW × 2 + 200 MW Tambak Lorok

C.C. Gas/HSD (109.65 MW × 3 + 188 MW) × 2 BL. 1,334C.C. Gas/HSD 100.75 MW × 3 + 159.58 MW Grati

Gas Turbine HSD 100.75 MW × 3 764Perak Conventional MFO 50 MW × 2 100

Gas Turbine HSD 21.35 + 20.10 + 42.00 × 2 Pesanggaran Diesel HSD 9 units Total 65.68 MW 201

Gilimanuk Gas Turbine HSD 133.8 MW 134Pemaron C.C. HSD 48.8 MW × 2 + 48.4 MW 150Saguling Hydro － 175.18 MW × 4 700.72

IP

Soedirman Hydro － 60.30 × 3 180.9Conventional Gas/MFO 100 MW × 3 + 200 MW × 2 Muara Karang

C.C. Gas/HSD 107.86 MW × 3 + 185.10 MW 1,209Conventional Gas/MFO 100 MW × 2 + 200 MW × 2 Gresik

C.C. Gas/HSD (112.45 MW×3 + 188.91 MW) × 3 BL. 2,239Paiton Conventional Coal 400 MW × 2 800Muara Tawar C.C. Gas/HSD 140 MW × 5 + 220 MW 920Cirata Hydro － 126 MW × 8 1,008

PJB

Sutami Hydro － 35 MW × 3 105

Note: HSD means High Speed Diesel Oil, MFO means Marine Fuel Oil. C.C. means Combined Cycle.

ファイナルレポート＜要約＞ - 2 -


(as of Nov.2005)

Figure 1.2-1 Location of Objective Power Station and 500kV Transmission Line 1.3.2. 調査業務の内容

本調査は、インドネシア国ジャワ・バリ地域における電力需給逼迫の原因として挙げられ

る、発電設備容量（定格：約 19,500 MW）と供給可能容量（約 14,500 MW）との間に存在

する約 5,000 MW の差（発電設備容量の 26%）に注目し、この差を小さくするために、既

設発電設備の設備面および運転・維持管理面に係る現状を調査・分析し、改善策を検討の

上、運用改善計画を策定するものである。調査業務は、以下の内容から構成される。 ① 対象地域における電力事情の確認 ② 既設電力設備の設備面に係る現状及び課題の確認 ③ 既設発電設備の運転・維持管理面に係る現状及び課題の確認 ④ 既設発電設備の設備面に係る課題の分析・改善策の検討 ⑤ 既設発電設備の運転・維持管理面に係る課題の分析・改善策の検討 ⑥ 既設発電設備の運転・維持管理に係る技術移転の実施 ⑦ 既設発電設備の運用改善計画の策定



2. インドネシア国及びジャワ・バリ地域における現状把握 2.1. 電力開発計画の確認

(1) 2005 年 4 月時点の電源開発計画

下表に 2005 年から 2015 年までのジャワ・バリ地域及びインドネシア全土の電源開発計画

を示す。

Table 2.1-1 Power Development Plan in Java-Bali Region 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Required Energy Residents GWh 28,612 30,074 31,640 33,315 35,107 37,016 38,984 41,015 43,111 45,277 47,515 Public GWh 3,851 4,012 4,179 4,352 4,534 4,719 4,868 5,022 5,181 5,345 5,514 Commercial GWh 13,013 14,526 16,202 18,060 20,121 22,478 25,102 28,024 31,279 34,906 38,948 Industry GWh 35,674 38,484 41,759 45,439 49,508 54,205 59,176 64,515 70,290 76,557 83,372Required Total GWh 81,150 87,095 93,779 101,166 109,269 118,418 128,131 138,576 149,861 162,085 175,350Growth Rate % - 7.3 7.7 7.9 8.0 8.4 8.2 8.2 8.1 8.2 8. System Loss (T&D) % 11.4 11.0 10.4 10.3 10.3 10.2 10.1 10.1 10.0 10.0 10.0 Station Use % 4 4 4 4 4 4 4 4 4 3Total Loss 15 15 14 14 14 14 14 14 14 13 13Load Factor % 72 72 72 73 73 73 74 74 74 74 7Generation GWh 93,665 100,196 107,274 115,680 124,861 135,264 146,261 158,125 170,889 183,208 198,201Peak Load MW 14,851 15,886 17,008 18,090 19,525 21,152 22,563 24,393 26,362 28,262 30,575 Capacity at the beginning of the Year MW 18,658 18,658 21,573 22,298 23,823 25,773 28,153 30,296 32,002 34,363 36,684Committed Project# PLN Portion 0 730 60 945 720 0 0 0 0 0 0Muara Karang Repowering PLTGU 720Muara Tawar Extension PLTGU 225Priok Extension PLTGU 720Pemaron Extension PLTGU 50Cilegon PLTGU 730Cibuni PLTP 10# Private Portion 0 2,040 290 580 0 0 0 0 0 0 0Tanjung Jati B #1,2 PLTU 1320Cilacap #1-2 PLTU 600Kamojang #4 PLTP 60Wayang Windu PLTP 110Dieng PLTP 60 60Darajat #3 PLTP 110Patuha PLTP 60 120Bedugul PLTP 10Anyer PLTGU 400New Project# Plan, Addition of New Generator 0 145 375 0 1,230 2,380 2,330 1,890 2,360 2,320 2,720Muara Tawar Add On #2 PLTGU 145 225Kamojang #5 PLTP 60PLTU PLTU 500 660 1,200 660 660 1,320 1,320PLTG PLTG 200 400 200 400PLTGU PLTGU 150 730 1,460 730 730 1,000 1,000 1,000Pump Storage Upper Cisokan PLTA 500 500# Total Additional Capacity MW 0 2,915 725 1,525 1,950 2,380 2,330 1,890 2,360 2,320 2,720Total System Capacity MW 18,658 21,573 22,298 23,823 25,773 28,153 30,483 32,186 34,362 36,683 39,404Reserve Margin % 26% 36% 31% 32% 32% 33% 35% 32% 30% 30% 29%Required Capacity MW 20,048 21,446 22,961 24,421 26,359 28,556 29,332 31,711 34,271 36,741 39,748Shortage or Surplus MW 1,390 -127 663 598 586 403 -1,151 -475 -91 58 344

2

3

4

Source : KEPUTUSAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL NOMOR: 1213 K/31/MEM/2005 TENTANG RENCANA UMUM

KETENAGALISTRIKAN NASIONAL 2005 - 2025 DEPARTMEN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL, JAKARTA, 25 April 2005

Table 2.1-2 Power Development Plan for Whole Indonesia

Items 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Required Energy GWh 103,786 111,562 120,247 129,832 140,349 152,189 164,609 178,031 192,589 208,287 225,299Growth Rate % - 7.5% 7.8% 8.0% 8.1% 8.4% 8.2% 8.2% 8.2% 8.2% 8.2%Generation GWh 119,458 127,973 137,239 148,067 159,943 173,344 187,331 202,510 171,545 235,061 254,207Peak Load MW 19,942 21,354 22,902 24,432 26,375 28,568 30,540 32,991 36,489 38,242 41,309Existing Capacity MW 24,097 24,089 23,894 23,781 23,769 23,757 23,764 23,548 23,256 23,152 23,052Total System Capacity MW 24,965 28,162 29,764 31,942 34,805 37,995 41,176 43,552 46,470 49,487 53,132Required Capacity MW 26,921 28,838 30,938 32,958 35,594 38,496 40,044 43,282 46,690 50,086 54,082Shortage or surplus MW 1,956 675 1,173 1,015 789 501 -1,133 -270 220 599 950

Source : KEPUTUSAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL NOMOR: 1213 K/31/MEM/2005 TENTANG RENCANA UMUM KETENAGALISTRIKAN NASIONAL 2005 - 2025

DEPARTMEN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL, JAKARTA, 25 April 2005



上記の表から以下の点が観察される。

a) インドネシア政府 (MEMR) はジャワ・バリ地域及びインドネシア全体で電力需要の

年間伸び率を 7 ~ 8 %と予想している。

b) 5 年後の 2010 年のジャワ・バリ地域のピーク需要を 21,152 MW と予想しており、これ

は 2005 のピーク需要 14,851 MW の 42％増となる。2010 年のピーク需要に対応するた

め、2006 年以降の 4 年間に発電所の新設、もしくは発電所の増強が矢継ぎ早に計画さ

れている。今後 4 年間に実施されるプロジェクトの殆どは既に正式に政府の承認を得

たプロジェクトであるので、電源開発が計画通り進む可能性は高い。

c) 2010 年以降については正式承認を得たプロジェクトが無い。電源開発実現までのリード

タイムが長いことを勘案すれば、今後数年間でインドネシア政府は PLN の協力を得て、

具体的な電源開発プロジェクトを立案する必要に迫られるものと思われる。

(2) 石炭火力発電所のクラッシュプログラム

PLNは 2006 年 5 月 22 日に向こう 3 年間で新設の石炭火力発電所を総計 1,000 MW建設する

ことを公表し、その内容はTable 2.1-4 の通り。これに関連し、大統領令第 71 号（チーム結

成）と第 72 号（プロジェクトリスト）が発布された。石炭火力発電所の建設はエネルギー

の多様化を進めるという目的であるが、新聞では現状の値段が高い油燃料の削減と報じら

れており、ジャカルタポスト1によれば、「2010 年までに現在総発電容量の 30%を占める油

焚き発電所を 5%まで削減し、大で 80%の燃料費用の削減が期待されている。」となって

いる。この新たなクラッシュプログラムに沿って、MEMRが国家電源開発計画（2006 ~ 2026年）の見直しを行い、2006 年 6 月 30 日に公表した。既存の油焚き発電所は何らかの形で

クラッシュプログラムの影響を受ける可能性が高い。

1 Jakarta post, July 21, 2006



Table 2.1-4 Announcement of Coal Fired Power Plant Projects

PT. PLN (PERSERO) ANNOUNCEMENT FOR THE DEVELOPMENT PROGRAM

OF COAL FIRED POWER PLANT PROJECTS

1. To improve the efficiency of National Oil utilization, PLN is required by the Government to accelerate the energy diversification by developing coal fired power plants with the total capacity up to 10,000 MW through-out Indonesia for the next 3 years.

2. The projects locations and size are as follows:

A. Coal Fired Steam Power Plant (CFSPP) in Jawa Island. No Name / Location Capacity (MW) Province

1 CFSPP Jabar Selatan 2 x 300 Jawa Barat 2 CFSPP Jatim Selatan, Pacitan 2 x 300 Jawa Timur 3 CFSPP Labuan 1 x 300 Jawa Barat 4 CFSPP Marunda 1 x 600 Jawa Barat 5 CFSPP Rembang 2 x 300 Jawa Tengah 6 CFSPP Suralaya Baru 2 x 660 Jawa Barat 7 CFSPP Teluk Naga 2 x 300 DKI Jakarta 8 CFSPP Jabar Utara 2 x 300 Jawa Barat 9 CFSPP Tanjung Awar-Awar 1 x 600 Jawa Timur

10 CFSPP Paiton Baru 2 x 660 Jawa Timur

B. Coal Fired Steam Power Plant (CFSPP) outside Jawa Island. No Name / Location Capacity (MW) Province

1 CFSPP Meulaboh 2 x 65 NAD 2 CFSPP Sibolga Baru 2 x 100 Sumatera Utara 3 CFSPP Sumbar Pesisir Selatan 2 x 100 Sumatera Barat 4 CFSPP Amurang Baru 2 x 25 Sulawesi Utara 5 CFSPP Tarahan Baru 2 x 100 Lampung 6 CFSPP Mantung 2 x 10 Bangka Belitung 7 CFSPP Air Anyer 2 x 10 Bangka Belitung 8 CFSPP Timika 2 x 7 Papua 9 CFSPP Bengkalis 2 x 7 Riau

10 CFSPP Selat Panjang 2 x 5 Riau 11 CFSPP Kendari 2 x 10 Sulawesi Tenggara 12 CFSPP Ende 2 x 7 Nusa Tenggara Timur 13 CFSPP Asam-Asam 2 x 65 Kalimantan Selatan 14 CFSPP Bone 2 x 15 Sulawesi Selatan

3. The projects are planned to be in operation latest by mid. 2009. Jakarta, 22 May 2006

ACTING DIRECTOR FOR GENERATION AND PRIMARY ENERGY PT PLN (Persero)

Source: Jakarta Post, 22 May 2006



(3) 今後 10 年間の送電線・変圧器拡張計画

今後 10 年間に必要とされる 500 kV の送電線及び変圧器の拡張計画について下表に示す。

送電線については合計 3,399 km の拡張、変電所においては 18,998 MVA 分の容量に相当す

る変圧器が新設される予定である。

Expansion Plan of 500 kV Transmission Line (km)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

861 178 280 250 110 920 356 - - 444

Expansion Plan of 500 kV Transformer (MVA)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

3,498 3,000 - 1,000 500 2,500 2,000 2,000 1,500 3,000

Source; Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik 2006-2015

(4) 500kV 南回り送電線（変電所含む）

ジャワ島東部に集中している電源を、ジャカルタをはじめとする大の需要地である西部

に供給するためには、ジャワ・バリ系統における安定度の問題（3.3.1 章）を解消し、信頼

度を向上する必要がある。このため、Paiton 発電所から Kediri 変電所、Klaten 変電所、

Tasikmalaya 変電所を経由して、ジャカルタ南部に位置する Depok III 変電所に至るまでの

500 kV 南回り送電線が計画された (Figure 2.1-1)。このうち Paiton 発電所から Klaten 変電所

までは完成し、運用を開始している。

一方Klaten変電所からDepok III変電所の区間についてはまだ連系されていない。工事として

は 9 割以上が完成しているが、用地事情の解決が遅れているDepok III変電所周辺の送電線

等が建設中である。2005 年 11 月時点では 2006 年中に運開の予定である2。

(as of Nov.2005)

Figure 2.1-1 Southerly 500 kV Transmission Line

2 南回り 500kV送電線は 2006 年 6 月に建設完了した。



(5) ジャワ－スマトラ連系線プロジェクト

RUPTLによるとスマトラのMulut Tamgbangに 2010 年に 600 MW 2 台、2011 年に 600 MW 2台の石炭火力を建設し、400 MWをスマトラ島内に供給し、残りの 2,000 MWをジャワ・バ

リ系統に送電する計画がある。

(6) ジャワ－バリ連系線プロジェクト

RUPTL によるとバリ島の供給力として既設発電所容量、新規発電所容量、ジャワ島からの

供給容量のトータルで 2008 年には 874 MW が確保される予定であるが、需要の伸びが大き

く将来的には需要量がこの供給量を上回る状況が予想されている。そのため供給力強化としてジャワ島の Paiton 変電所とバリ島の新設 Kapal 変電所間を

500kV で連系し、ジャワ島との連系を強化する計画がある。これにより 2015 年時点までの

バリ島の需要増加に対する供給力が確保できる計画となっている。今後は、本調査において調査団が提案している既設発電所のリパワリングなど、バリ島内

の電源計画、送電計画とも協調をとり、検討を進める必要がある。バリ島北部の Celukan Bawang 石炭火力発電所（130 MW × 3 基）が 2009 年及び 2010 年に運

転開始予定で、同じバリ島東部の社会資本整備プロジェクトの一環である石炭火力発電所

（100 MW × 2 基）も 2012 年には運転開始予定である。従って、ジャワ・バリ連系送電線

の増強プロジェクトの実施はこれらの石炭火力発電所の運転開始後となる見込みである。現在 PLNはバリ島の南の島の Nusa Penida での石炭火力発電所のプレ F/Sを実施中である。

2.2. 燃料供給計画の確認

2.2.1. 油燃料価格

火力発電所で使用されてい

る MFO と HSD の 2003 年 2月から2006年4月までの価

格を下図に示す。この図か

ら分かるように世界の原油

高に呼応して油燃料価格も

2005 年に暴騰している。今

まで油の輸出国であった中

国がその急激な経済成長で

実質的な油輸入国になった

現在、暫くの間油燃料価格

は高値で推移するものと思

われる。

1,65

0 2,05

02,

050

2,03

01,

790

1,70

01,

710

1,88

01,

950

1,89

01,

990

2,05

02,

050

2,05

02,

050

2,05

02,

050

2,05

02,

050

2,05

02,

050

2,05

02,

050

2,05

02,

050

2,66

02,

660

5,24

05,

130

5,13

05,

780

5,94

05,

180

4,81

05,

020

4,90

04,

983

1,56

01,

600

1,60

01,

580

1,56

01,

560

1,57

01,

600

1,56

0 1,89

01,

560

1,56

01,

560

1,56

01,

560

1,59

01,

600

1,60

01,

600

1,60

01,

600

1,60

01,

600

1,60

01,

600

2,30

02,

300

2,90

0 3,15

03,

150

3,15

03,

810

3,87

03,

680

3,48

03,

380

3,60

33,

672

4,56

0

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

03.02.01

03.04.01

03.06.01

03.08.01

03.10.01

03.12.01

04.02.01

04.04.01

04.06.01

04.08.01

04.10.01

04.12.01

05.02.01

05.04.01

05.08.01

05.10.01

05.11.01

06.01.01

06.03.01

Date(yy/mm/dd)

Fuel

Pri

ce (R

p/L

iter)

HSD MFOSource: PERTAMINA

Figure 2.2-1 Trend of Fuel Prices for HSD and MFO



2.2.2. 天然ガス

Table 2.2-1 は 2006 年 8 月時点で PLN から提供されたジャワ・バリ地域の 2006 年から 2015年までのガス需要・供給を示している。しかし、このガス需給計画は現状を反映していな

い。例えば Muara Tawar のブロック 1 と 2, Grati, Pesanggaran, Pemaron, Gilimanuk の発電所

では 2006 年からガスが来ることになっているが、2006 年 7 月時点ではいずれの発電所も

依然として油を使っている。

Table 2.2-1 Gas Demand and Supply Balance from 2006 to 2015 Capacity

(MW) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

PLTU Muara Karang 400 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45PLTGU Muara Karang 508 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70PLTGU Tanjung Priok 1,180 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145

PLTGU Muara Tawar I 640 76 76 76 76 76 76 76 76 76 76 76PLTG Muara Tawar 280 18 18 18 76 76 76 76 76 76 76 76PLTG Muara Tawar II 858 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56

PLTGU Muara Karang Ext. 720 38 75 75 75 75 75 75 75 75PLTGU Muara Tawar II 255 27 27 27 27 27 27 27 27PLTGU Tanjung Priok Ext. 750 40 80 80 80 80 80 80 80PLTGU Culegon 750 40 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80

West Java 1 750 80 80 80 80 80 80 80 80West Java 2 750 80 80 80 80 80 80 80

450 490 528 770 890 890 890 890 890 890 890

PLTGU Tambak Lorok 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120PLTU Tambak Lorok 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23

143 143 143 143 143 143 143 143 143 143 143PLTGU Gresik 290 290 290 290 290 290 290 290 290 290 290PLTGU Grati 20 20 20 20 20 60 60 60 60 60 60PLTGU Gtati Extension 60 60 60 60 60 60LTGU Pasuruan (IPP) 60 60 60 60 60 60 60 60Sub Total Demand 310 310 310 370 370 470 470 470 470 470 470

903 943 981 1,283 1,403 1,503 1,503 1,503 1,503 1,503 1,503265 265 190 135 100 100 100 100 100 100 100

CNOOC (Chaina) signed 50 80 80 80 80 80 80 80 80 80LNG Terminal 158 342 598 598 598 598 598 598Pipe Line from South Sumatra 100 100 100 100 100 100 100 100 100Sub Total Supply 265 315 370 473 622 878 878 878 878 878 878Balance in JAWA BARAT -185 -175 -158 -297 -268 -12 -12 -12 -12 -12 -12Petronas (Malaysia) signed 120 145 145 145 145 110 77 55Sub Total Supply 120 145 145 145 145 110 77 55Balance in JAWA TENGAH -143 -143 -143 -23 2 2 2 2 -33 -66 -88KODECO (Korea) 100 100 100 86 70 55 40 27 KODECO Addition negotiation 15 20 25 30 35 40 0AMERADA HESS Schedule 1 signed 100 100 100 100 100 100 100 100 91 77AMERADA HESS Schedule 2 50 50 50 50 50 50 50 50 74

? 40 40 40Potential for EMP T/S 130 130 130 150 150 150 150 150Sub Total Supply 100 200 290 421 410 360 370 362 340 291 301Balance in JAWA TENGAH -210 -110 -20 51 40 -110 -100 -108 -130 -179 -169

-538 -428 -321 -269 -226 -120 -110 -118 -175 -257 -269

Gas

Sup

ply

(mm

scfd

)

BP ONWJ

SANTOS

Grand Balance in Java-Bali Region

JAW

A T

IMU

RJA

WA

BA

RA

TJA

WA

TEN

GA

Year

Existing Power Plant

Sub Total Demand

JAW

ATE

NG

AHG

as D

eman

d (m

msc

fd)

Grand Total Demand in Java-Bali Region

Contracted

Existing Power Plant

New Power Plant

JAW

A T

IMU

R

Plan Power Plant Project

Sub Total Demand

JAW

A B

AR

AT



2.3. PLN及び発電会社の財務状況の確認

(1) PLN の財務状況

以下に PLN の過去 4 年間の損益計算書を以下に示す。

Table 2.3-1 Profit and Loss Statement of PLN Year 2004 Year 2003 Year 2002 Year 2001

Revenue

Sale of electricity (Rp.) 58,232,002,384,555 49,809,637,097,889 39,018,461,721,493 28,275,982,649,678

Customer connection fees 387,082,924,469 342,256,833,433 302,307,820,340 265,857,730,605

Government subsidy 3,469,919,795,843 4,096,633,014,267 4,739,073,653,216 6,735,209,866,886

Others 184,056,742,945 182,250,855,819 123,510,049,750 82,907,269,363

Total Revenues 62,273,061,948,491 54,430,777,892,400 44,183,353,332,336 35,359,957,601,387

Operating Expenses

Fuel and lubricants 24,491,052,475,395 21,477,867,200,890 17,957,261,628,798 14,007,295,529,403

Purchased electricity 11,970,810,669,931 10,837,795,807,894 11,168,842,948,716 8,717,140,537,841

Maintenance 5,202,146,146,536 4,827,605,605,099 3,588,827,620,484 3,404,113,925,841

Personnel 5,619,384,262,234 6,533,182,170,671 2,583,289,595,495 2,630,359,602,830

Depreciation 9,547,554,658,124 12,745,047,489,459 15,626,762,571,070 2,086,329,980,623

Others 2,879,818,751,609 2,164,999,534,730 1,420,607,273,725 1,094,147,262,141

Total Operating Expenses 59,710,766,963,829 58,586,497,808,743 52,345,591,638,288 31,939,386,838,679

Income (Loss) from Operations 2,562,294,984,662 (4,155,719,916,343) (8,162,238,305,952) 3,420,570,762,708

Other Income (Charges)

Interest income 231,789,383,338 307,927,532,053 665,414,275,826 363,856,350,535

Interest expense and financial charges (4,485,927,611,880) (3,581,495,290,148) (2,152,231,840,512) (2,619,507,159,806)

interest on taxes payable on revaluation increment of property, plant and equipment assumed by the Government 4,659,383,947,976 - - -

Gain (loss) on foreign exchange - net (1,675,829,753,716) 1,010,385,428,406 2,725,596,125,676 (458,948,280,287)

Others - net 152,977,086,261 222,297,302,045 345,645,823,538 (139,826,909,462)

Other Charges - Net (1,117,606,948,021) (2,040,885,027,644) 1,584,424,384,528 (2,854,425,999,020)

Income (Loss) before Tax 1,444,688,036,641 (6,196,604,943,987) (6,577,813,921,424) 566,144,763,688

Tax Expense (3,184,503,325,000) (1,388,881,449,134) (1,814,785,272,530) (569,419,909,556)

Loss from Ordinary Activities (1,739,815,389,038) (7,585,486,484,113) (8,392,599,281,491) (3,275,230,723)

Extraordinary Item - Net of Tax (281,551,180,257) 1,685,404,064,580 2,333,041,074,720 183,393,988,135

Net Loss (2,021,366,569,295) (5,900,082,419,533) (6,059,558,206,771) 180,118,757,412

Source; PLN 年次報告書 2004 年度版

インドネシアでは 2005 年に 3 月と 10 月の二度に渡って石油燃料の大幅な値上げが実施さ

れていることから燃料費の増加が PLNの財務状況を圧迫することは避けられない状況にあ

る。



2.4. 技術移転に関する情報収集・整理

(1) 火力発電所

第一次現地調査において、インドネシアの火力発電所に係る余寿命診断は日本で行ってい

る余寿命診断と異なっていることが判明した。日本では 20 年以上使用する発電所が、安全

に使用できるか、2 年に 1 回の定期検査を 4 年に 1 回行ってもよいかのチェックに使用す

るのに対し、インドネシアの余寿命診断は日本で行われている、定期検査の設備診断に相

当するものが大半あった。また日本では国で定められた技術基準があり、減肉などは問題

が起こる前に取り替えを行っているため、発電停止が少ないものと考える。

1) ボイラーについては既に LITBANG（PLN の研究所）が彼等のやり方で、余寿命評価

を行っており、SH (Super Heater), RH (Re Heater), WW (Water Wall) Tube が減肉してい

る発電所を、順次更新している。石炭火力では Paiton 1, 2 号機が一箇所のチューブに

集中して漏洩しており、その対策が必要と思われる。

2) タービン本体については現在まだインドネシア側として余寿命診断を実施しておらず、

メーカー側が診断 (Suralaya 2U) を実施している。 Gresik 4 号では復水器チューブの穴あきで海水リークが度々発生しており、海水の Clによる影響と考えられるトラブルが低圧タービンの終段の損傷に見られる。

3) 発電機については固定子絶縁の劣化が Suralaya 2 号でメーカーから報告されており、

当時の絶縁材から評価が必要である。

(2) 水力発電所

第 1 次現地調査において 4 発電所（Saguling, Soedirman, Cirata, Sutami 発電所）および PLN研究開発部門 (LITBANG) での非破壊検査や発電機固定子絶縁診断技術とそれらを用いた

余寿命診断技術の現状と、余寿命診断技術移転の可能性について調査を行った。

調査結果よりインドネシアの水力発電所は非破壊検査や絶縁診断技術を活用した余寿命診

断は殆んど実施されていない。しかし、余寿命診断に対する関心は高く、その効果と必要

性については既に理解されおり、これらを老朽化が進んだ発電所に適用することは予防保

全による重大事故防止に大いに期待できる。

以上に示す現状を踏まえ、現段階では、今回の技術移転において、予防保全の考え方を定

着させることを目的とした、非破壊検査および発電機固定子絶縁診断等の検査技術を用い

る余寿命診断技術の移転を提案することとする。

・ケーシング、ステーベーンの非破壊検査結果による余寿命診断手法・ランナーの溶接補修量管理による余寿命診断手法・発電機固定子コイルの絶縁診断結果による余寿命診断手法



2.5. JBIC輸出金融プロジェクトの状況

2005 年 11 月の第 1 次現地調査において、PLN が開示した輸出クレジットライン案を有し

ていることが判明した。

(1) ムアラカラン火力発電所 4 号機および 5 号機出力： 422 MW (2 × 211 MW) 当初運転開始年： 4 号機（1981 年）、5 号機（1982 年）当初サプライヤー：三菱重工推定工事費：フェーズ 1（112 百万米ドル）、フェーズ 2（36 百万米ドル）改修工事：空気予熱器の取替え他

(2) スララヤ火力発電所 1 号機 ~ 4 号機

出力： 1,680 MW (4 × 420 MW) 当初運転開始年： 1 号機（1984 年）、2 号機（1985 年）、3 号機（1988 年）、4 号機（1989 年）当初サプライヤー：三菱重工推定工事費： 201 百万米ドル改修工事：加熱器及び再加熱器出口の取替え他

(3) パイトン火力発電所 1 号機および 2 号機

出力： 806.25 MW (2 × 403.25 MW) 当初運転開始年： 1 号機（1994 年）、2 号機（1993 年）当初サプライヤー：アルストム、東芝推定工事費： 44 百万米ドル改修工事：ラビリンスの取替え及びボイラの改造他

(4) サグリン水力発電所 1 号機～4 号機

出力： 700 MW (4 × 175 MW) 当初運転開始年： 1 号機/2 号機（1985 年）、3/4 号機（1986 年）当初サプライヤー：東芝推定工事費： 23 百万米ドル改修工事：水車ランナー及び調速機の取替え他

Indonesia Power 社では、サグリン水力発電所のリハビリ工事を輸出クレジットライン利用

のパイロットプロジェクトとして位置付けており、技術的また財務的に成功裡に終われば、

Soedirman 水力でもこのスキームを適用したいと考えている。2006 年 7 月時点で Suralayaと Muara Karang の推薦レターが BAPPENAS から財務省に提出された。また、PLN から

の情報によると、上記の第 1 次クレジットラインから予算的理由で除外された Suralaya PLTU の 3, 4 号機及び Muara Karang PLTU の 4, 5 号機のリハビリ工事を次回の JBIC 輸出

金融案件として実施したいとのことであった。



2.6. 電力セクターに係る環境規制の確認

インドネシアにおける環境社会配慮は、プロジェクトのオーナーが行うことになっており、

本改修案を実行する場合は発電所を所有している電力会社が行うことになる。エネルギー

関係の責任機関である MEMR 内には部門ごとに環境担当の部署があり、電力関係を担当し

ている「Director General Electricity and Energy Utilization」では「Deputy Director of Electricity Environmental Protection」が環境担当である (Figure 2.6-1)。この部署の役割は、電力事業者

（電力会社や IPP）への指導およびアドバイスで、電力事業者が作成する KA-ANDAL や

AMDALを BAPEDALや BAPEDALDAへ提出する際のコメントおよびアドバイスを行うこ

とになっている。なお、発電所改修計画における F/S 段階の環境関係の窓口は、同じ電力担当部門の「Deputy Director of Electricity Installation and Safety」となる。



Figure 2.6-1(1) Organization Chart for Ministry Energy and Mineral Resources



3. 既存電力設備のレビュー 3.1. 既設電力設備の設備面に係る現状および課題の確認 3.1.1. 火力発電所 3.1.1.1. 対象 12 火力発電所全体の状況と課題

JICA 調査団の火力チームは、2005 年 11 月 17 日から 12 月 15 日までの第 1 次現地調査の期

間に、ジャワ・バリ地域の今回調査対象となった 12 火力発電所を訪問し調査を行った。各

発電所より、一部はハードコピーの形で、また一部はソフトコピー（ディジタル情報）の

形で、膨大な運転データを入手・収集した。その後も、第 2 回並びに第 3 回現地調査の機

会を利用して、発電所を再訪問して補完するデータの収集に努めた。ジャワ・バリ系統と今回の本格調査の設備容量の合計数値を比較すると次の通りとなる。ジャワ・バリ系統対象設備容量火力： 16,232 MW 12,660 MW 水力： 2,548 MW 1,995 MW 地熱： 754 MW －合計： 19,534 MW 14,655 MW 火力発電所の性能劣化を回復させる増出力方法の要求事項を確認するため、深刻な電力

供給不足が起きた 2005 年 6 月 20 日の運転状況を分析し、その結果を Table 3.1-1 に整理

した。



Table 3.1-1 Summary of Performance and Capacity Data of Objective 12 Thermal Power Stations (1/2)

MW MW MW ▲MWPLTU #1 400 1985.04 400.0 371.0 ・Mill＆Tube 371.0 (・Scheduled)

PLTU#2 400 1985.06 400.0 371.0 ・Mill＆Tube ・Scheduled 371.0PLTU#3 400 1989.02 400.0 371.0 ・Mill＆Tube 371.0PLTU#4 400 1989.11 400.0 371.0 ・Mill＆Tube ・Forced 371.0PLTU#1-#4∑ (1600) 1989.11 (1600.0) (1484.0) (742.0) (742.0)PLTU#5 600(630) 1997.06 600.0 579.0 ・Mill 579.0PLTU#6 600(630) 1997.09 600.0 579.0 ・Mill 579.0PLTU#7 600(630) 1997.12 600.0 579.0 ・Mill 579.0PLTU#5-#7∑ (1800) 1997.12 (1800.0) (1737.0) (1737.0)

50.0 1972.xx 45.0 30.0 ・Commissioning ・Longterm 30.050.0 1972.xx 45.0 30.0 ・Commissioning ・Longterm 30.0131.4 1994.09 125.0 120.0 ・Gas or Oil ・GT Inspect. 120.0131.4 1994.09 125.0 120.0 ・Gas or Oil 120.0131.4 1994.10 125.0 120.0 ・Gas or Oil 120.0203.5 1994.10 175.0 170.0 ・Condenser 117.0 ･2-2-1 Operat. 53.0

(597.7) 1994.10 (550.0) (530.0) (357.0) (173.0)131.4 1994.02 125.0 120.0 ・Gas or Oil 120.0131.4 1994.02 125.0 120.0 ・Gas or Oil 120.0131.4 1994.03 115.0 110.0 ・Generator 110.0203.5 1994.12 160.0 160.0 ・Condenser 160.0

(597.7) 1994.12 (525.0) (510.0) (510.0)26.0 1976.09 ‐ WH WH 18.0 18.0 ・Deterioration 18.026.0 1976.02 ‐ WH WH 18.0 18.0 ・Deterioration ・Stopped 18.050.0 1978.09 45.0 44.5 ・Burner 44.550.0 1078.10 45.0 44.5 ・Burner 44.5

200.0 1983.07 Mitsui-RL MHI MELCO 200.0 195.0 195.0109.65 1993.08 105.0 100.0 ・Oil 100.0109.65 1993.10 105.0 100.0 ・Oil 100.0109.65 1993.10 105.0 100.0 ・Oil 100.0188.00 1993.11 170.0 160.0 ・Oil 160.0

(516.95) 1993.11 (485.0) (460.0) (460.0)109.65 1996.07 105.0 100.0 ・Oil ・GT Inspect. 100.0

GT-2-2 109.65 1996.08 105.0 100.0 ・Oil 100.0 GT-2-3 109.65 1996.09 105.0 100.0 ・Oil 100.0

188.00 1997.05 170.0 160.0 ・Oil 107.0 ･2-2-1 Operat. 53.0(516.95) 1997.05 (485.0) (460.0) (307.0) (153.0)

112.45 1996.10 100.75 100.0 ・Oil ・Fuel supply 100.0112.45 1996.10 100.75 100.0 ・Oil ・Fuel supply 100.0112.45 1996.10 100.75 100.0 ・Oil ・Fuel supply 100.0189.50 1997.03 159.58 150.0 ・Oil ・Fuel supply 150.0

(526.85) 1997.03 (461.83) (450.0) ・Fuel supply (450.0)113.84 2002.10 101.90 100.0 ・Oil ・Fuel supply 100.0113.84 2002.10 101.90 100.0 ・Oil ・Fuel supply 100.0113.84 2002.10 101.90 100.0 ・Oil ・Fuel supply 100.0

(341.52) 2002.10 (305.70) (300.0) ・Fuel supply (300.0)(25.0) (1964) (FW) (GE) (GE)(25.0) (1964) (FW) (GE) (GE)50.0 1978.04 MHI MHI MELCO 45.0 30.0 ・Burner&WW 30.050.0 1978.07 MHI MHI MELCO 45.0 30.0 ・Burner&WW 30.0

Total 75.82 1972-1987 - BS, others Total 60.91 Total 58.64 Totol 54.14 ・TD#1Stopped 4.521.4 1985.02 - Alsthom Alsthom 19.5 ・Oil&Ambient20.1 1993.05 - GE GE 18.0 ・Oil&Ambient42.0 1994.07 - WH WH 37.1 ・Oil&Ambient42.0 1994.08 - WH WH 35.1 ・Oil&Ambient

Gilimanuk 133.8 1997.07 - ABB ABB 133.8 132.0 132.048.8 2004.00 - 45.0 45.0 ・Oil&Others 45.048.8 2005.00 - 45.0 45.0 ・Oil&Others ・Installation 45.0

(48.4) (CE) (MHI) (MELCO)

((146.0))

B&W(Canada)

MHI MELCO

B&W(Canada)

MHI MELCO

Type No.

InstalledCapacity

Commi-ssioning

Manufacturer

MW yy.mm Boiler /HRSG

Turbine(ST/GT)

MHI

FW GE

ABB ABB

Suralaya

Indo

nesi

a Po

wer

(IP)

Tambak Lorok

Pemaron

Perak

Pessangaran

Tanjung Priok

Grati

-

MHI

C/C conversion of PLTGs is postponed by PLN.

SiemensMHI

MHI

ABB

GE

GE

Siemens

PLTG#2

PLTG#1

PLTU#4PLTD#1~#11

PLTG#1

PLTG#2PLTG#3PLTG#4

Total 109.7

GEGE

Total 109.7

GT-1-1

PLTGU BLK 1

Austrian-EE

GT-1-1

CMI

GEGE

PLTGU BLK 1

PLTGU BLK 2

GT-1-2 GT-1-3 ST-1-0

（PLTGU BLK 1)

（ST-1-0)

PLTG#1

Unit(Max.)

AvailableCapacity Operation/

OutageCapacityDerating

DepedableCapactity

Operation Status of 20/06/2005

Power StationGene-rator

DependableCapacity

PLTU#2

　GT-2-1

　GT-2-3　ST-2-0PLTGU BLK 2

PLTGU BLK 1

PLTG#1

ST-1-0

PLTG BLK 2

PLTU#3(PLTU#2)

GT-2-1

ST-2-0

GT-2-1 GT-2-2 GT-2-3

(PLTU#1)

DeratingConditions

As of Nov. 2005

ABB

PLTG#3

PLTU#4

　GT-2-2

　GT-1-1

MELCO

　GT-1-2　GT-1-3

PLTU#3

ABB

GT-1-2 GT-1-3

PLTU#3

　ST-1-0

PLTU#1

ABB

GEAustrian-

EE



Table 3.1-1 Summary of Performance and Capacity Data of Objective 12 Thermal Power Stations (2/2)

MW MW MW ▲MW100.0 1979.02 90.0 85.0 ･Boiler Aging 85.0100.0 1979.02 90.0 85.0 ・Boiler Aging 85.0100.0 1979.06 90.0 85.0 ・Boiler Aging 85.0200.0 1981.11 190.0 165.0 ・AH/Inspection 165.0200.0 1982.06 190.0 165.0 165.0

107.86 1993.10 103.0 100.0 ・Gas or Oil 100.0107.86 1993.10 103.0 100.0 ・Gas or Oil 100.0107.86 1993.10 103.0 100.0 ・Gas or Oil 100.0185.00 1995.xx 160.0 150.0 ・Gas or Oil ・ST/Inspection 150.0

(508.58) 1995.xx (469.0) (450.0) (300.0) (150.0)100.0 1981.08 95.0 92.0 92.0100.0 1981.11 95.0 94.0 94.0200.0 1988.08 200.0 195.0 195.0200.0 1988.11 200.0 195.0 ・Scheduled 195.0

112.45 1992.03 105/100 100/95 ・Gas or Oil 95.0112.45 1992.05 105/100 100/95 ・Gas or Oil 95.0112.45 1992.06 105/100 100/95 ・Gas or Oil 95.0188.91 1993.04 180/170 170/160 ・Gas or Oil 160.0

(526.26) (495/470) (470/445) (445.0)112.45 1992.07 100.0 95.0 ・(Gas or) Oil 95.0112.45 1992.08 100.0 95.0 ・(Gas or) Oil 95.0112.45 1992.09 100.0 95.0 ・(Gas or) Oil 30.0 ・GT Compres. 65.0188.91 1993.08 170.0 160.0 ・(Gas or) Oil 95.0 ・Comp. Crack 65.0

(526.26) (470.0) (445.0) (315.0) (130.0)112.45 1993.01 105.0 100.0 ・Gas (or Oil) 100.0112.45 1993.01 105.0 100.0 ・Gas (or Oil) 100.0112.45 1993.01 105.0 100.0 ・Gas (or Oil) 100.0188.91 1993.11 180.0 170.0 ・Gas (or Oil) 170.0

(526.26) (495.0) (470.0) (470.0)(40.1)

20.1 1978.06 17.0 15.5 ・Oil & Others 15.520.1 1978.06 17.0 15.5 ・Oil & Others 15.5

((20.1)) 1984.08

400.0 1994.04 400.0 400.0 ・ST Vibration 400.0

400.0 1993.11 400.0 400.0 400.0

145.0 1997.01 133.8 132.0 ・Oil 132.0145.0 1997.03 133.8 132.0 ・Oil ・GT Inspect. 132.0145.0 1997.04 133.8 132.0 ・Oil 132.0225.0 1997.10 202.0 185.0 ・Oil 123.0 ･2-2-1 Operat. 62.0

(660.0) (603.4) (581.0) (387.0) (194.0)145.0 1997.03 133.8 132.0 ・Oil 132.0145.0 1997.06 133.8 132.0 ・Oil 132.0

(145.0)(290.0) (267.6) (264.0) (264.0)

MELCO

MHI MELCOMHI

GT was moved to Bali in 1997.

Type No.

InstalledCapacity

Commi-ssioning

Manufacturer

MW yy.mm Boiler /HRSG

Turbine(ST/GT)

GEGE

B&W

PLTG#3

GT-2-2 GT-2-3 ST-2-0PLTGU BLK 2

PLTU#1

PJB

Muara Karang

Gresik

Muara Tawar

Paiton

GT-3-1 GT-3-2 GT-3-3 ST-3-0PLTGU BLK 3

PLTG BLK 2

GT-2-2

ST-1-0

MHI

PLTU#4

PLTU#2PLTU#1

Austrian-EE

PLTU#4

GT-1-2

PLTU#2

IHI

PLTGU BLK 1 GT-2-１

(GT-2-3)

GT-1-3

ST-1-0PLTGU BLK 1

GT-1-3 ST-1-0

GT-1-2

PLTU#1

PLTGU BLK 1

GT-1-1

PLTU#3

PLTU#2

GT-2-1

GT-1-2

GT-1-1

PLTG#1PLTG#2

GT-1-3

Gilitimur PLTG

GT-1-1PLTU#5

PLTU#3

MELCO

MHI MELCO

MHI MELCOMHI

MHI MHI

MHI

Alstom

CE Toshiba Toshiba

- Alstom

- ABB ABB

ABB ABB ABB

Unit(Max.)

AvailableCapacity Operation/

OutageCapacityDerating

DepedableCapactity

Operation Status of 20/06/2005

Power StationGene-rator

DependableCapacity

DeratingConditions

PLTG#1&#2 were moved to Gilitimur, Madura Island.

PLGT#3 was moved to Sumatra.

As of Nov. 2005

Toshiba

IHI Toshiba Toshiba

Toshiba

Table 3.1-2 は、ジャワ・バリ系統で深刻な電力供給不足が起きた 2005 年 6 月 20 日時点に

おける対象 12 火力発電所の設備容量の運転データをまとめたものである。



Table 3.1-2 Capacity Data Summaries of 12 Thermal Power Stations

Installed Capacity : 12,660 MW (Installed Capacity Hydro : 1,995 MW) (Installed Capacity Total (Thermal + Hydro) : 14,655 MW)

Available Capacity : 11,962 MW (Capacity Derating : 698 MW)

Dependable Capacity : 11,408 MW

Outage Capacity : 3,179.5 MW (Scheduled Outage : 1,528.5 MW) (Unscheduled Outage : 1,651 MW)

Operational Capacity : 8,233.5 MW Breakdown of Installed Capacity : 12,660 MW (100%)

Capacity Derating : 698 MW ( 5.5%) Operational Margin : 554 MW ( 4.4%) Operational Capacity : 8,233.5 MW (65.0%) Scheduled Outage : 1,528.5 MW (12.1%) Unscheduled Outage : 1,651 MW (13.0%)

3.1.1.2. 各発電所（12 ヵ所）

(1) Muara Tawar 発電所

Muara Tawar 発電所は 2 つの組織に分かれている。1997 年に運転開始したブロック 1, 2 は

PJB に所属し、2004 年に運転を開始した Siemens の 6 台のガスタービンからなるブロック

3, 4 は PLN 直轄 (UBPMT: Unit Bisnis Pembangkitan Muara Tawar)である。PJB 管轄の発電設

備の概要は以下の通り。

Table 3.1-4 Main Features for Muara Tawar (PJB) Power Station Operation Status of 20/06/2005

Unit Installed Capacity

(Max.) Available Capacity

Dependable Capacity

Derating Conditions

As of 2005 Nov.

Dependable Capacity

Operation/ Outage

Capacity Derating

Type No. MW MW MW Capacity

Degradation MW ▲MW

GT-1-1 145.0 133.8 132.0 Oil 132.0 GT-1-2 145.0 133.8 132.0 Oil GT Inspect. 132.0 GT-1-3 145.0 133.8 132.0 Oil 132.0 ST-1-0 225.0 202.0 185.0 Oil 122.0 2-2-1 Operat. 62.0 PLTGU BLK 1 (660.0) (603.4) (581.0) (386.0) (194.0) GT-2-１ 145.0 133.8 132.0 Oil 132.0 GT-2-2 145.0 133.8 132.0 Oil 132.0 (GT-2-3) (145.0) PLTG BLK 2 (290.0) (267.6) (264.0) (264.0)

Note: Gas Turbine Model – ABB GT-13E2



(2) Gresik 発電所

Gresik 発電所は一般火力（PLTU：ボイラ/タービン）、コンバインドサイクルユニット

（PLTGU：ガスタービン／HRSG／蒸気タービン）及びオープンサイクルガスタービン

（PLTG：シンプルサイクルガスタービン）から成り、総定格出力は 2,259 MWである。5台のオープンサイクルガスタービンの内、2 台のガスタービンはGresik 発電所から約 2 km離れたMadura島に移設され、Gilitimur発電所として運用されており、Gresik 発電所の管轄

下にある。次表に Gilitimur 発電所を含めた Gresik 発電所の発電設備概要を示す。

Table 3.1-5 Main Features for Gresik Power Station

Operation Status of 20/06/2005 Unit Installed

Capacity


Dependable Capacity

Derating Conditions

As of 2005 Nov.

Dependable Capacity

Operation/ Outage

Capacity Derating



GT-1-1 112.45 105/100 100/95 Gas or Oil 95.0 GT-1-2 112.45 105/100 100/95 Gas or Oil 95.0 GT-1-3 112.45 105/100 100/95 Gas or Oil 95.0 ST-1-0 188.91 180/170 170/160 Gas or Oil 160.0 PLTGU BLK 1 (526.26) (495/470) (470/445) (445.0) GT-2-1 112.45 100.0 95.0 (Gas or) Oil 95.0 GT-2-2 112.45 100.0 95.0 (Gas or) Oil 95.0 GT-2-3 112.45 100.0 95.0 (Gas or) Oil 30.0 GT Compres. 65.0 ST-2-0 188.91 170.0 160.0 (Gas or) Oil 95.0 Comp. Crack 65.0 PLTGU BLK 2 (526.26) (470.0) (445.0) (315.0) (130.0)GT-3-1 112.45 105.0 100.0 Gas (or Oil) 100.0 GT-3-2 112.45 105.0 100.0 Gas (or Oil) 100.0 GT-3-3 112.45 105.0 100.0 Gas (or Oil) 100.0 ST-3-0 188.91 180.0 170.0 Gas (or Oil) 170.0 PLTGU BLK 3 (526.26) (495.0) (470.0) (470.0) PLTU #1 100.0 95.0 92.0 92.0 PLTU #2 100.0 95.0 94.0 94.0 PLTU #3 200.0 200.0 195.0 195.0 PLTU #4 200.0 200.0 195.0 195.0 Scheduled 195.0 PLTU (600.0) (590.0) (576.0) (576.0) PLTG #1 20.1 17.0 15.5 Oil & Others 15.5 PLTG #2 20.1 17.0 15.5 Oil & Others 15.5 PLTG #3 ((20.1)) GT#3 was moved to Sumatera. PLTG (40.2) (34.0) (31.0) (31.0) PLTG #1 20.0 - - - PLTG #2 21.0 - - - Gilitimur (41.0) - - -

Source: JICA Preliminary, June 29, 2005 and partly modified.

Note: Gas Turbine Model – MHI M701 (used to be MW701D)



(3) Paiton 発電所

Paiton 発電所は Surabaya 市の東 142 km に位置し、PJB 発電所 (PLTU #1 & #2) 及び IPP 発

電所 (PLTU #5 ~ #8) からなる石炭焚きの発電団地である。敷地内には 3 号機、4 号機用の

建設用地が確保されており、共有施設も既に建設済みである。1 号機、2 号機のボイラは

CE (Combustion Engineering)製で、タービン／発電機は東芝製である。設計時の石炭の HHV (High Heating Value) は 5,200 kcal/kg であったが、現状は HHV が 4,800 kcal/kg の Kalimantan の 3 種類の低品位石炭を使っている。このため、1 台の予備ミルを含

めて 5 台ミル運転が必要となっている。

以下に PJB 管轄の Paiton 発電所の発電設備概要を示す。

Table 3.1-6 Main Features for Paiton Power Station Operation Status of 20/06/2005



Dependable Capacity

Derating Conditions

As of 2005 Nov.

Dependable Capacity

Operation/ Outage

Capacity Derating



PLTU #1 400.0 400.0 400.0 ST Vibration 400.0

PLTU #2 400.0 400.0 400.0 400.0

(4) Perak 発電所

Perak 発電所はユニット全体の設備容量は 864 MW である Perak-Grati Generating Business Unit に属しているが、Grati 発電所とは別の位置に建設されている。Perak 発電所の発電設

備概要を下表に示す。1 号機、2 号機は経済的理由から 1996 年に廃止された。3 号機、4 号

機のボイラ、タービンは三菱重工製 (MHI) である。

Table 3.1-7 Main Features for Perak Power Station Operation Status of 20/06/2005



Dependable Capacity

Derating Conditions

As of 2005 Nov.

Dependable Capacity

Operation/ Outage

Capacity Derating



(PLTU #1) (25.0)

(PLTU #2) (25.0)

PLTU #3 50.0 45.0 30.0 burner&WW 30.0

PLTU #4 50.0 45.0 30.0 burner&WW 30.0

(5) Tanjung Priok 発電所

Tanjung Priok 発電所は 2 基の PLTU（一般火力）、2 ブロックの PLTGU および 2 基の PLTG（オープンサイクルガスタービン）からなる。定格出力 26 MW の 2 台の PLTU があったが

1988 年に廃止され、現在撤去中である。PLTGU の 1,100°C クラスのガスタービンは 28%の

タービン効率を示しており、コンバインドサイクル (PLTGU) 全体では 42%の効率となっ

ている。Tanjung Priok 発電所の発電設備概要を下表に示す。



Table 3.1-8 Main Features for Tanjung Priok Power Station Operation Status of 20/06/2005



Dependable Capacity

Derating Conditions

As of 2005 Nov.

Dependable Capacity

Operation/ Outage

Capacity Derating


Degradation MW ▲MWPLTU #3 50.0 45.0 30.0 Commissioning Long term 30.0 PLTU #4 50.0 45.0 30.0 Commissioning Long term 30.0 GT-1-1 131.4 125.0 120.0 Gas or Oil GT Inspect. 120.0 GT-1-2 131.4 125.0 120.0 Gas or Oil 120.0 GT-1-3 131.4 125.0 120.0 Gas or Oil 120.0 ST-1-0 203.5 175.0 170.0 Condenser 117.0 2-2-1 Operat. 53.0 PLTGU BLK 1 (597.7) (550.0) (530.0) (357.0) (173.0)GT-2-1 131.4 125.0 120.0 Gas or Oil 120.0 GT-2-2 131.4 125.0 120.0 Gas or Oil 120.0 GT-2-3 131.4 115.0 110.0 Generator 110.0 ST-2-0 203.5 160.0 160.0 Condenser 160.0 PLTGU BLK 2 (597.7) (525.0) (510.0) (510.0) PLTG #1 26.0 18.0 18.0 Deterioration 18.0 PLTG #3 26.0 18.0 18.0 Deterioration Stopped 18.0

Note: Gas Turbine Model – ABB GT-13E

(6) Muara Karang 発電所

Muara Karang 発電所は 5 基の PLTU（一般火力）と 1 ブロックの PLTGU（コンバインドサ

イクルプラント）からなり、かつては Muara Tawar 発電所は Muara Karang 発電所の管轄で

あったが、2003 年に独立した発電所となった。下表に Muara Karang 発電所の発電設備概要

を示す。

Table 3.1-9 Main Features for Muara Karang Power Station Operation Status of 20/06/2005



Dependable Capacity

Derating Conditions

As of 2005 Nov.

Dependable Capacity

Operation/ Outage

Capacity Derating


Degradation MW ▲MWPLTU #1 100.0 90.0 85.0 Boiler Aging 85.0 PLTU #2 100.0 90.0 85.0 Boiler Aging 85.0 PLTU #3 100.0 90.0 85.0 Boiler Aging 85.0 PLTU #4 200.0 190.0 165.0 AH/Inspection 165.0 PLTU #5 200.0 190.0 165.0 165.0 GT-1-1 107.86 103.0 100.0 Gas or Oil 100.0 GT-1-2 107.86 103.0 100.0 Gas or Oil 100.0 GT-1-3 107.86 103.0 100.0 Gas or Oil 100.0 ST-1-0 185.00 160.0 150.0 Gas or Oil ST/Inspection 150.0 PLTGU BLK 1 (508.58) (469.0) (450.0) (300.0) (150.0)

Note: Gas Turbine Model – GE 9E



(7) Tambak Lorok 発電所

Tambak Lorok 発電所は 3 基の PLTU（一般火力）と 2 ブロックの PLTGU（コンバインドサ

イクルプラント）からなり、UBP Semarang に所属する。下表に Tambak Lorok 発電所の発

電設備概要を示す。

Table 3.1-10 Main Feature for Tambak Lorok Power Station Operation Status of 20/06/2005



Dependable Capacity

Derating Conditions

As of 2005 Nov.

Dependable Capacity

Operation/ Outage

Capacity Derating



PLTU #1 50.0 45.0 44.5 Burner 44.5

PLTU #2 50.0 45.0 44.5 Burner 44.5 PLTU #3 200.0 200.0 195.0 195.0 GT-1-1 109.65 105.0 100.0 Oil 100.0 GT-1-2 109.65 105.0 100.0 Oil 100.0 GT-1-3 109.65 105.0 100.0 Oil 100.0 ST-1-0 188.00 170.0 160.0 Oil 160.0 PLTGU BLK 1 (516.95) (485.0) (460.0) (460.0) GT-2-1 109.65 105.0 100.0 Oil GT Inspect. 100.0 GT-2-2 109.65 105.0 100.0 Oil 100.0 GT-2-3 109.65 105.0 100.0 Oil 100.0 ST-2-0 188.00 170.0 160.0 Oil 107.0 2-2-1 Operat. 53.0 PLTGU BLK 2 (516.95) (485.0) (460.0) (307.0) (153.0)

Note: Gas Turbine Model – GE 9E

(8) Grati 発電所

Grati 発電所はコンバインドサイクルとオープンサイクルガスタービンからなり、Perak - Grati Generating Business Unit の事務所は Grati 発電所敷地内にある。下表に Grati 発電所

の発電設備概要を示す。

Table 3.1-11 Main Features for Grati Power Station Operation Status of 20/06/2005



Dependable Capacity

Derating Conditions

As of 2005 Nov.

Dependable Capacity

Operation/ Outage

Capacity Derating



GT-1-1 112.45 100.75 100.0 Oil Fuel supply 100.0 GT-1-2 112.45 100.75 100.0 Oil Fuel supply 100.0 GT-1-3 112.45 100.75 100.0 Oil Fuel supply 100.0 ST-1-0 189.50 159.58 150.0 Oil Fuel supply 150.0 PLTGU BLK 1 (526.85) (461.83) (450.0) Fuel supply (450.0)GT-2-1 113.84 101.90 100.0 Oil Fuel supply 100.0 GT-2-2 113.84 101.90 100.0 Oil Fuel supply 100.0 GT-2-3 113.84 101.90 100.0 Oil Fuel supply 100.0 PLTG BLK 2 (341.52) (305.70) (300.0) Fuel supply (300.0)

Note: Gas Turbine Model – MHI M701 (used to be MW701D)



(9) Suralaya 発電所

Suralaya 発電所は一般火力（汽力）の発電所で下表に発電設備の概要を示す。

Table 3.1-12 Main Features for Suralaya Power Station Operation Status of 20/06/2005



Dependable Capacity

Derating Conditions

As of 2005 Nov.

Dependable Capacity

Operation/ Outage

Capacity Derating



PLTU #1 400 400.0 371.0 Mill＆Tube 371.0 (Scheduled)

PLTU #2 400 400.0 371.0 Mill＆Tube Scheduled 371.0

PLTU #3 400 400.0 371.0 Mill＆Tube 371.0

PLTU #4 400 400.0 371.0 Mill＆Tube Forced 371.0

PLTU #1-#4Σ (1600) (1600.0) (1484.0) (742.0) (742.0)PLTU #5 600(630) 600.0 579.0 Mill 579.0 PLTU #6 600(630) 600.0 579.0 Mill 579.0 PLTU #7 600(630) 600.0 579.0 (Mill) 579.0 PLTU #5-#7Σ (1800) (1800.0) (1737.0) (1737.0)

(10) Pesanggaran 発電所

Pesanggaran発電所は 11基のディーゼル発電機と 4基の PLTGオープンサイクルガスタービ

ンからなる。UBP Bali (Bali Business Unit of Indonesia Power) は Pesanggaran 発電所敷地内に

在り、Pesanggaran 発電所だけでなく、バリ島の他の発電所、Gilimanuk 発電所、Pemaron発電所の管理も行っている。下表に Pesanggaran 発電所の発電設備概要を示す。

Table 3.1-13 Main Features for Pesanggaran Power Station


Capacity


Dependable Capacity

Derating Conditions

As of 2005 Nov.

Dependable Capacity

Operation/ Outage

Capacity Derating



PLTD #1~#11 Total 75.82 Total 60.91 Total 58.64 Total 54.14 TD#1Stopped 4.5 PLTG #1 21.4 19.5 Oil & Ambient PLTG #2 20.1 18.0 Oil & Ambient PLTG #3 42.0 37.1 Oil & Ambient PLTG #4 42.0 35.1

Total 109.7

Oil & Ambient

Total 109.7

Manufacturer for PLTD #1 to #7 : Mirrlees BS, Manufacturer for PLTD #8 to #11 : SWD GT #1 Model: Alstom PG.5341 P, GT #2 Model: GE MS.500, GT #3&#4 Model: WH 251B11

(11) Gilimanuk 発電所

Gilimanuk 発電所は 1997 年に Muara Tawar 発電所から移設されたガスタービン 1 基からな

る発電所で、ジャワ島からの海底ケーブルで送電される電力を受ける既設 150 kV Gilimanuk変電所に連系している。下表に Gilimanuk 発電所の発電設備概要を示す。



Table 3.1-14 Main Features for Gilimanuk Power Station Operation Status of 20/06/2005



Dependable Capacity

Derating Conditions

As of 2005 Nov.

Dependable Capacity

Operation/ Outage

Capacity Derating



PLTG #1 133.8 133.8 132.0 132.0

GT Model; ABB GT-13E2

(12) Pemaron 発電所

Pemaron 発電所はTanjung Priok発電所から 2002年に移設された 2基のガスタービン発電機

からなる。PLTG 1 号機、2 号機の運転開始は共有施設の整備が遅れたため、各々2004 年の

11 月、2005 年の 12 月からである。コンバインドサイクル化に必要な HRSG ブロック、蒸気タービン、発電機等は既に発電所

内に保管されている。下表に Pemaron 発電所の発電設備概要を示す。

Table 3.1-15 Main Features for Pemaron Power Station


Capacity


Dependable Capacity

Derating Conditions

As of 2005 Nov.

Dependable Capacity

Operation/ Outage

Capacity Derating


Degradation MW ▲MWPLTG #1 48.8 45.0 45.0 Oil & Others 45.0

PLTG #2 48.8 45.0 45.0 Oil & Others Installation 45.0 (ST-1-0) (48.4) (PLTGU BLK 1) ((146.0)) C/C conversion is postponed.

GT Model: GE MS.7001

3.1.1.3. リハビリ案、Modification 案並びにリパワリング案の第 1 次提案

第 1 次現地調査に基づき、第 1 回ワークショップにおいて調査団が提案した第一次案につ

いて、Table 3.1-16 (1)に IP 社分を、Table 3.1-16 (2)に PJB 社分を示す。これらは、次のよう

なリパワリング案に対する要求事項を考慮した結果である。



Table 3.1-16 (1) Original Proposals of Rehabilitation, Modification and Repowering Plans for IP

Power Station Proposed Plan MW Gain

Suralaya －－

PLTU #3 & #4

Modification Plan: Burner system modification & turbine uprating plan (PLTU #3 & #4)

30 MW Perak

PLTU #3 & #4

Repowering Plan: One block of C/C conversion of PLTU #3 & #4 STs (1-1-2)

250 MW (GT)

Block-I & Block-II

Rehabilitation/Modification Plan: Block 1 & 2 condenser and cooling system modification plan

30 MW Tanjung Priok

PLTU #3 & #4

Repowering Plan: One block of C/C conversion of PLTU #3 & #4 STs (1-1-2)

250 MW (GT)

PLTU #1 & #2

Rehabilitation/Uprating Plan: Boilers/Turbines/ Generators refurbishment plan of PLTU #1 & #2

20 MW Tambak Lorok

PLTU #1 & #2

Repowering Plan: One block of C/C conversion of PLTU #1 & #2 (1-1-2)

250 MW (GT)

Grati PLTG B-II Repowering Plan: One block of C/C conversion of PLTG B-II GTs (3-3-1)

160 MW (ST)

Pesanggaran PLTU #3 & #4

Repowering Plan: One block of C/C conversion of PLTU #3 & #4 (2-2-1)

40 MW (ST)

Gilimanuk PLTG Repowering Plan: One block of C/C conversion of PLTG gas turbine (1-1-1)

65 MW (ST)

Table 3.1-16 (2) Original Proposals of Rehabilitation, Modification and Repowering Plans for PJB

Power Station Proposed Plan MW Gain

Gresik Repowering Plan: Two (2) blocks of C/C conversion of PLTU #1 & #2 STs (1-1-1 × 2) 500MW

Paiton Modification Plan: Final RH four (4) panels replacement (T11/12⇒T91) Equivalent. 75MW

Muara Tawar Repowering Plan: One block of C/C conversion of PLTG Block 2 GTs (3-3-1) 295MW

Muara Karang －－

3.1.1.4. 油減らし案の追加提案

本章 3.1.1.1 節で十分概観したように、対象 12 火力発電所の性能並びに運転データを更に

詳細に検討した結果、本調査研究に直接結び付く追加的テーマとして、“油減らし案”がク

ローズアップされた。 • 増出力コンセプトよる油消費削減案、場合によっては、増出力はなくてもよい。 • UBP 単位では全体として現実に油減らし生ずるというスキーム成り立つこと。このこと

は、性能の悪い油焚きユニットを停止し、別の油焚きの性能の悪いユニットを性能の高

いコンバインドプラントに転換する要があることを意味する。 • 油減らしとは、油消費が少なく、CO2発生も少ないことを意味する。再度対象 12 火力発電所を UBP 単位ごとに概観した結果、次の三つの油減らし案が新たに

考え出された。その結果を、Table 3.1-17 にまとめて表示した。



Table 3.1-17 Additional Proposals of Oil Reduction Plans Power Station Proposed Plan MW Gain

UBP Semarang T.Lorok, Sunyaragi, Cilacap

One block of combined cycle conversion plan (PLTGU 1-1-2) consisting of a newly installed large GT instead of the existing Sunyaragi PLTG #1 to #4 and Cilacap PLTG #1&#2, a HRSG and the existing PLTU #1 & #2 two (2) steam turbines.

100 MW (238-(80+58))

UBP Perak Grati Perak Grati

One block of combined cycle conversion project (PLTGU 3-3-1) combining the existing PLTG Block 2 three (3) gas turbines, newly installed three (3) HRSGs and one (1) steam turbine instead of the existing Perak PLTU #3&#4 STs.

60 MW (160-100)

UBP Bali Gilimanuk, Pesanggaran

One block of combined cycle conversion project (PLTGU 1-1-1) combining the existing Gilimanuk gas turbine, a newly installed HRSG and a newly installed steam turbine instead of the existing Pesanggaran PLTG #1&#2 GTs.

24 MW (65-20-21)

3.1.2. 水力発電設備

調査した発電所の主要仕様を Table 3.1-19 に示す。

Table 3.1-19 Main Features of Objective Hydropower Stations

Saguling Cirata Soedirman Sutami Company name IP PJB IP PJB River name Citarum Citarum Serayu Brantas Plant output 700.72 MW 1,008 MW 180.9 MW 105 MW Turbine rated value

Type Vertical Francis Vertical Francis Vertical Francis Vertical Francis Output 178.8 MW 129.6 MW 61.5 MW 36 MW Net head 355.7 m 106.8 m 88.5 m 78.0m Discharge 56 m3/s 132.5 m3/s 74 m3/s 53.5 m3/s Speed 333.3 r/m 187.5 r/m 230.8 r/m 250 r/m Number of unit 4 8 3 3 Manufacturer TOSHIBA VOEST ALPINE BOVING TOSHIBA

Generator rated value Output 206.1MVA 140MVA 67.01MVA 39MVA Power factor 0.85 0.9 0.9 0.9 Voltage 16.5kV 16.5kV 13.8kV 11kV Frequency 50Hz 50Hz 50Hz 50Hz Number of unit 4 8 3 3 Manufacturer MITSUBISHI ELIN ASEA TOSHIBA

Main transformer rated value Output 412.2 MVA

(for 2units) 280 MVA

(for 2units) 70 MVA 39 MVA

Voltage 16.5/525kV 16.5/525kV 13.8/154kV 11/154kV Number of unit 2 4Bank (1φ×3) 3 3 Manufacturer MITSUBISHI ALSTOM ASEA TOSHIBA Commencement date of commercial operation

#1;12/Oct/1985 #2;28/Nov/1985 #3;3/Apr/1986

#4;29/May/1986

#1;25/May/1988 #2;29/Feb/1988 #3;30/Sep/1988 #4;10/Aug/1988 #5;15/Aug/1997 #6;15/Aug/1997 #7;15/Apr/1998 #8;15/Apr/1998

Nov./1988

#1; Sep/1973 #2; Feb/1976 #3; Feb/1976

Purpose Power Power Power Irrigation, Power, Water Supply, Flood Control

Reservoir Catchment Area 2,283 km2 4,119 km2 1,022 km2 2,052 km2

HWL 643.00 220.00 231.00 272.5 LWL 623.00 205.00 224.50 246.0 Gross volume 881 Million m3 1,920 Million m3 165 Million m3 343 Million m3

Effective Volume 609 Million m3 796 Million m3 47 Million m3 253 Million m3

Source; PJB & INDONESIA POWER data



(1) Saguling

発電所から出力の低下は見られないとのコメントがあった。 3 号機が 3 年程前から 100 MW 以下の出力では推力軸受に温度上昇が見られるため、低

負荷を 100 MW としている。

(2) Cirata

出力の低下は見られないとのコメントがあった。現時点では各号機とも異常なく運転を続けている。

(3) Soedirman

出力の低下は見られないとのコメントがあった。現時点では各号機とも順調に運転を続けている。今のところ機器に異常が見られないためオーバホールの実施を見合わせている。

(4) Sutami

出力の低下は見られない。各号機とも順調に運転を続けている。事故停止回数は他所に比べて非常に少なく、適切な運転保守が実施されていると判断され

る。 3.2. 既設発電設備の運転・維持管理面に係る現状および課題の確認 3.2.1. 火力発電所

Figure 3.2-2 に対象火力発電所の運転時間から見た 2004 年の年間運転実績を示す。



LT

GU

+PL

TG

k P/

S (P

ung

Prio

Tanj

(PLT

G)

nuk

P/

Gili

ma

S +P

LT

U)

2003

2004

2005

2003

2004

2005

SH-

95.5

89.3

SH69

.970

.8-

POH

-3.

98.

3PO

H23

.323

.0-

MO

H-

00

MO

H0.

60.

2-

FOH

(D)

-0.

40.

1FO

H (D

)0.

80.

6-

FOH

(L)

-0

0FO

H(L

)0.

10.

0-

RSH

-0.

22.

2RS

H5.

45.

4-

Tota

l-

100

100

Tota

l10

010

0-

Sura

laya

P/S

(PL

TU)

Mua

ra T

awar

P/S

(PL

TGU

+ P

LTG

)20

0320

0420

0520

0320

0420

05SH

88.4

90.3

-SH

31.4

56.6

67.7

POH

7.8

5.5

-PO

H47

.220

.615

.0M

OH

1.2

1.0

-M

OH

9.6

13.6

4.3

FOH

(D)

1.1

2.1

-FO

H (D

)1.

21.

62.

0FO

H(L

)0.

00.

0-

FOH

(L)

--

-RS

H1.

61.

2-

RSH

10.5

7.5

11.0

Tota

l10

010

0-

Tota

l10

010

010

0

Pera

k P/

S (P

LT

U)

Sagu

ling

P/S

(PLT

A)

2003

2004

2005

2003

2004

2005

SH-

84.4

80.7

SH40

.646

.558

.1PO

H-

010

.1PO

H24

.512

.43.

4M

OH

-6.

54.

8M

OH

10.

81.

6FO

H (D

)-

4.4

3.0

FOH

(D)

0.2

0.2

0.2

FOH

(L)

-0

0.7

FOH

(L)

--

-RS

H-

4.7

0.7

RSH

33.7

4036

.7To

tal

-10

010

0To

tal

100

100

100

Paito

n P/

S (P

LT

U)

Gra

ti P/

S (P

LT

GU

+PL

TG)

%20

0320

0420

0520

0320

0420

05SH

83.7

8875

.7SH

-31

.150

.9PO

H10

.27.

316

.8PO

H-

2.2

1.2

MO

H3.

31.

04.

9M

OH

-6.

71.

9FO

H (D

)0.

72.

32.

6FO

H (D

)-

1.7

1.7

FOH

(L)

--

-FO

H(L

)-

--

RSH

2.1

1.5

0RS

H-

58.3

44.3

Tota

l10

010

010

0To

tal

-10

010

0

Gre

sik

P/S

(PLT

GU

+ P

LT

G +

PL

TU)

Sudi

rman

P/S

(PL

TA

)20

0320

0420

0520

0320

0420

05SH

71.7

73.1

73.9

SH34

.136

.839

POH

5.5

5.4

7.9

POH

2.4

1.8

2.3

MO

H1.

31.

10.

8M

OH

--

-FO

H (D

)1.

10.

90.

7FO

H (D

)0

0.1

0FO

H(L

)-

--

FOH

(L)

--

-RS

H20

.419

.516

.6RS

H63

.561

.358

.7To

tal

100

100

100

Tota

l10

010

010

0

Tam

bak

Lor

ok P

/S (P

LT

GU

+ P

LTU

)Pe

sang

gara

n P/

S (P

LT

G +

PL

TD)

2003

2004

2005

2003

2004

2005

SH69

.372

.773

.9SH

-30

.438

.4PO

H12

.85.

98.

8PO

H-

3.7

5.5

MO

H0.

30.

50.

4M

OH

-0.

13.

4FO

H (D

)1.

00.

51.

3FO

H (D

)-

0.1

0.4

FOH

(L)

0.0

0.0

0.0

FOH

(L)

-0.

10

RSH

16.6

20.4

15.6

RSH

-65

.852

.3To

tal

100

100

100

Tota

l-

100

100

Pem

aron

P/S

(PL

TG)

Cir

ata

P/S

(PLT

A)

Mua

ra K

aran

g P/

S (P

LT

GU

+ P

LTU

)Su

tam

i P/S

(PL

TA

)20

0320

0420

0520

0320

0420

0520

0320

0420

0520

0320

0420

05SH

--

28.7

SH18

21.8

28.2

SH85

.180

71.7

SHPO

H-

-22

.9PO

H4.

63.

33.

7PO

H8.

17.

315

.9PO

HM

OH

--

5.5

MO

H12

.52.

27

MO

H4.

27.

89.

3M

OH

FOH

(D)

--

0.2

FOH

(D)

0.1

0.1

0.2

FOH

(D)

2.5

4.5

2.9

FOH

(D)

FOH

(L)

--

0FO

H(L

)-

--

FOH

(L)

--

-FO

H(L

)R

SH-

-42

.6R

SH64

.872

.760

.9R

SH0.

10.

40.

1R

SHTo

tal

--

100

Tota

l10

010

010

0To

tal

100

100

100

Tota

l0

00

Not

e:PL

TU :

Con

vent

iona

l the

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atio

n (O

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OH

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TD:D

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ck)

FOH

(D):

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ower

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FOH

(L):

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e H

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cau

sed

by p

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emR

SH:R

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prov

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h po

wer

stat

ion

Paito

n P/

S

0%20

%40

%60

%80

%10

0%

2003

2004

2005

SHPO

HM

OH

FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

Gre

sik

P/S

0%20

%40

%60

%80

%10

0%

2003

2004

2005

SHPO

HM

OH

FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

Gra

ti P/

S

0%20

%40

%60

%80

%10

0%

2003

2004

2005

SHPO

HM

OH

FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

Pera

k P/

S

0%20

%40

%60

%80

%10

0%

2003

2004

2005

SHPO

HM

OH

FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

Mua

ra T

awar

P/S

0%20

%40

%60

%80

%10

0%

2003

2004

2005

SHPO

HM

OH

FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

Tam

bak

Lor

ok P

/S

0%20

%40

%60

%80

%10

0%

2003

2004

2005

SHPO

HM

OH

FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

Tan

jung

Pri

ok P

/S

0%20

%40

%60

%80

%10

0%

2003

2004

2005

SHPO

HM

OH

FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

Sura

laya

P/S

0%20

%40

%60

%80

%10

0%

2003

2004

2005

SHPO

HM

OH

FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

Mua

ra K

aran

g P/

S

0%20

%40

%60

%80

%10

0%

2003

2004

2005

SHPO

HM

OH

FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

Pesa

ngga

ran

P/S

0%20

%40

%60

%80

%10

0%

2003

2004

2005

SHPO

HM

OH

FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

Gili

man

uk P

/S

0%20

%40

%60

%80

%10

0%

2003

2004

2005

SHPO

HM

OH

FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

Pem

aron

P/S

0%20

%40

%60

%80

%10

0%

2003

2004

2005

SHPO

HM

OH

FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

Sudi

rman

P/S

0%20

%40

%60

%80

%10

0%

2003

2004

2005

SHPO

HM

OH

FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

Sagu

ling

P/S

0%20

%40

%60

%80

%10

0%

2003

2004

2005

SHPO

HM

OH

FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

Cir

ata

P/S

020

4060

8010

0

2003

2004

2005

SHPO

HM

OH

FOH

(D)

FOH

(L)

RSH

Suta

mi P

/S

0%20

%40

%60

%80

%10

0%

2003

2004

2005

RSH

FOH

(L)

FOH

(D)

MO

HPO

HSH

Fig

ure

3.2-

2

Ann

ual O

pera

tion

Perf

orm

ance

Rel

atin

g H

ours

(%) f

or O

bjec

tive

Pow

er S

tatio

ns



今回の調査対象火力発電所の内、75 ユニット（PLTU：23，PLTG：12，PLTGU：40）につ

いて、停止回数と時間および後述する事故原因を分析した。

(1) ユニットタイプ別の事故停止回数と時間

以下に 2003，2004 年ならびに 2005 年の 3 年間のユニットタイプ別の事故停止回数と時間

を示す3。

Table 3.2-2 Forced Outage (Hours) for Thermal Power Stations

Sources : INDONESIA POWER & PJB data

Type 2003 2004 2005 Total

PLTU 2,600 5,158 9,318 17,076

PLTG 678 1,239 1,010 2,927

PLTGU 10,168 8,426 8,115 26,709

Total 13,446 14,823 18,443 46,712

105

150134

49 49

90

280

339

423434

538

647

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3

PLTU PLTG PLTGU Total


Numbers of Forced Outages are too many and have been increasing in the past 3 years.

Forced Outage Hours are also too many and have been increasing in the past 3 years.

Type 2003 2004 2005 Total

PLTU 105 150 134 389

PLTG 49 49 90 188

PLTGU 280 339 423 1,042

Total 434 538 647 1,619

Table 3.2-1 Forced Outage (Times) for Thermal Power Stations

2,600

5,158

9,318

6781,239 1,010

10,168

8,426 8,115

13,446

14,823

18,443

-

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

2003 2004 2005

PLTU PLTG PLTGU Total

3 参考として日本の水力発電所，火力発電所の 2004 年の事故件数はそれぞれ 115 件と 72 件であった（出典：原子力安全保安院，

METI）。



(2) ユニットタイプ別、事故停止回数

以下に 2003,2004 年ならびに 2005 年の 3 年間のユニットタイプ別の事故停止回数を示す。

Table 3.2-3 Number of Forced Outages (Times) for PLTU


Table 3.2-4 Number of Forced Outages (Times) for PLTG


Causes of Forced Outage Code % TimesA: Instrumentation and Control A 40.4% 157B: Turbine/Generator B 20.3% 79C: Boiler and Auxiliaries C 27.5% 107D: Cable/Relay D 3.3% 13E: Inerter E 0.5% 2F: Transformer F 0.5% 2G: System Fault or Irregular Frequency G 4.1% 16H: Others H 3.3% 13

100.0% 389Total

Dominant causes are: － I & C : 40.4%

40.4%

20.3%

27.5%

3.3%0.5% 0.5%

4.1% 3.3%

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

A B C D E F G H

Causes of Forced Outage Code % TimesA: Instrumentation and Control A 50.0% 94B: Turbine/Generator B 36.2% 68C: Cable/Relay C 3.7% 7D: Electrical Fault or Irregular Frequency D 2.7% 5E: System Fault or Irregular Frequency E 3.7% 7F: Derating F 3.2% 6G: Others G 0.5% 1

100.0% 188Total

50.0%

36.2%

3.7% 2.7% 3.7% 3.2%0.5%

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

A B C D E F G

(e.g.)

・MFT Trip ・Drum Level High/Low ・Furnace Draft Press. High/Low ・Flame Out Trip － Boiler & Auxiliaries: 27.5% (e.g.) ・Boiler/Tube Leak － Turbine & Generator: 20.3% (e.g.)

・Balancing Turbine/Generator

Dominant causes are:

－ I & C : 50.3% (e.g.) ・Ignition Trouble ・Temperature Control Trouble ・Flame Out Trip － Turbine & Generator: 36.2% (e.g.) ・Balancing Turbine/Generator ・Exciter System Trouble



Table 3.2-5 Number of Forced Outages (Times) for PLTGU


Causes of Forced Outage Code % TimesA: Instrumentation and Control A 36.8% 383B: Turbine/Generator B 17.9% 186C: HRSG and Auxiliaries C 10.4% 108D: Relay D 1.2% 12E: 6kV Bus E 0.8% 8F: UPS System F 0.3% 3G: Electrical G 1.1% 11H: System Fault or Irregular Frequency H 7.4% 77I: Derating I 14.6% 152J: Others J 9.7% 101

100.0% 1041Total

36.8%

17.9%

10.4%

1.2% 0.8% 0.3% 1.1%

7.4%

14.6%

9.7%

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

A B C D E F G H I J

Dominant causes are: － I & C : 36.8% (e.g.) ・Exhaust Temperature High ・Flame Out Trip ・Ignition Trouble － Turbine & Generator: 17.9% ・Condenser Plugging ・Starting Motor Trouble － HRSG & Auxiliaries: 10.4% (e.g.) ・Exhaust Dumper Trouble

(3) Scheduled Maintenance/Inspection に係る発電所側とメンテナンス事業部 (UBHAR/UHAR)との役割分担

Table 3.2-9 および Table 3.2-10 の通り、Indonesia Power/PJB は Scheduled Inspection Work と

Scheduled Special Order Maintenance Work におけるメンテナンス事業本部 (UBHAR/ UHAR) の支援内容が異なっている。

Indonesia Power の UBHAR/UHAR ：ボイラ・タービン・発電機等の主機設備を担当 PJB の UBHAR/UHAR ：主機・補機・共用設備等の全設備を担当



Table 3.2-9 Sharing of Role between Maintenance Department of the Power Station and Maintenance Business Unit (UBHAR/UHAR)

○ ：Responsible Task Indonesia Power PJB Category of Maintenance Power Station UBHAR Power Station UBHAR

1. Corrective Maintenance & Emergency work for PLTU, PLTGU and PLTG

e.g. ① Unscheduled maintenance work

(Fire accident or Trouble) ② Maintenance work against malfunctions

of facilities in operating division

○ ○

Major Accident

or Trouble

○ ○

Major Accidentor

Trouble

2. Predictive Maintenance for PLTU, PLTGU and PLTG

e.g. ① Condition-based maintenance should be

carried out on the low priority facilities ・Pump/Motor/Fan/Compressor, etc.

○ ━ ○ ━

3. Preventive Maintenance for PLTU, PLTGU and PLTG

e.g. ① Daily maintenance work ② Planning maintenance ③ Scheduled inspection work ④ Scheduled special order maintenance

work

○ ○

・Auxiliary ・Ancillary ・Quality control・Unit start-up

━ ━

・Main Facility ・Quality

control

○ ○

・Quality control ・Unit start-up

━ ━

・Main Facility・Auxiliary ・Ancillary ・Quality control

Remarks; UBHAR ; Maintenance Business Unit

Table 3.2-10 Support System in UBHAR for Scheduled Maintenance/Inspection Work < Indonesia Power >

－ UBHAR Head-office in Jakarta city carries out two services as follows Internal Service for Indonesian Power’s Power station External Service for another IPP/companies －UBHAR Teams are dispatched to 5 units to support maintenance areas of each thermal power station in

JAVA-BALI Region ・Suralaya Area，T. Priok Area，Perak-Grati Area and Bali Area, Semarang Area －Each UBHAR Area Team carries out coordinating Scheduled Inspection works and Special Order Maintenance

works －UBHAR Head-office dispatches 1 or 2 persons (Expert persons) in order to support Quality Control for UBHAR

Area Team during Scheduled Inspection work which are Serious (Major)，Mean and Simple Inspection

<PJB> － UBHAR Head-office at Gresik carries out the internal service only for PJB’s power station － Every thermal power station in PJB has unit support maintenance as subordinate of UBHAR

They works for Scheduled Inspection Work and Special Order Maintenance Work － UBHAR Head-office dispatches 2 persons (Specialist, Supervisor) in order to support Quality Control of

UBHAR at power station during Scheduled Inspection works which are Serious (Major), Mean and Simple Inspection

UBHAR



3.2.2. 水力発電所

下表に各所の年間発生電力量を示す。

Annual Generation Energy (MWh) Year Saguling Cirata Soedirman Sutami

1995 2,254.9 1,406.3 598.2 1996 2,504.0 1,472.6 524.3 1997 1,325.9 851.8 283.2 1998 3,131.8 1,734.2 629.4 1999 2,319.1 1,358.6 616.7 2000 2,272.5 1,285.4 569.1 2001 2,959.3 1,694.3 617.7 509.8 2002 2,313.3 1,368.7 361.8 490.1 2003 1,780.2 952.0 420.2 400.5 2004 1,990.5 1,132.9 437.8 451.1 2005 2,123.7 1,265.6 368.3 342.6 2005 は 10 月末まで 2005 は 10 月末まで 2005 は 10 月末まで 2005 は 10 月末まで

Source; PJB & INDONESIA POWER data

(1) 年間始動･停止回数（号機毎、近 5 年間程度）

1) Saguling

下表に年間始動･停止回数の推移を示す。

Annual Start and Stop Frequency Unit 1 Unit 2 Unit 3 Unit 4 Year

2000 205 198 188 158 2001 199 163 178 183 2002 74 151 227 163 2003 101 159 260 246 2004 245 229 240 152 2005 158 174 245 177

2005 は 10 月末まで Source; INDONESIA POWER data

2) Cirata

下表に年間始動・停止回数を示す。

Annual Start and Stop Frequency Year Unit 1 Unit 2 Unit 3 Unit 4 Unit 5 Unit 6 Unit 7 Unit 8 2000 130 337 247 307 351 320 340 347 2001 122 222 49 297 312 339 331 325 2002 288 218 153 282 333 333 330 298 2003 280 302 0 253 292 286 320 291 2004 265 272 229 242 306 274 258 240 2005 238 239 222 211 238 218 223 110

2005 は 10 月末まで Source; PJB data



3) Soedirman

下表に年間始動・停止回数を示す。 Annual Start & Stop Frequency

Year Unit 1 Unit 2 Unit 3 2000 2001 273 255 265 2002 276 278 272 2003 252 236 211 2004 263 283 261 2005 298 306 318

2005 は 12 月中まで Source; INDONESIA POWER data

4) Sutami

次表に年間始動・停止回数を示す。

Annual Start & Stop Frequency Year Unit 1 Unit 2 Unit 3 2000 2001 132 146 246 2002 125 109 236 2003 211 113 277 2004 133 118 263 2005 129 128 266

2005 は 10 月末まで Source; PJB POWER data

(2) 運転パターン例

1) Saguling

0

100

200

300

400

500

600

0 6 12 18 24Time

Out

put(M

W)

Unit1 Unit2Unit3 Unit4Total

運転は基本的にピーク対応運転であっ

て、P3B 給電指令所からの運転、停止指

令に基づく。また、出力は号機毎に P3Bからの LFC (Load Frequency Control) 指令に基づき発電所運転員が手動により

調整している（完全な LFC 運転とは言

いがたい）。 Source ; INDONESIA POWER data (2005.8.15)

Saguling Daily Operation Pattern (Load Curve)



2) Cirata

0

100

200

300

400

500

600

700

0 6 12 18 24

Time

OU

tput

(MW

)

Unit1 Unit2 Unit3

Unit4 Unit5 Unit6

Unit7 Unit8 Total

運転は基本的にピーク対応運転であっ

て、P3B 給電指令所からの運転、停止指

令に基づく。また、出力は号機毎に P3Bからの LFC (Load Frequency Control) 指令に基づき発電所運転員が手動により

調整している（Saguling と同様）。

Source; PJB data (2005.09.15)

Cirata Daily Operation Pattern (Load Curve)

3) Soedirman

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 6 12 18 24Time

Out

put(M

W)

Unit1 Unit2Unit3 total

運転は基本的にピーク対応運転である。

Source; INDONESIA POWER data (2005.1.15)

Soedirman Daily Operation Pattern (Load Curve)

4) Sutami

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 6 12 18 24Time

OU

tput

(MW

)

unit1 unit2unit3 total運転は基本的にはピーク対応運転であ

るが、1 台は 50%負荷程度で連続運転し

ていることが多い。また雨季で水量が多

い場合には 3 台連続運転することもあ

る。

Source; PJB data (2005.8.28)

Sutami Daily Operation Pattern (Load Curve)

(3) 日常管理状況（点検項目，状況，頻度等）

各所とも発電所内は非常に美しい状態に管理されており、また整理整頓もしっかりなされ

ている。全般に発電所機器に対する機器称呼番号表示や機器名称表示が少ないように思われる。ま



た、バルブに対してもバルブ番号や開閉表示が明示されていないように思われる。また、各メータの指示値（温度、圧力等）に対する標準値や、正常範囲を示す表示が少な

いように思われる。

(4) 運転維持・管理体制

各所共通しており、以下のような体制である。

運転・保守に関する体制は次の通りである。運転；発電所は 3 交代制（4 チーム）で常時監視方式である。運転員はコントロール室と

発電所本館に常駐しており、コントロール室では発電機の運転停止制御・出力電圧

制御を行っている。また、発電所本館では機器の状態監視パトロールを実施している。

保守；機械、電気、計測制御にわかれ、週点検、月点検、定期点検の計画および実施およ

び補修を行っている。

運転要員と保守要員の定期的交流は総じて乏しい。

(5) チタルム川 3 貯水池の統合運転

チタルム川にあるサグリン、チラタ、ジャティルフルの 3 貯水池は、水資源の有効利用と

水利用に関る紛争を避けるために、貯水池の運転を統合し運転している。

ルールカーブは、SPK-TPA: Sekretariat Pelaksana Koordinasi Tasa Pengatura Air (Secretariat of Water Management Coordination) を事務局とする管理員会により毎年作成されている。

ルールカーブを作成するため公共事業省の Pusat Penelition & Peugemerongon Air がコンピュ

ータプログラムにより、3 貯水池の運用シミュレーションを実施する。シミュレーション・

プログラムは、以下に示す下流域の水利用の優先順位に従い貯水池を運用するようプログ

ラムされている。 1 位：上水 2 位：灌漑用水 3 位：工業用水 4 位：下流域市街地用水路の洗浄のための用水 5 位：発電用水

Figure 3.2-4 に見られるように、各ダム管理者はルールカーブを良く遵守している。従って、

もし、ルールカーブが高水位運転を促すようなカーブであれば、同じ流入量で、さらに効

率的な貯水池運用が期待できる。



2004

Sag

ulin

g

600

605

610

615

620

625

630

635

640

645

650

JanFebMarApr

MayJunJul

AugSepOctNovDecJan

Reservoir WL (m)

0100

200

300

400

500

Monthly Discharge (m3/s)

Rul

e C

urve

HW

LLW

LA

ctua

l WL

Inflo

wO

utflo

wA

ctua

l Inf

low

Act

ual O

utflo

w

2005

Sag

ulin

g

600

605

610

615

620

625

630

635

640

645

650

JanFebMarApr

MayJunJul

AugSepOctNovDecJan

Reservoir WL (m)

0100

200

300

400

500


Rul

e C

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HW

LLW

LA

ctua

l WL

Inflo

wO

utflo

wA

ctua

l Inf

low

Act

ual O

utflo

w

2003

Sag

ulin

g

600

605

610

615

620

625

630

635

640

645

650

JanFebMarApr

MayJunJul

AugSepOctNovDecJan

Reservoir WL (m)

0100

200

300

400

500


Rul

e C

urve

HW

LLW

LAc

tual

WL

Inflo

wO

utflo

wAc

tual

Inflo

wAc

tual

Out

flow

2002

Sag

ulin

g

600

605

610

615

620

625

630

635

640

645

650

Jan

Mar

May

Jul

Sep

Nov

Jan

Reservoir WL (m)

0100

200

300

400

500


Rul

e C

urve

HW

LLW

LA

ctua

l WL

Inflo

wO

utflo

wA

ctua

l Inf

low

Act

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utflo

w

2001

Sag

ulin

g

600

605

610

615

620

625

630

635

640

645

650

Jan

Mar

May

Jul

Sep

Nov

Jan

Reservoir WL (m)

0100

200

300

400

500


Rul

e C

urve

HW

LLW

LA

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l WL

Inflo

wO

utflo

wA

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l Inf

low

Act

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w

2005

Cira

ta

170

175

180

185

190

195

200

205

210

215

220

225

JanFebMarApr

MayJunJul

AugSepOctNovDecJan

Reservoir WL (m)

50150

250

350

450


Rul

e C

urve

HW

LLW

LA

ctua

l WL

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wO

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Inflo

wA

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l Out

flow

2004

Cira

ta

170

175

180

185

190

195

200

205

210

215

220

225

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

Jan

Reservoir WL (m)

50150

250

350

450


Rul

e C

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HW

LLW

LA

ctua

l WL

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wO

utflo

wA

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l Inf

low

Act

ual O

utflo

w

2003

Cira

ta

170

175

180

185

190

195

200

205

210

215

220

225

JanFebMarApr

MayJunJul

AugSepOctNovDecJan

Reservoir WL (m)

50150

250

350

450


Rul

e C

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HW

LLW

LAc

tual

WL

Inflo

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wAc

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Inflo

wAc

tual

Out

flow

2002

Cira

ta

170

175

180

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190

195

200

205

210

215

220

225

JanFebMarApr

MayJunJul

AugSepOctNovDecJan

Reservoir WL (m)

50150

250

350

450


Rul

e C

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HW

LLW

LA

ctua

l WL

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wO

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wA

ctua

l Inf

low

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2001

Cira

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170

175

180

185

190

195

200

205

210

215

220

225

JanFebMarApr

MayJunJul

AugSepOctNovDecJan

Reservoir WL (m)

50150

250

350

450


Rul

e C

urve

HW

LLW

LAc

tual

WL

Inflo

wO

utflo

wA

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low

Actu

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w

Fig

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3.2-

4

Res

ervo

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ing

and

Cir

ata



3.3. 既設送変電設備の現状と課題の確認及び改善に関する提言

3.3.1. 系統安定度

(1) 設備概要

調査団が数箇所の 500 kV 変電所を調査した結果、Paiton 火力併設の変電所ではガス絶縁母

線 (GIB) やガス遮断器 (GIS) など新の 500 kV 設備が導入されていたが、一方でジャカ

ルタ郊外の変電所ではすでに製造中止となった空気遮断器が見られた。2002年 9月には 500 kV 送電線事故時に動作すべき空気遮断器が不動作であったため、広範囲な停電事故を発生

している。このタイプの空気遮断器は現在保有している予備品も少ないとのことであり、

新型のガス遮断器に取り替えることが推奨される。

(2) 利用率

500 kV 送電線においては 3.3.1 章に述べた安定度で制約される区間のみが該当し、熱容量の

観点では全て N-1 を満足している状況である。また変圧器では、500/150 kV クラスにおい

ては利用率が 60%を超過している変圧器が全体の 90%以上となっており、ほとんど N-1 ク

ライテリアが満足されていない。

(3) 事故件数

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

Times/100kmc

2001 2002 2003 2004

500kV 150kV 70kV

0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

0.4

Times/Unit

2001 2002 2003 2004

500kV 150kV 70kV

Source; PLN P3B STATISTIK 2004 Source; PLN P3B STATISTIK 2004 Figure 3.3-3 Number of Service Interruption Figure 3.3-4 Number of Service Interruption of TransmissionLine per 100km Circuit of Transformer per Unit

上図より、500 kV 設備における停電事故件数においては送電線では少ないが、変圧器にお

いては年々増加していることがわかる。500 kV における停電事故は大規模な供給支障につ

ながる可能性が大きいが、特に 500 kV 変圧器の稼働率が 80%を超えているものが 32 台中

21 台という状況であるため、一層停電事故時の与える影響が大きいということがいえる。

事実、2004 年においては 2003 年に比べ停電事故件数は 13%減少しているものの、供給支

障となった電力量は 2.5%増加している。



これらの状況からも 500 kV の変圧器の増設が早急に望まれる。

(4) 周波数

ガバナフリー運転については、現在、IP 及び PJB 所管の発電機では実施されておらず、IPP及び Muara Tawar 発電所のうちの PLN 所管の発電機のみが実施している状況であるとのこ

とであった。よって短周期の周波数変動においては IPP 及び Muara Tawar が制御している

状況である。ATURAN JARINGAN においては各所の発電機がガバナフリー運転するよう規

定されており、P3B UBOS（中央給電指令所）も各発電所に対して指示しているにも関わら

ず、IP 及び PJB の発電機では実施していないという。周波数を安定に保つためにはこれら

の発電機をガバナフリー運転することが推奨される。



4. 既設発電設備の設備面に係る改修計画 4.1. 火力発電所

4.1.1. 技術検討

(1) Tambak Lorok 一般汽力のリパワリング計画

本計画の主要機器の基本設計数値は次の通りである。

◊ ガスタービンと同発電機 F 型ガスタービン、出力 240 MW 30°C にてガス/HSD の Dual Firing，ガス焚き低 NOx 燃焼・油焚き水噴

射機能付，282 kVA 発電機並びに昇圧変圧器

◊ 排ガスボイラ 1 ドラム単圧設計、蒸気条件 88 kg/cm2g × 510°C

◊ 既設蒸気タービンと同発電機

シングルフロー復水形蒸気タービン× 2 基，出力 50 MW × 2，タービンロータ並びにガバナの更新を実施

◊ 既設蒸気タービン発電機と昇圧変圧器

容量 60 kVA × 2 基固定子巻線の巻き直し実施

◊ 計測制御装置デジタル制御装置

◊ 主要 BOP ボイラ給水装置（ポンプ、配管、弁類）、蒸気・水配管・弁類

◊ 電気設備並びに開閉装置コンベンショナル形（150 kV 系連系）

本リパワリング計画案のまとめは次の通り。 ① 増出力 (Repowering) 186.4 MW ② EPC コスト 159.3 百万ドル

(2) Grati ブロックⅡのリパワリング計画

本計画の主要機器の基本設計数値は、ブロック I と基本的に同じである。

◊ 既設ガスタービンと同発電機

701D 型×3 基、ガス/HSD の Dual Firing 定格出力 112.45 MW（ガス焚き時），100.75 MW（HSD 焚き時），

発電機と昇圧変圧器容量 135 kVA x 3 基

◊ 排ガスボイラ 2 ドラム型（二重圧設計）× 3 缶蒸気条件 75 kg/cm2g × 505°C & 5.2 cm2g × 176°C

◊ 蒸気タービンと同発電機

HP/LP くし型復水式 × 1 基，定格出力 189.5 MW，復水器真空 0.085P，発電機と昇圧変圧器 22 kVA×1 基




◊ 主要補機取水／放水設備、冷却水設備（循環水ポンプ他）及び循環水管・

弁類、ボイラ給水設備（給水ポンプ他）

◊ 電気設備と開閉装置コンベンショナル形（150 kV 系連系）

本計画案のまとめは次の通り。増出力 (Repowering) 159.58 MW EPC コスト 159.3 百万ドル

(3) Gilimanuk ガスタービンのコンバインドプラント転換案

本リパワリング計画案の主要機器の基本設計数値は次のようである。


ALSTOM 社製 13E2 型 × 1 基 HSD 焚き燃焼器（元来はガス/HSD の Dual Firing）定格出力 133 MW（HSD 燃焼時）発電機と昇圧変圧器 170 kVA × 1 set

◊ 排ガスボイラ 2 ドラム計画（二重圧設計）× 1 缶蒸気条件 70 kg/cm2g × 510°C & 5.2 kg/cm2g × 155°C


タンデム形復水式 × 1 基定格出力 67 MW, 復水器真空 0.15 kg/cm2

発電機と昇圧変圧器 80 kVA × 1 基

◊ 空冷復水器設備 (ACC) L 52m × W 50m × H 34m 構造冷却ファン及び駆動モーター 149 kW × 16 機


◊ 主要補機蒸気タービン排気管, 冷却水設備（配管・弁類・ポンプ類）、

ボイラ給水設備（ポンプ類、配管、弁類）

◊ 電気設備と開閉所設備コンベンショナル形（150kV 系連系）

本計画案の増出力 (Repowering) は、新設の蒸気タービンの出力と同じ 67.0MW である。上記リパワリング計画案の EPC コストは、66.4 百万ドルと見積もられた。このコストは、

空冷復水器設備（ACC 設備）を含み、敷地拡張のための土地購入の経費を含まない。

(4) オイル削減案のコンセプト

オイル削減案の基本的な考え方は、次のような構想に基づいている。

◊ 複数発電所を統括する UBP*単位で総合的にオイル消費の削減を図る

◊ UBP 統括地域内の低効率の既設単独運転ガスタービンや既設一般汽力の一部の運転を

停止する



◊ 上記の停止するユニットに代わって（代替するプラントとして）、 ① 既設ガスタービンの一部を高効率コンバインドプラントに転換する。これは、転換

型リパワリング計画案に相当する。または、 ② 高効率コンバインドプラントを新設する。これは、スクラップアンドビルド型リパ

ワリング計画案に相当する。

(5) UBP Semarang オイル削減計画案

中部ジャワ地区を管轄する UBP Semarang は、火力発電所 3 ヶ所並びにその発電プラントを

管理運営している。

UBP Semarang に対して、次のようなオイル削減計画が生まれる。

◊ 停止すべき効率の悪いオイル焚き発電ユニット T.Lorok 一般汽力 1･2 号機（MFO 燃焼） 50 MW × 2 units Sunyaragi ガスタービン 1－4 号（HSD 燃焼） 20 MW × 4 units Cilacap ガスタービン 1･2 号機（HSD 燃焼） 26 MW + 29 MW 上記停止ユニットの出力合計 235 MW

◊ 新たに建設するコンバインドプラント代替案 F 型ガスタービン×1 基＋排ガスボイラ×1 缶＋蒸気タービン発電機

×1 基による 1 軸型コンバインドプラント (1-1-1 型 PLTGU) コンバインドプラント定格出力 307.4 MW（HSD 燃焼時）

◊ 増出力 (Repowering) とオイル消費削減の達成増出力 (Repowering) (307.4 – 235 = 72.4) 72.4MW オイル削減コンバインドの消費量 < 停止ユニットの消費量合計

代替案のコンバインドプラント (1-1-1 型 PLTGU) の基本仕様は次の通りである。

◊ ガスタービンと同発電機

F 型×1 基，定格出力 240 MW（ガス焚き時、30°C にて）ガス/HSD Dual Firing，低 NOx 燃焼機能付発電機と昇圧変圧器 285 kVA

◊ 排ガスボイラ 3 ドラム・再熱型（3 重圧方式）×1 基蒸気条件 110 kg/cm2g × 538/566°C


くし形再熱復水タービン×1 基，定格出力 133 MW 発電機と昇圧変圧器 160 kVA×1 基


◊ 主要補機取水・放水設備、冷却水管設備、蒸気・給水配管設備・弁類


本コンバインドプラント設備 (1-1-1 型 PLTGU) は、既設一般汽力 3 号機隣接の空き地（現

在はサッカー場として使用中）に建設するものと想定した。



コンバインドプラント代替案の性能値は次の通りである。ガス焚き時ガスタービン出力 236.9 MW 蒸気タービン出力 133.0 MW プラント出力 369.9 MW プラント効率 56.4%（低位発熱量基準） HSD 焚き時ガスタービン出力 206.4 MW 蒸気タービン出力 101.0 MW プラント出力 307.4 MW プラント効率 50.4%（低位発熱量基準）

(6) UBP Perak/Grati オイル削減計画案

UBP Perak/Grati は、Perak 発電所と Grati 発電所の 2 発電所を所轄し、その発電ユニットを

運営している。次のようなオイル削減計画の構想が生まれる。

◊ 停止すべき効率の悪いオイル焚きプラント Perak 一般汽力 3･4 号機（MFO 燃焼) 50 MW × 2 units ◊ 代替案として Grati ブロックⅡガスタービン 3 基を利用した高性能コンバインドプラン

トに転換追設排ガスボイラ × 3 缶＋追設蒸気タービン･発電機 3-3-1 型コンバインドコンバインド出力（HSD 燃焼時） 461.83 MW

Grati ブロックⅡコンバインド転換プラントの基本仕様は次の通りである。


701D 型 × 3 基, ガス/HSD Dual Firing 定格出力 112.45 MW（ガス燃焼），100.75 MW（HSD 燃焼）32°C

◊ 排ガスボイラ 2 ドラム型（二重圧）× 3 缶，蒸気条件 75 kg/cm2g × 505°C T & 5.2 kg/cm2g × 176°C


高低圧くし形復水式 × 1 基定格出力 189.5 MW，復水器真空 0.085 ata


◊ 主要補機取放水設備、冷却水管・弁類・冷却水ポンプ、ボイラ給水ポン

プ等

◊ 電気設備と開閉所コンベンショナル形（150kV 系連系）

Grati ブロックⅡの代替案：コンバインド転換プラントは、ブロックⅠと同じ計画であるの

で、その HSD 燃焼時の性能値も同じである。 ◊ ガスタービン+蒸気タービン出力 100.75 MW × 3/159.58 MW ◊ プラント出力 461.83 MW ◊ プラント熱効率 47.1%（低位発熱量基準）



上記リパワリング計画案は、159.3 百万ドルと見積もられる。

(7) UBP Bali オイル削減計画案

UBP Bali は、3 ヶ所の火力発電所とそこに所属する発電ユニット並びにジャワ島から海底

ケーブルで受け入れる系統電力を所轄し運営している。

次のようなオイル削減計画の構想が生まれる。

◊ 停止する性能の悪い既設ユニット Pesanggaran ガスタービン 1・2 号（HSD 燃焼） 21.4 + 20.1 MW Pesanggaran ディーゼル 1－4 号（HSD 燃焼） 5.08 MW × 4 ◊ Gilimanuk ガスタービンのコンバインドプラント転換新設排ガスボイラ × 1 缶＋蒸気タービン・発電機 × 1 基 67MW コンバインド転換プラント（1-1-1 型 PLTGU）出力計 200 MW ◊ 増出力とオイル消費の削減の達成増出力 (Repowering) 67.0 – (41.5+ 20.3) = 5.2 5.2 MW オイル削減停止するユニットのオイル消費量分

本オイル削減計画案の主要コンポーネントの設計数値は次の通りである。


ALSTOM 製 13E2 型 × 1 基，HSD 焚き燃焼器（元来はガス/HSDの Dual Firing），定格出力 133 MW（HSD 燃焼時）発電機と昇圧変圧器 170 kVA × 1 set

◊ 排ガスボイラ 2 ドラム計画（二重圧設計）× 1 缶蒸気条件 70 kg/cm2g × 510°C及び 5.2 kg/cm2g × 155°C


タンデム形復水式 × 1 基，定格出力 67 MW 復水器真空 0.15 kg/cm2，発電機と昇圧変圧器 80 kVA×1 基

◊ 空冷復水器設備 (ACC)

L 52m × W 50m × H 34m 構造冷却ファン及び駆動モーター 149 kW × 16 機


◊ 主要補機蒸気タービン排気管, 冷却水設備（配管・弁類・ポンプ類）、

ボイラ給水設備（ポンプ類、配管、弁類）




4.1.2. 経済・財務分析

(1) リパワリング案

Table 4.1-5 Outline of Proposed Plans Case No. Final Plans Fuel

Type Proposed Plan Investment Cost (Additional Output)

1 Conversion to C/C (PLTGU 1-1-2) by utilizing existing PLTU #1&#2 and adding one (1) GT & one (1) HRSG

1.1

HSD GT output ST output Plant output Plant efficiency

206.4 MW 40.0 MW × 2 units

286.4 MW 47.0 % (LHV base)

179.0 M.US$ (186.4 MW)

1.2

Tambak Lorok

Gas GT output ST output Plant output Plant efficiency

236.9 MW 50.7 MW × 2 units

338.3 MW 51.6 % (LHV base)

179.0 M.US$ (238.3 MW)

2 Conversion to C/C (PLTGU 3-3-1) by utilizing existing BLK 2 PLTG #1, #2 and #3, and adding three (3) HRSG & one (1) ST

2.1 HSD GT output ST output Plant output Plant efficiency

100.75 MW × 3 units 159.58 MW 461.83 MW 47.1 % (LHV base)

179.0 M.US$ (120.3 MW)

2.2

Grati


112.45 MW × 3 units 189.5 MW 526.85 MW 49.8 % (LHV base)

179.0 M.US$ (185.4 MW)

3 Conversion to C/C (PLTGU 1-1-1) by utilizing existing PLTG and adding one (1) HRSG & one (1) ST

3.1

Gilimanuk

HSD GT output ST output Plant output Plant efficiency

133.00 MW 67.00 MW

200.00 MW 49.6 % (LHV base)

74.6 M.US$ (66.2 MW)

4 New C/C (PLTGU 1-1-1) consisting of a new large GT, one HRSG and one ST.


206.4 MW 101.0 MW 307.4 MW 50.4 % (LHV base)

238.6 M.US$ (72.4 MW)

4.2

UBP Semarang Shutdown of Tambak Lorok PLTU #1 & #2 (50 MW each) and also shutdown of Sunyaragi #1~#4 (20 MW each) and Cilacap PLTG #1 & #2 (29 MW and 26 MW each)


236.9 MW 133.0 MW 369.9 MW 56.4 % (LHV base)

238.6 M.US$ (134.0 MW)

5 Conversion to C/C (PLTGU 3-3-1) by utilizing of Grati BLK 2 PLTG #1~#3 and adding three (3) HRSG and one (1) ST. Shutdown of Perak PLTU #3 and #4.


100.75 MW x 3 units 159.58 MW 461.83 MW 47.1 % (LHV base)

179.0 M.US$ (20.3 MW)

5.2

UBP Grati and Perak Shutdown of Perak PLTU #3 (50 MW) & #4 (50 MW)


112.45 MW x 3 units 189.5 MW 526.85 MW 49.8 % (LHV base)

179.0 M.US$ (85.4 MW)

6 Conversion to C/C (PLTGU 1-1-1) by utilizing existing Gilimanuk GT and adding one HRSG and one ST. Shutdown of Pesanggaran PLTG #1 and #2

6.1

UBP Bali 1)

Shutdown of Pesanggaran PLTG #1 (21 MW) & #2 (20 MW) HSD GT output

ST output Plant output Plant efficiency

133.00 MW 67.00 MW

200.00 MW 49.6 % (LHV base)

74.6 M.US$ (25.2 MW)

1) There seems to be the possibility of shutdown for Pesanggaran PLTD #1 ~ #4.



(2) 経済分析

提案している案に対する経済分析結果は以下の通りである。

Table 4.1-6 Result of Economic Analysis Case Fuel Type

(new plans)EIRR

(2006 Price)Fuel Saving (KL/year)

Fuel Saving(M.US$/year)

EIRR (2003 Price) Judgment

1.1 HSD N.A -48,200 -2.4 N.A × Tambak Lorok 1.2 Gas 18.3 % -58,949 -43.7 -1.0 % ×

2.1 HSD 15.1 % -67,120 -37.3 -0.3 % × Grati 2.2 Gas 25.4 % -71,100 -61.9 5.3 % × 3.1 HSD 54.8 % -122,862 -68.2 24.3 % Gilimanuk 3.21 Gas 76.1 % -122,886 -111.8 34.5 % 4.1 HSD 11.9 % -116,347 -40.2 -2.7 % × UBP Semarang 4.2 Gas 29.2 % -133,205 -95.2 7.2 % × 5.1 HSD 18.2 % -114,112 -43.9 1.3 % × UBP Grati/

Perak 5.2 Gas 37.4 % -122,867 -97.9 11.6 % × 6.1 HSD 61.4 % -144,699 -80.4 28.1 % UBP Bali 6.2 Gas 83.5 % -144,695 -129.5 38.8 %

Note: 1) N.A means EIRR cannot be calculated. 2) Fuel Saving for gas case is expressed in equivalent of oil (KL).

計算結果はケース 1.1 を除いて経済的実行可能性が十分にあるということを示している。

もし、HSD，MFO およびガスの価格が 2003 年の Gresik 発電所で使われていた価格、即ち

HSD が 1,780 Rp/l，MFO が 1,270 Rp/l，ガスが 26,600 Rp/MMBTU であったら、上記の同じ

表に見られる通り経済的実行可能な案は Gilimanuk（ケース 3）と UBP Gilimanuk（ケース 6）の 2 案に絞り込まれてしまう。燃料価格の感度分析からリパワリング案は現行の燃料価格

の高騰という条件の中でこそ経済的実行可能性があると言える。

(3) 財務分析

ハードルレートを 12%とした場合、PLN への電力販売料金は 20%以上高くなければならな

い。 Table 4.1-7 Result of Financial Analysis

Case Fuel Type

Generation Energy (MWh)

Selling Price 12 % FIRR

(a) (Rp/kWh)

Selling Price to PLN

(b) (Rp/kWh)

(a)/(b)

(a) – (b) (Rp/kWh)

1.1 HSD 596,806 1,527 1,033 1.48 494 Tambak Lorok 1.2 Gas 596,806 874 502 1.74 372

2.1 HSD 365,060 1,834 1,033 1.78 801 Grati 2.2 Gas 365,060 1,203 502 2.40 701 3.1 HSD 707,391 1,174 1,033 1.14 141 Gilimanuk3.2 Gas 707,391 590 502 1.18 88 4.1 HSD 841,807 1,447 1,033 1.40 414 UBP

Semarang 4.2 Gas 841,807 830 502 1.65 328 5.1 HSD 801,140 1,419 1,033 1.37 386 UBP Grati/

Perak 5.2 Gas 801,140 784 502 1.56 282 6.1 HSD 797,891 1,168 1,033 1.13 135 UBP Bali 6.2 Gas 797,891 585 502 1.17 83

Note: Generation cost for Case 4, 5 and 6 don’t include fuel cost saving to be shutdown.

1 Gilimanuk P/Sのガス焚きケースは、現時点ではバリ島へのガス供給の見通しが悲観的であるので参考として計算している。



(4) 実現に向けての対策

Table 4.1-8 Measure toward Implementation

Case

Base Generation

Energy (MWh)

Price Difference

(Rp/kWh)

Additional Burden by PLN

(a) (M.US$)

Annual Fuel Saving

(b) (M.US$)

(a)/(b) ABS((a)/(b))

Net Profit for PLN-(a)-(b)

(M.US$)UBP Bali 6.2 797,891 83 7.4 -129.5 0.06 122.1Gilimanuk 3.2 707,391 88 6.9 -111.8 0.06 104.9UBP Grati/Perak 5.2 801,140 282 25.1 -97.9 0.26 72.8UBP Bali 6.1 797,891 135 12.0 -80.4 0.15 68.4UBP Semarang 4.2 841,807 328 30.7 -95.2 0.32 64.5Gilimanuk 3.1 707,391 141 11.1 -68.2 0.16 57.1Grati 2.2 365,060 701 28.4 -61.9 0.46 33.5Tambak Lorok 1.2 596,806 372 24.7 -43.7 0.57 19.0UBP Grati/Perak 5.1 801,140 386 34.4 -43.9 0.78 9.5Grati 2.1 365,060 801 32.5 -37.3 0.87 4.8UBP Semarang 4.1 841,807 414 38.7 -40.2 0.96 1.5Tambak Lorok 1.1 596,806 494 32.8 -2.4 13.67 -30.4

上記の表は PLN の追加負担と PLN の負担後の純益を示し、PLN の純益が大きい順に並べ

換えている。もし、PLN が UBP Bali に対し Pesanggaran PLTG #1 と#2 の運転を止める補償

として年間 12.0 百万ドルを支払えば、ケース 6.1 は財務的に実行可能となり、PLN もなお、

年間 68.4 百万ドルの燃料費削減を享受できる。もし、この補償費が PLN と発電会社間の現

行制度に採用されれば、PLN の純益が負にならない 12 案のうち 11 案が財務的に実行可能

となる。

(5) 結論と提言

以上の経済財務分析結果から結論と提言は以下の通り。

1) ケース 1 を除いて、全てのリパワリング案は経済的に実行可能である。PLN はかなりの

量のオイルを節約でき、それによって発電原価が下がり、PLN の電力購入者としての財

務負担の低減が図れる。燃料費が高い程、より高い EIRR が期待できる。更に節約した

オイルをより生産を高めるために他産業へ回したり、外貨を稼ぐために輸出に回すこと

も可能である。ただし、現行の電力販売料金では全てのリパワリング案は財務的実行可

能性は無い。

2) 「経済的に実行可能であるが、財務的には実行可能ではない。」ということは現在の燃

料高騰から見れば PLN への電力販売料金が低すぎるのかも知れない。

3) もし PLN が運転停止をする UBP に節約できる燃料費の一部を補償として払えれば、殆

どの案は財務的に実行可能となり、リパワリング案の実現により、購入者と販売者の両

者とも便益を分かち合える。

4) 経済財務分析の結果から UBP Bali（ケース 6）がもっとも魅力的な案であり、ケース 6



の実現化を提言する。

5) インドネシアにおける現行の燃料状況下では、クラッシュプログラムの促進を行う一方、

今回提案したリパワリング案／オイル削減案の考え方は油焚き火力発電所の将来の方

向性を示すものと思われる。

6) 運転の信頼性向上を主目的とする回復・改良案についてセクション 2.5 で述べている輸

出金融の活用を提言する。 4.1.3. 環境社会配慮

火力発電所の設備面に係わる改修計画案における環境負荷について評価した。火力発電所

では出力の回復や、機器類の交換などの回復・改修案については、別途既に IP、PJB およ

び PLN が計画済みであるので、リパワリング案のみ提案している。なお、火力発電所の「既設発電設備の運転・維持管理面に係る改善計画」では、環境社会

において配慮すべき項目はないと思われる。

(1) 設備面に係る改修計画案における環境影響のスコーピング

本調査で提案されたリパワリング案は Tambak Lorok, Grati, Gilimanuk 各火力発電所の既設

プラントのコンバインドサイクル化である。更に、これらの発電所と一緒に管理されてい

る効率の悪い既設プラントを停止することを組合せて、発電管理ユニット（UBP と称する）

毎に燃料油を削減する油消費削減計画 (Oil Reduction Plan) も提案している。これらの計画案の概要は 4.1.2.章のとおりである。

1) リパワリング案

各発電所における、リパワリング案の概要、環境への影響、周辺の状況などについて

は以下のとおりである。

Tambak Lorok 火力発電所

－計画の概要－一般汽力である 1 号機および 2 号機の既設のボイラを撤去する。1 台のガスター

ビンと 1 台の排熱回収ボイラを新設し、既設の 2 台の蒸気タービン／発電機に組

合せてコンバインドサイクル化 (1-1-2 型 PLTGU) する。使用する燃料は既設 PLTGU と同様に、ガス／HSD の二重燃焼方式として計画す

るが、ガス焚のリパワリング計画の推進は不透明である。

－環境への影響－新設のガスタービン 1 台の燃焼ガス量は、既設のボイラ 2 台の燃焼ガス量より多

いため、排ガス総量は増加する。しかし、新設のガスタービンに低 NOx 燃焼技術

を設置すれば、HSD 焚きでも、SOx、NOx、ばいじん等の汚染物質の総量は増加

しないと思われる。また、蒸気タービンの出力は増加しないので、復水器の温排



水量は増加しない。

－周辺の状況－ 2005 年の大気モニタリング・データによると、一般汽力の 1、2 号機（3 号機は運

転中止のためかデータはない）では、NO2と煤塵は排出基準値を下回っていたが、

SO2は排出基準値の上限に近かった。一方、コンバインドサイクルの 6 台のガスタ

ービンではNO2、SO2、煤塵とも排出基準値を下回っていた。モニタリング地点に

おける大気環境は大気基準値を下回っていた。また、水質モニタリング・データ

によると、取水口の水温は 29.5℃で、放水口の水温は 36.2°Cとなっていた。 1999 年における環境影響評価のための調査では、発電所周辺に東南アジアで広く

見られるマングローブ（学名：Avicennia alba）が認められたものの、特に貴重な

動植物は確認されていない (IP, 2004 2)。

－その他－発電所周辺では年間 4 cm ほど地盤が沈下しており、しばしば周辺道路は冠水する

ようである。また、時々発電所構内も冠水し、冷却水用ポンプが使えない時もあ

り、そのために運転を止めることもあるそうである。周辺の地図をみると、Tambak Lorok 発電所は埋め立て地に建設されているようであり、それが地盤沈下の原因

となっていると思われる。

Grati 火力発電所

－計画の概要－ 3 台の排熱回収ボイラと 1 台の蒸気タービン／発電機を、既設のブロックⅡのガ

スタービン 3 台に追加し、ブロック I 同様にコンバインドサイクル化 (3-3-1 型

PLTGU) する。

－環境への影響－ 3 台のガスタービンへの燃料消費量は変わらないので、排ガス総量は増加しない。

しかし、蒸気タービンを追加するので、復水器の温排水量は現状よりも 2 倍に増加

する。

－周辺の状況－ 2005 年の大気モニタリング・データによると、6 台のガスタービンともNO2、SO2、

煤塵の排出基準値を下回っていた。また、モニタリング地点の大気環境は大気基

準値を下回っていた。また、2003 年 12 月のデータでは取水口では 32.0°Cで、放

水口では 35.0°Cとなっていた (IP, 2004 3)。 2004 年における環境影響評価のための調査では、発電所周辺にカワセミ類やサギ

類など世界的にやや減少傾向にある鳥類が確認されたが、特に貴重な動植物は確

認されていない (IP, 2004 3)。

2 Indonesia Power, 2004, “ANDAL Revisi Pengembangan PLTGU Tambaklorok I - Semarang” 3 Indonesia Power, 2004, “Review ANDAL PLTGU Grati I & II Pasuruan”



－その他－ Grati 発電所周辺には村などの住宅地、マングローブなどの生態的に重要な区域は

ないようである。後述のスコーピング結果では、リパワリングによる増設では温排水の増加が、周

辺環境に対する影響がも大きい。しかしながら Grati 発電所では現状にブロック

Ⅲを増設した形の AMDAL が 2005 年 3 月に承認されており、それによると温排水

の拡散はごく限られた範囲だけなので、周辺への影響はほとんどないと思われる。

また、このブロックⅢの評価分を今回のブロックⅡのリパワリング案にも適用さ

れる可能性もあり、新たな AMDAL もしくは修正 AMDAL が必要ない場合もあり

うる。

Gilimanuk 火力発電所

－計画の概要－ボトミングプラントである排熱回収ボイラ 1 台と 1 台の蒸気タービン／発電機を

単独運転のガスタービン (PLTG) に、追加してコンバインドサイクル化 (1-1-1 型

PLTGU) する。

－環境への影響－燃料消費量は変わらないので、排ガス総量は増加しない。排ガス温度は低下する

ので、大気汚染物質の着地濃度は変わるが、現在でも低 NOx 燃焼技術を導入して

いるので、問題はないと思われる。しかし、大気汚染物質の拡散シミュレーショ

ンにより、問題がないことを確認する必要はあると思われる。海水による冷却水確保が困難な地形（現状の機器設置レベルは海抜＋4m 以上で、

サイトは海岸より約 1 km 内陸に立地）であるので、空冷コンデンサーを使用する

計画としている。ただし、海水利用の可否を改めて検討する必要がある。

－周辺の状況－ 2004 ~ 2005 年の大気モニタリング・データによると、Gilimanuk発電所のガスター

ビンではNO2、SO2、煤塵とも排出基準値を下回っていた。 1997 年における環境影響評価のための調査では、ワシントン条約付属書Ⅱ類に属

しているミズオオトカゲ（現地名：Biawak、学名：Varanus salvator）が確認され

ている。また、このほかにはヤエヤマヒルギやコヒルギなどのマングローブ林、

スガモやアマモなどの藻場、そしてサンゴ礁なども確認されている (PT.PLN, 1998 4)。

－その他－ Gilimanuk 発電所でのリパワリング計画では、蒸気タービンの設置のため、敷地を

若干拡張する必要がある。発電所の北側には人家があることや、周辺には国立公

園やマングローブ林があるので、それを避けて敷地の拡張をすることが望ましい。

また、Gilimanuk 発電所の周辺海域には、マングローブ林やサンゴ礁などの生態的

4 PT.PLN, 1998, “Analisis Dampak Lingkungan (ANDAL) PLTG Gilimanuk, Bali”



に重要な海域があるので、海水を冷却水として使用する場合には、温排水の影響

を検討する必要がある。

2) 油消費削減計画

上記の発電所のリパワリング案に対し、一緒に管理されている UBP ユニットごとに燃

料油を削減する油消費削減計画案の環境への影響については以下の通りである。なお、

周辺の状況などは各リパワリング案と同じなので記載しない。

UBP Semarang

－計画の概要－ Tambak Lorok 発電所の一般汽力 PLTU #3 隣接地に F 型 GT による一軸型コンバイ

ンドサイクルプラント (1-1-1 型 PLTGU) を新設し、UBP Semarang 管轄下の古く

性能の低い Sunyaragi 発電所の単独運転のガスタービン 1 ~ 4 号機と、Cilacap 発電

所のガスタービン 1, 2 号機並びに一般火力の T.Lorok 発電所の 1, 2 号機を停止す

る。

－環境への影響－ Tambak Lorok 発電所のリパワリング案と比較すると、排ガス総量は増加するが、

新設のガスタービンに低 NOx 燃焼技術を設置すれば、HSD 焚きでも SOx、NOx、ばいじん等の汚染物質の総量は増加しないことは同じである。しかし、新設する

コンバインドプラントの蒸気タービン出力は、停止する既設 2 台の蒸気タービン

出力より増加するので、温排水量は増加するものと思われる。その一方で、停止する Sunyaragi、Cilacap 両発電所に生活を依存する住民への影響、

Sunyaragi、Cilacap 両発電所の停止する機器類や跡地の処理については考慮しなく

てはならない。

UBP Perak/Grati

－計画の概要－ Grati 発電所でのリパワリング案は前述したものと同じである。一方、同じ UBP Perak Grati 管轄下の Perak 発電所の一般火力 3、4 号機を停止する。

－環境への影響－環境面では停止する Perak 発電所 3、4 号機の分だけ環境負荷は軽減されることに

なる。その一方で、停止する Perak 発電所に生活を依存する住民への影響、Perak発電所の停止する機器類や跡地の処理については考慮しなくてはならない。

UBP Bali

－計画の概要－ Gilimanuk 発電所でのリパワリング案は前述したものと同じである。一方、同じ

UBP Bali管轄下のPesanggaran発電所のガスタービン 1, 2号機並びにディーゼル発

電 1 ~ 4 号機を停止する。



－環境への影響－環境面では停止する Pesanggaran 発電所 1、2 号機およびディーゼル発電 1 ~ 4 号機

の分だけ環境負荷は軽減されることになる。その一方で、停止する Pesanggaran発電所に生活を依存する住民への影響、Pesanggaran 発電所の停止する機器類や跡

地の処理については考慮しなくてはならない。

以上のような状況をふまえ、これらの計画案について、IP 環境担当者と協議し、環境

負荷のスコーピングを行った。リパワリング案については Table 4.1-14 に、リパワリン

グ案と油消費削減計画を組み合わせたものについては Table 4.1-15 に示した。

(2) 事業化に向けて必要な調査項目

前項では、火力発電所のリパワリング計画案と UBP ユニットの油消費削減計画案における

環境影響をスコーピングした。そこで、今後の事業化に向けての環境・社会への影響を評

価するために必要な調査項目をあげる。

Tambak Lorok 火力発電所環境項目評価方法調査項目

大気質大気汚染物質の拡散予測・気象調査（気温、湿度、風向、風速、大気安定度

など）・排ガスのパラメータ（排出量、排ガス温度など）

水質－－

冷却水取水－－

土壌と地盤地盤沈下の状況と予測・水準測量・ボーリング調査（地質、強度など）

動植物相－－

絶滅危ぐ種－－

騒音・振動騒音・振動の増加の予測・騒音・振動調査・設置機械の騒音・振動

廃棄物－－

悪臭－－

人口と産業－－

貧困層と少数民族－－

水利用－－

保護区－－

文化施設－－

衛生状況－－

景観－－

土地利用－－

工事の影響・生活と生計・大気汚染・水質汚染・騒音・振動

・緩和策の策定工期の短期化作業員への教育工事機械の選択その他（散水や簡易トイレ設置など）

・適手法（PERT など）の利用・工事中のモニタリング調査の実施（産業構造、就業人口、大気質、水質、騒音・振

動などなど）



Grati 火力発電所環境項目評価方法調査項目

大気質－－

水質－－


土壌と地盤－－

動植物相－－



廃棄物－－

悪臭－－



水利用－－

保護区－－

文化施設－－

衛生状況－－

景観－－

土地利用－－

工事の影響・利害の衝突・生活と生計・大気汚染・水質汚染・騒音・振動

・発電所に対する住民の意識の把握・緩和策の策定工期の短期化作業員への教育工事機械の選択その他（散水や簡易トイレ設置のなど）

・発電所に対する意識調査（アンケート調査）・適手法（PERT など）の利用・工事中のモニタリング調査の実施（産業構造、就業人口、大気質、水質、騒音・

振動などなど）

Gilimanuk 火力発電所

環境項目評価方法調査項目

大気質－－

水質温排水の拡散予測・海象調査（水温、流向、流速など）・気象調査（気温、湿度、風速、雲量など）・生物調査（付着生物、植物など）・温排水のパラメータ（排出量、水温など）

冷却水取水浮遊生物の連行量予測・生物調査（浮遊生物）


動植物相増設地の検討・土地利用状況の調査（マングローブ林など）



廃棄物－－

悪臭－－


貧困層と少数民族 Bali 民族と Java 島移住民の不平等な利益

配分の可能性の検討・社会環境調査（産業構造、就業人口など）

水利用取水量の予測・水利用状況の調査（水産業など）

保護区温排水の拡散予測・海象調査（水温、流向、流速など）




・気象調査（気温、湿度、風速、雲量など）・生物調査（付着生物、植物など）・温排水のパラメータ（排出量、水温など）

文化施設－－

衛生状況－－

景観景観の予測・眺望景観の状況と変化予測

土地利用増設地の検討・土地利用状況の調査（住宅地など）


・緩和策の策定工期の短期化作業員への教育工事機械の選択その他（散水や簡易トイレ設置のなど）

・適手法（PERT など）の利用・工事中のモニタリング調査の実施（産業構造、就業人口、大気質、水質、騒音・


UBP Semarang 環境項目評価方法調査項目

大気質大気汚染物質の拡散予測・気象調査（気温、湿度、風向、風速、大気安定

度など）・排ガスのパラメータ（排出量、排ガス温度など）


冷却水取水浮遊生物の連行・生物調査（浮遊生物）

土壌と地盤地盤沈下の状況と予測・水準測量・ボーリング調査（地質、強度など）

動植物相－－



廃棄物－－

悪臭－－

人口と産業産業構造の変化の検討・社会環境調査（産業構造、就業人口など）



保護区温排水の拡散予測・海象調査（水温、流向、流速など）・気象調査（気温、湿度、風速、雲量など）・生物調査（付着生物、植物など）・温排水のパラメータ（排出量、水温など）

文化施設－－

衛生状況－－


土地利用－－







UBP Perak/Grati 環境項目評価方法調査項目

大気質－－

水質－－



動植物相－－



廃棄物－－

悪臭－－



水利用－－

保護区－－

文化施設－－

衛生状況－－


土地利用－－

工事の影響・利害の衝突・生活と生計・大気汚染・水質汚染・騒音・振動

・発電所に対する住民の意識の把握・緩和策の策定工期の短期化作業員への教育工事機械の選択その他（散水や簡易トイレ設置のなど）

・発電所に対する意識調査（アンケート調査）・適手法（PERT など）の利用・工事中のモニタリング調査の実施（産業構造、就業人口、大気質、水質、騒音・


UBP Bali 環境項目評価方法調査項目

大気質－－


冷却水取水浮遊生物の連行量予測・生物調査（浮遊生物）


動植物相増設地の検討・土地利用状況の調査（マングローブ林など）



廃棄物－－

悪臭－－


貧困層と少数民族 Bali 民族と Java 島移住民の不平等な利益

配分の可能性検討・社会環境調査（産業構造、就業人口など）





保護区温排水の拡散予測・海象調査（水温、流向、流速など）・気象調査（気温、湿度、風速、雲量など）・生物調査（付着生物、植物など）・温排水排出予測（排出量、水温など）

文化施設－－

衛生状況－－


土地利用増設地の検討・土地利用状況の調査（住宅地など）





(3) 緩和策

スコーピング結果をみると、いずれの計画案も工事期間中に、工事に伴う大気汚染や水質

汚染、労働者の増加による衛生面での低下や周辺住民との衝突などの影響が考えられた。

工事期間中の大気汚染については、工事を集中させない工期の設定や散水などの対策が必

要であり、また簡易トイレの設置などにより衛生面や水質汚染についても配慮する必要が

ある。労働者の教育などの対策も必要と思われる。

稼動後では、大気汚染や温排水の増加などの影響が考えられる。大気汚染については低 NOx技術の導入などで影響を軽減させることが可能である。 Tambak Lorok 発電所ではリパワリング案と油消費削減計画を組合せたものについては温排

水量が増加するので、あらたに評価する必要がある。Grati 発電所のブロックⅢ増設の EIAが既に存在するので、ブロックⅡのリパワリング案に適応できる可能性がある。Gilimanuk発電所については、周辺にマングローブ林、サンゴ礁、藻場などの生態的に重要な海域が

あるので、海水を冷却水として使用する場合には、温排水の影響を調査する必要がある。

また、Gilimanuk 発電所では敷地の拡大を必要とするが、周辺の人家、国立公園、マングロ

ーブ林などを避けることが望ましい。

古い発電所のユニットを停止させる油消費削減計画では、停止する発電所に生活を依存す

る住民への影響については何らかの対策が必要となる。また、停止した機械類の処分方法

や跡地の処理についても配慮する必要がある。



Table 4.1-14(1) Scoping Results of the Repowering Plan in Tambak Lorok Thermal Power Station Rating Criteria Con Ope Reasons

Involuntary Resettlement D D Since facilities will be added to the existing power station on its site, no local residents will ask relocation.

Local economy such as livelihood, etc.

C D Although increase in the staff members is unknown, no impact to the surrounding residents will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.

Land use and utilization of local resources

C D Although facilities will be added to the existing power station on its site, no impact to the surrounding environment will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.

Social institution such as social infrastructure and local decision making institution


Existing social infrastructures and services


The poor, indigenous and ethnic people

C D Although the additional number of staff members is unknown, no impact to the surrounding residents will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.

Misdistribution of benefit and damage


Cultural heritage D D Although facilities will be added to the existing power station on its site, no impact to the surrounding environment will be anticipated.

Local conflict of interests C D Although the additional number of staff members is unknown, no impact to the surrounding residents will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.

Water Usage or Water Rights and Rights of Common

D D Since the steam turbine output will not increase, the intake volume of cooling water will not increase.

Sanitation C D Although increase in the staff members is unknown, no increase of sewage will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, the increase of sewage will be anticipated.

Hazards (Risk) Infectious diseases such as HIV/AIDS

C D Although increase in the staff members is unknown, no impact to the surrounding residents will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, there is a possibility that the risk of infectious diseases increases.

Topography and Geographical features

D D Since additional facilities will not be large in scale, no impact will be anticipated.

Soil Erosion D C Since ground subsidence in the site has been reported, the impact will depend on the type of the additional facilities.

Groundwater C D If groundwater use for sanitation during construction, minor impact to groundwater will be anticipatedHydrological Situation D D Since the steam turbine output will not increase, the intake volume of cooling water will not increase.Coastal Zone D D Since the steam turbine output will not increase, the volume of the thermal effluent will not increase. Flora, Fauna and Biodiversity D D Although facilities will be added to the existing power station on its site, no impact to the surrounding

environment will be anticipated. Meteorology D D Since additional facilities will be not large in scale, no influence will be anticipated. Landscape D D Although facilities will be added to the existing power station on its site, minor impact to the scenery

will be anticipated. Global Warming D D Since CO2 emissions will increase by additional facilities in small scale, minor impact will be

anticipated. Air Pollution C B The proposed plan is the gas firing. The amount of gas emission will increases when the HSD firing.

During construction, air pollution by construction machines will be anticipated. Water Pollution C D The volume of the thermal effluent will not increase. However, during construction, water pollution

by construction machines will be anticipated. Soil Contamination D D Since no additional fuel tanks will be added, the risk of oil leakage will be not anticipated. Waste C D During construction, since the number of the worker increase, waste will increase. Noise and Vibration C C Since facilities will be added to the existing power station on its site, some impact to the surrounding

environment will be anticipated. During construction, noise and vibration by construction machines will be anticipated

Ground Subsidence D C Since ground subsidence in the site has been reported, the impact will depend on the type of the additional facilities

Offensive Odor D D No source of bad odors will be added. Bottom sediment D D Since no additional fuel tanks will be added, the risk of oil leakage will be not anticipated. Accident C D Since additional facilities will be small in scale, the risk of accidents will not increase. However,

during construction, there is a possibility that the risk of accidents increase. Mention of marks on the “Rating” in the table as follow:

A : significant impact to the environment will be anticipated B ; minor impact to the environment will be anticipated C : impact to the environment may or may not occur right now D ; no environmental impact will be anticipated (no problem) Con: Construction phase Ope: Operation phase



Table 4.1-14(2) Scoping Results of the Repowering Plan in Grati Thermal Power Station Rating Criteria Con Ope Reasons

Involuntary Resettlement D D Since facilities will be added to the existing power station on its site, no local residents will ask relocation.













Cultural heritage D D Although facilities will be added to the existing power station on its site, no impact to the surrounding environment will be anticipated.

Local conflict of interests C D Although the additional number of staff members is unknown, no impact to the surrounding residents will be anticipated. However, during construction, since the surrounding residents are conservative, there is a possibility that conflict between the residents and the workers happens.


D D The intake volume of cooling water is increased. However, its impact has been already evaluated. According to it, the impact is only in the limited range.






Soil Erosion D D Although facilities will be added to the existing power station on its site, no impact will be anticipated.

Groundwater C D If groundwater use for sanitation during construction, minor impact to groundwater will be anticipatedHydrological Situation D D The intake volume of cooling water will increase. However, its impact has been already evaluated.

According to it, the impact will be only in the limited range. Coastal Zone D D Since the volume of the thermal effluent will be increased, some impact to the surrounding aquatic

organisms will depend on the volume of the thermal effluent. Flora, Fauna and Biodiversity D D Although facilities will be added to the existing power station on its site, no impact to the surrounding

environment will be anticipated. Meteorology D D Since additional facilities will be not large in scale, no influence will be anticipated. Landscape D D Although facilities will be added to the existing power station on its site, minor impact to the scenery

will be anticipated. Global Warming D D Since fuel consumption is not increased, the amount of CO2 emission will not increase. Air Pollution C D Since fuel consumption will not increase, the value of air pollutants will not increase. However,

during construction, air pollution by construction machines will be anticipated. Water Pollution C D The volume of the thermal effluent is increased. However, its impact has been already evaluated.

According to it, the impact is only in the limited range. During construction, water pollution by construction machines will be anticipated.

Soil Contamination D D Since no additional fuel tanks will be added, the risk of oil leakage will be not anticipated. Waste C D During construction, since the number of the worker increase, waste will increase. Noise and Vibration C C Since facilities will be added to the existing power station on its site, some impact to the surrounding

environment will be anticipated. However, its impact has been already evaluated. According to it, the impact is only in the limited range. During construction, noise and vibration by construction machines will be anticipated

Ground Subsidence D D Since additional facilities will be small in scale, no impact will be anticipated. Offensive Odor D D No source of bad odors will be added. Bottom sediment D D Since no additional fuel tanks will be added, the risk of oil leakage will be not anticipated. Accident C D Since additional facilities will be small in scale, the risk of accidents will not increase. However,

during construction, there is a possibility that the risk of accidents increase. Mention of marks on the “Rating” in the table as follow




Table 4.1-14(3) Scoping Results of the Repowering Plan in Gilimanuk Thermal Power Station Rating Criteria Con Ope Reasons

Involuntary Resettlement D C The site of the power station will be expanded. There are some houses near the site. Therefore, the additional site must be avoided their place.




C C The site of the power station will be expanded. There are some houses and the national park near the station. Therefore, the additional site must avoid their place. During construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


C C The site of the power station will be expanded. There are some houses and the national park near the station. Therefore, the additional site must avoid their place. During construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


C C The site of the power station will be expanded. There are some houses and the national park near the station. Therefore, the additional site must avoid their place. During construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents is anticipated.




C C Although increase in the staff members is unknown, no impact to the surrounding residents will be anticipated. However, since the Bali native and the people from Jawa live near the power plant, there is a possibility that the profit and damage unfairly distribute between them. During construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.

Cultural heritage D Ｄ The site of the power station will be expanded. However, there are not historical monuments around the site.

Local conflict of interests C D Although the additional number of staff members is unknown, no impact to the surrounding residents will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


D B If the air-cooled condenser is installed, the cooling water will not need. If not, since the cooling water will need, some impact to the surrounding residents will be anticipated.






Soil Erosion D C The site of the power station will be expanded. Therefore there is a possibility that the risk of the soil erosion increase in the additional site.

Groundwater C D The low NOx combustion technology (using groundwater) has been introduced in the existing gas turbine. Since fuel consumption will not increase, the volume of use of groundwater will not increase. However, if groundwater use for sanitation during construction, some impact to groundwater will be anticipated

Hydrological Situation D B

If the air-cooled condenser is installed, the cooling water doesn't need. If not, the cooling water need, so some impact to the surrounding environment will be anticipated.

Coastal Zone D B

If the air-cooled condenser is installed, the thermal effluent will not discharge, so no impact to the surrounding aquatic organisms will be anticipated. If not, since the thermal effluent will discharge, some impact to the surrounding aquatic organisms will be anticipated.

Flora, Fauna and Biodiversity D B The site of the power station will be expanded. There is the national park and mangrove habitat near the site. Therefore, the additional site must avoid their place.

Meteorology D D Since additional facilities will be not large in scale, no influence will be anticipated. Landscape D C The site of the power station will be expanded. Therefore, some impact to the scenery will be anticipated. Global Warming D D Since CO2 emissions will increase by additional facilities in small scale, minor impact will be anticipated. Air Pollution C D Since the temperature of exhaust gas will change, the ground-level concentration of air pollutants will

change. However, since the low NOx combustion technology has been introduced, increase of the ground-level concentration of air pollutants may be not significant. However, during construction, air pollution from construction machines will be anticipated.

Water Pollution C B If the air-cooled condenser is installed, the thermal effluent will not discharge, so no impact to the surrounding environment will be anticipated. If not, since the thermal effluent will discharge, some impact to the surrounding environment will be anticipated. Water pollution from operating the construction machines is anticipated during construction.

Soil Contamination D D Since no additional fuel tanks will be added, the risk of oil leakage will be not anticipated. Waste C D Since fuel consumption will not increase, the equipment, such as oil separator will not expand. During

construction, since the number of the worker increase, waste will increase. Noise and Vibration C C Since facilities will be added to the existing power station on its site, some impact to the surrounding

environment will be anticipated. However, its impact has been already evaluated. According to it, the impact is only in the limited range. During construction, noise and vibration by construction machines will be anticipated.

Ground Subsidence D D The low NOx combustion technology (using groundwater) has been introduced in the existing gas turbine. Since fuel consumption will not increase, the volume of use of groundwater will not increase.

Offensive Odor D D No source of bad odors will be added. Bottom sediment D D Since no additional fuel tanks will be added, the risk of oil leakage will be not anticipated. Accident C D Since additional facilities will be small in scale, the risk of accidents will not increase. However, during

construction, there is a possibility that the risk of accidents increase. Mention of marks on the “Rating” in the table as follow




Table 4.1-15(1) Scoping Results of the Improvement Plan in UBP Semarang Rating Criteria Con Ope Reasons

Involuntary Resettlement D D Since facilities will be added to the Tambak Lorok power station on its site, no local residents will ask relocation.


C C If the number of staff member of the power plant is decreased, some impact to the surrounding residents whose livelihood depends on Sunyaragi and Cilacap power stations will be anticipated. During construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


C D Although facilities will be added to the Tambak Lorok power station on its site, no impact to the surrounding environment will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


C D Although facilities will be added to the Tambak Lorok power station on its site, no impact to the surrounding environment will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


C C Since several units in Sunyaragi and Cilacap power stations will shut down, some impact to the surrounding residents whose livelihood depends on those power stations will be anticipated. During construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


C D Although the increasing and decreasing of staff members is unknown, no impact to the surrounding residents will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


C C Since several units in Sunyaragi and Cilacap power stations will shut down, some impact to the surrounding residents whose livelihood depends on those power stations will be anticipated. During construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.

Cultural heritage D D Although facilities will be added to the Tambak Lorok power station on its site, no impact to the surrounding environment will be anticipated.

Local conflict of interest C D Although the increasing and decreasing of staff members is unknown, no impact to the surrounding residents will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


D B Since the output of the new steam turbine will be larger than the output of the existing 2 turbines, the intake volume of cooling water on the whole of UBP Semarang may be increased. Therefore, some impact to the surrounding environment will be anticipated.

Sanitation C D Although the increasing and decreasing of staff members is unknown, no increase in the sewage volume will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, the increase of sewage will be anticipated.


C D Although the increasing and decreasing of staff members is unknown, no impact to the surrounding residents will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, there is a possibility that the risk of infectious diseases increases.



Soil Erosion D C Since ground subsidence around the Tambak Lorok power station has been reported, the impact will depend on the type of the additional facilities.

Groundwater C D If groundwater use for sanitation during construction, minor impact to groundwater will be anticipated Hydrological Situation D B Since the output of the new steam turbine will be larger than the output of the existing 2 turbines, the intake

volume of cooling water on the whole of UBP Semarang may be increased. Therefore, some impact to the surrounding environment will be anticipated.

Coastal Zone D B Since the output of the new steam turbine will be larger than the output of the existing 2 turbines, the volume of the thermal effluent on the whole of UBP Semarang may be increased. Therefore, some impact to the surrounding aquatic organisms will be anticipated.

Flora, Fauna and Biodiversity D D Although facilities will be added to the Tambak Lorok power station on its site, no impact to the surrounding environment will be anticipated.

Meteorology D D Since additional facilities will be not large in scale, no influence will be anticipated. Landscape D C Although facilities will be added to the Tambak Lorok power station on its site, minor impact to the scenery

will be anticipated. It is necessary to consider the scenery of the vacant lots after Sunyaragi and Cilacap power stations will shut down.

Global Warming D D CO2 emissions will increase by additional facilities in small scale. Moreover, since several units in Sunyaragi and Cilacap power stations will shut down, the volume of CO2 emissions on the whole of UBP Semarang will be decreased.

Air Pollution C B Since the output of new steam turbine is larger than the output of the existing 2 turbines, the amount of gas emission on the whole of UBP Semarang will be increased. During construction, air pollution from operating construction machines is anticipated.

Water Pollution C B Since the output of the new steam turbine will be larger than the output of the existing 2 turbines, the volume of the thermal effluent on the whole of UBP Semarang may be increased. Therefore, some impact to the surrounding environment will be anticipated. During construction, water pollution from operating construction machines is anticipated.

Soil Contamination D D Since no additional fuel tanks will be added, the risk of oil leakage will be not anticipated. Waste C C The methods to dispose the stopped units should be considered. During construction, since the number of

the worker increase, there is a possibility that waste will increase. Noise and Vibration C C Since facilities will be added to the Tambak Lorok power station on its site, some impact to the surrounding

environment will be anticipated. However, since several units in Sunyaragi and Cilacap power stations will shut down, noise and vibration form Sunyaragi and Cilacap power stations will disappear. During construction, noise and vibration by construction machines will be anticipated.

Ground Subsidence D C Since ground subsidence around the Tambak Lorok power station has been reported, the impact will depend on the type of the additional facilities.

Offensive Odor D D No source of bad odors will be added. Bottom sediment D D Since no additional fuel tanks will be added, the risk of oil leakage will be not anticipated. Accident C D Since additional facilities will be small in scale, the risk of accidents will not increase. However, during





Table 4.1-15(2) Scoping Results of the Improvement Plan in UBP Perak Grati Rating Criteria Con Ope Reasons

Involuntary Resettlement D D Since facilities will be added to the Grati power station on its site, no local residents will ask relocation. Local economy such as livelihood, etc.

C C If the number of staff member of the power plant is decreased, some impact to the surrounding residents whose livelihood depends on Perak power station will be anticipated. During construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


C D Although facilities will be added to the Grati power station on its site, no impact to the surrounding environment will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


C D Although facilities will be added to the Grati power station on its site, no impact to the surrounding environment will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


C C Since several units in Perak power station will shut down, some impact to the surrounding residents whose livelihood depends on Perak power station will be anticipated. During construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


C D Although the increasing and decreasing of staff members is unknown, no impact to the surrounding residents will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


C C Since several units in Perak power station will shut down, some impact to the surrounding residents whose livelihood depends on Perak power station will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.

Cultural heritage D D Although facilities will be added to the Grati power station on its site, no impact to the surrounding environment will be anticipated.

Local conflict of interest C D Although the increasing and decreasing of staff members is unknown, no impact to the surrounding residents will be anticipated. However, during construction, since the surrounding residents are conservative, there is a possibility that conflict between the residents and the workers happens.


D D Even if the intake volume of cooling water on the whole of UBP Perak Grati increase, the impact has been already evaluated. According to it, the impact is only in the limited range.

Sanitation C D Although the increasing and decreasing of staff members is unknown, no increase in the sewage volume will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, the increase of sewage will be anticipated.





Soil Erosion D D Although facilities will be added to the Grati power station on its site, no impact will be anticipated. Groundwater C D If groundwater use for sanitation during construction, minor impact to groundwater will be anticipated Hydrological Situation D D Even if the intake volume of cooling water on the whole of UBP Perak Grati increase, the impact has been

already evaluated. According to it, the impact is only in the limited range. Coastal Zone D D Even if the volume of the thermal effluent on the whole of UBP Perak Grati increase, the impact has been

already evaluated. According to it, the impact is only in the limited range. Flora, Fauna and Biodiversity D D Although facilities will be added to the existing power station on its site, no impact to the surrounding

environment will be anticipated. Meteorology D D Since additional facilities will be not large in scale, no influence will be anticipated. Landscape D C Although facilities will be added to the Grati power station on its site, minor impact to the scenery will be

anticipated. It is necessary to consider the scenery of the vacant lots after Perak power station will shut down.

Global Warming D D Since fuel consumption in Grati power station is not increased, the amount of CO2 emission is not increased. Moreover, since several units in Perak power station will shut down, the volume of CO2 emissions on the whole of UBP Perak Grati will be decreased.

Air Pollution C D Since fuel consumption will not increase, the value of air pollutants will not increase. Moreover, since several units in Perak power station will shut down, the value of air pollutants on the whole of UBP Perak Grati will be decreased. However, during construction, air pollution by construction machines will be anticipated.

Water Pollution C D Even if the volume of the thermal effluent on the whole of UBP Perak Grati increase, the impact has been already evaluated. According to it, the impact is only in the limited range. However, during construction, water pollution from operating construction machines will be anticipated.

Soil Contamination D D Since no additional fuel tanks will be added, the risk of oil leakage will be not anticipated. Waste C C The methods to dispose the stopped units should be considered. During construction, since the number of

the worker increase, there is a possibility that waste will increase. Noise and Vibration C C Since facilities will be added to the Grati power station on its site, some impact to the surrounding

environment will be anticipated. However, since several units in Perak power station will shut down, noise and vibration form Perak power station will disappear. During construction, noise and vibration by construction machines will be anticipated.

Ground Subsidence D D Since additional facilities will be small in scale, no impact will be anticipated. Offensive Odor D D No source of bad odors will be added. Bottom sediment D D Since no additional fuel tanks will be added, the risk of oil leakage will be not anticipated. Accident C D Since additional facilities will be small in scale, the risk of accidents will not increase. However, during





Table 4.1-15(3) Scoping Results of the improvement Plan in UBP Bali Rating Criteria

Con Ope Reasons

Involuntary Resettlement D C The site of the Gilimanuk power station will be expanded. There are some houses near the site. Therefore, the additional site must be avoided the place.


C C Since Pesanggaran power plant will shut down, the impact to the surrounding residents whose livelihood depends on Pesanggaran power station will be anticipated. During construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


C C The site of the Gilimanuk power station will be expanded. There are some houses and the national park near the site. Therefore, the additional site must be avoided their place. During construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


C C The site of the Gilimanuk power station will be expanded. There are some houses and the national park near the site. Therefore, the additional site must be avoided their place. During construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


C C The site of the Gilimanuk power station will be expanded. There are some houses and the national park near the site. Therefore, the additional site must be avoided their place. Since Pesanggaran power plant will shut down, the impact to the surrounding residents whose livelihood depends on Pesanggaran power station will be anticipated. During construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


C D Although the increasing and decreasing of staff members is unknown no impact to the surrounding residents will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


C C Although the increasing and decreasing of staff members is unknown no impact to the surrounding residents will be anticipated. However, since the Bali native and the people from Jawa live near the power plant, there is a possibility that the profit and damage unfairly distribute between them.Moreover, since Pesanggaran power plant will shut down, the impact to the surrounding residents whose livelihood depends on Pesanggaran power station will be anticipated. During construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.

Cultural heritage D Ｄ The site of the Gilimanuk power station will be expanded. However, there are not historical monuments around the site.

Local conflict of interests C D Although the increasing and decreasing of staff members is unknown, no impact to the surrounding residents will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, some impact to the surrounding residents will be anticipated.


D B As for the Gilimanuk power station, if the air-cooled condenser is installed, the cooling water will not need. If not, since the cooling water will need, some impact to the surrounding residents will be anticipated.

Sanitation C D Although the increasing and decreasing of staff members is unknown, no increase of sewage will be anticipated. However, during construction, since the number of the worker increase, the increase of sewage will be anticipated.





Soil Erosion D C The site of the Gilimanuk power station will be expanded. Therefore there is a possibility that the risk of the soil erosion increase in the additional site.

Groundwater C D As for the Gilimanuk power station, the low NOx combustion technology (using groundwater) has been introduced in the existing gas turbine. Since fuel consumption will not increase, the volume of use of groundwater will not increase. However, if groundwater use for sanitation during construction, some impact to groundwater will be anticipated

Hydrological Situation D B As for the Gilimanuk power station, if the air-cooled condenser is installed, the cooling water doesn't need. If not, the cooling water need, so some impact to the surrounding environment will be anticipated.

Coastal Zone D B As for the Gilimanuk power station, if the air-cooled condenser is installed, the thermal effluent will not discharge, so no impact to the surrounding aquatic organisms will be anticipated. If not, since the thermal effluent will discharge, some impact to the surrounding aquatic organisms will be anticipated.

Flora, Fauna and Biodiversity D B

The site of the Gilimanuk power station will be expanded. There is the national park and mangrove habitat near the site. Therefore, the additional site must avoid their place.

Meteorology D D Since additional facilities will be not large in scale, no influence will be anticipated. Landscape D C The site of the Gilimanuk power station will be expanded. Therefore, some impact to the scenery

will be anticipated. It is necessary to consider the scenery of the vacant lots after Pesanggaran power station will shut down.

Global Warming D D CO2 emissions will increase by additional facilities in small scale. Moreover, since several units in Pesanggaran power station will shut down, the volume of CO2 emissions on the whole of UBP Bali will be decreased.

Air Pollution C D As for the Gilimanuk power station, since the temperature of exhaust gas will change, the ground-level concentration of air pollutants will change. However, since the low NOx combustion technology has been introduced, increase of the ground-level concentration of air pollutants may be not significant. Moreover, since several units in Pesanggaran power station will shut down, air pollutants by Pesanggaran power station will disappear. However, during construction, air pollution from construction machines will be anticipated.



Rating Criteria Con

Reasons Ope

Water Pollution C B As for the Gilimanuk power station, if the air-cooled condenser is installed, the thermal effluent will not discharge, so no impact to the surrounding environment will be anticipated. If not, since the thermal effluent will discharge, some impact to the surrounding environment will be anticipated.Water pollution from operating the construction machines is anticipated during construction.

Soil Contamination D D Since no additional fuel tanks will be added, the risk of oil leakage will be not anticipated. Waste C D As for the Gilimanuk power station, since fuel consumption will not increase, The equipment, such as

oil separator will not expand. The methods to dispose the stopped units in the Pesanggaran power station should be considered. During construction, since the number of the worker increase, there is a possibility that waste will increase.

Noise and Vibration C C Since facilities will be added to the Gilimanuk power station on its site, some impact to the surrounding environment will be anticipated. However, since several units in Pesanggaran power stations will shut down, noise and vibration from Pesanggaran power stations will disappear.During construction, noise and vibration by construction machines will be anticipated.

Ground Subsidence D D As for the Gilimanuk power station, the low NOx combustion technology (using groundwater) has been introduced in the existing gas turbine. Since fuel consumption will not increase, the volume of use of groundwater will not increase.

Offensive Odor D D No source of bad odors will be added. Bottom sediment D D Since no additional fuel tanks will be added, the risk of oil leakage will be not anticipated. Accident C D As for the Gilimanuk power station, since additional facilities will be small in scale, the risk of

accidents will not increase. Since several units in Pesanggaran power stations will shut down, the risk of accidents will disappear. However, during construction, there is a possibility that the risk of accidents increase.

Mention of marks on the “Rating” in the table as follow A : significant impact to the environment will be anticipated B ; minor impact to the environment will be anticipated C : impact to the environment may or may not occur right now D ; no environmental impact will be anticipated (no problem) Con: Construction phase Ope: Operation phase

4.2. 水力発電所

4.2.1. 技術検討

第 3 章での評価・分析から下表に示す改修計画が現時点として提案される。

Table 4.2-1 Proposed Rehabilitation, Modification and Repowering Plans Power Station No. Proposed Plans

1) Replacement of the generator and bearing cooler’s tube to anti corrosion type material

2) Replacement of control electronic parts for automatic voltage control system

3) Replacement of control electronic parts for governor

Saguling

4) Replacement of monitoring panel in control room

1) Modification of cooling water system from opened type to closed type including cleaning and lining of embedded pipe

Cirata

2) Replacement of monitoring panel and control computer system for power station

1) Replacement of control electronic parts for automatic voltage control system

2) Replacement of control electronic parts for governor

Soedirman

3) Replacement of control electronic parts for power station computer system

1) Replacement of 154 kV Circuit Breaker Sutami

2) Modification of cooling water system from opened type to closed type including cleaning and lining of embedded pipe.



4.2.2. 経済・財務分析

既存水力発電所に係る回復・改修、リパワリング案で JICA 調査団からの提案は 4.2.1 に示

すように回復・改修計画案のみである。回復・改修計画の主な目的は運転信頼性の向上で、

換言すれば発電設備の劣化や不具合によって発生する強制停止、もしくは今後発生するか

も知れない強制停止を削減することである。しかし、経済財務分析の観点から、回復・改

修計画によってどの程度信頼性が向上するのか予測し難く、従って経済財務分析で取り上

げる便益（信頼性の向上）を貨幣価値で表記することが非常に困難である。こうした理由から経済財務分析に代わって、回復・改修計画への JBIC の輸出金融の活用を

提案する。 JBIC ジャカルタ事務所との 2006 年 6 月 7 日の面談で、JBIC より今後のインドネシアにお

ける支援政策として以下の方針が示された。 a) 地熱発電所の開発 b) 外島部における送電線の拡張及び増強 c) ジャワ・バリ地域における既存発電所の回復・改修及びリパワリング計画の推進提案されている回復・改修計画案は JBIC の援助方針と一致している。

4.2.3. 環境社会配慮

水力発電所における「既設発電所の設備面に係わる改修計画案」は 4.2.1 で示した通りであ

る。水力発電所ではリパワリング案はなく、機器類の交換などの回復・改修案だけである。

これらの工事は軽微なものなので、環境社会で配慮すべき項目はないと思われる。なお、火力発電所と同様に水力発電所の「既設発電設備の運転・維持管理面に係る改善計

画」では、環境社会において配慮すべき項目はないと思われる。



5. 既設発電設備の運転・維持管理面に係る改善計画 5.1. 運転・保守能力の改善に向けて

(1). 保守適化プログラム(MOP)

能力指標の開発とは別に PJB では MTS (Maintenance Total Solution)の協力を得て保守適化

プログラム（MOP）を独自開発し、Gresik 発電所で初に適用した。Figure 5.1-2 に MOPの全体フローチャートを示す。

このように各発電所は運転・保守能力の改善に向けた取り組みを行っている。

Figure 5.1-2 Flowchart of Maintenance Optimization Program at PJB



5.2. 火力発電所

3.2 章の既設火力発電設備の運転・維持管理面に係る現状及び課題を踏まえて、効果的な電

力供給を図るために、次のような運用面および保全面からの改善策をリコメンドする。

(1) 突発的な事故等に迅速に対応する改善策として；

＜運転面＞ ① コンパクト型シミュレータ（新設）を活用したユニットのトラブルシューティン

グの教育・訓練－インストラクター及び保全員の育成にも役立つ－ ② 既設オンサイトシミュレータを改造し、ユニットのトラブルシューティングの教育・訓練

＜保全面＞ ① IT 活用による事故等に迅速に対応する資材管理システムの構築 (2) 設備劣化防止対策；Predictive/Preventive Maintenance の推進

① CBM（状態監視保全）の充実専用診断技術だけではなく、日常点検等も含めた CBM の定義拡大

② 重大事故未然防止のためのファシリティーアセスメントの推進 A. 発電用配管肉厚検査工事を代表発電所の代表ユニットでの試行実施 B. 設備劣化による想定外トラブルの増加への対応として、設備密着型保全の取組み

の強化 (3) Indonesia Power／PJB の教育・訓練の改善 ① 新入社員教育の改善 ② 事故・トラブル等で得た教訓の風化防止・類似事故再発防止とスキル伝承 ③ 日本における品質・安全管理に係る OJT の実施 (4) 品質・安全確保のための技術基盤業務の整備・拡充マニュアルの整備と DB（データベース）化 (5) 情報の共有化の推進運転・維持管理情報交換会議を開催し、情報の共有化

≪1. 日常の事故・トラブル防止に係る改善策≫

(1) 定期検査体制の再構築と実施要領指針（案）の制定

(2) 定期点検工事の合理化を図るための工期短縮に向けた改善策

≪2. 定期点検工事に係る運用面からの改善策≫



(1) 突発的な事故等に迅速に対応する改善策

＜運転面＞

① コンパクト型シミュレータ（新設）を活用したユニットのトラブルシューティング

の教育・訓練－インストラクター及び保全員の育成にも役立つ－

「通常のユニット起動・停止」ならびに「ユニットのトラブルシューティング」の

運転員のスキル向上を図るには、トレーニング用シミュレータ（代表ユニットのコ

ンベンショナル及びコンバインド）による、ユニット緊急時対応等の模擬トレーニ

ングを行うことが一番効果的であるため推奨する。

簡略化した操作デスク・パネルにより、運転訓練効果が期待でき、かつ、インストラク

ターによる訓練はもちろん、インストラクター無しでも効果的な訓練メニューの選択が

できるコンパクト型のシミュレータ。

1) 標準的な仕様・モデル精度：静特性誤差 0.5%未満動特性誤差 2%未満（主要プロセス） 10%未満（他のプロセス）・マルファンクション個数 200 個

2) 運転訓練シミュレータの導入メリット・ 1 人またはグループで簡単に運転の学習ができる。・機器の故障や系統の変動など、様々なトラブルを想定したシミュレーション運

転により運転要員の技能向上が図れる。・制御ロジックの変更や制御パラメータの調整訓練により保全技術者の理解度が

深まる。

推奨するトレーニングシミュレータの概要



ステップⅠ・Ⅱ

シミュレータ研修コース名

OJT ステップアップ

初級コース中級コース上級導入コース上級コース

標準目標 5 年

基礎教育 3 年応用教育 2 ~ 4 年

ステップⅠ・Ⅱ・Ⅲ

ステップⅣ・Ⅴ

Control

Patrol

Control

ステップⅠ，Ⅳ ：発電所にて知識習得把握･･･ペーパーテストで把握

ステップⅡ ：発電所にて技能習得把握･･･模擬操作テストで把握

ステップⅢ，Ⅴ ：シミュレータ研修にて全社共通技能修得把握

・初級コース：通常のユニットの Start-up/Shutdown の習得

：簡易なトラブルシューティングの習得

・中級コース：多発している設備事故・トラブルの的確なトラブルシューティン

グの習得

・上級コース：突発的に発生している設備事故・トラブルの的確なトラブルシュ

ーティングの習得

シミュレーション研修コース：標準目標 5 年で知識／技能習得修了

高卒の OJT レベルアップイメージ

(2) 設備劣化防止対策；Predictive/Preventive Maintenance の推進

1) CBM（状態監視保全）の充実

重要度の低い機器は、CBM を基本として点検を行っているが、専用診断技術だけでな

く、日常点検等も含めた CBM の定義拡大を図った設備維持管理に取組むことが必要

である。

1. 2.

運転員の日常点検時の五感の活用ユニット・トリップした時に、機器トラブルもなく安全停止を行うための定期的

な保安装置の機能確認試験や、警報発信による異常の早期発見

専用診断技術だけではなく、日常点検等も含めた CBM の定義拡大



日本の電力会社で行われている保安装置テスト（1 回／月）項目

電気関係 1. 密封油バックアップ作動テストおよび ANN テスト 2. 固定子冷却水ポンプ自動起動テスト

主タービン関係 1. 主蒸気止弁ステムフリーテスト 2. ガバナ弁ステムフリーテスト 3. 再熱弁ステムフリーテスト 4. 主タービン保安装置テスト（中央遠隔） 5. 主タービン主油ポンプ吐出圧力低とリップテスト 6. 復水器真空低下とリップテスト 7. 主タービン軸受油圧力低下とリップテスト 8. 主タービンスラスト保護装置動作テスト 9. EH 油ポンプ自動起動テスト 10. 主タービン吸込油ポンプ (SOP) 自動起動テスト 11. 主タービンターニング油ポンプ (TOP)自動起動テスト 12. 主タービン非常用油ポンプ (EOP)自動起動テスト 13. 抽気逆止弁作動テスト

BFP-T 関係 1. BFP－T 高・低圧蒸気止弁ステムフリーテスト 2. BFP－T 保安装置テスト ① スラスト保護装置動作テスト ② 非常トリップ装置動作テスト ③ 軸受油圧低下トリップテスト ④ 主油ポンプ自動起動テスト ⑤ 非常用油ポンプ自動起動テスト

注）BFP-T : Boiler Feedwater Pump - Turbine

2) 重大事故未然防止のためのファシリティーアセスメントの推進

a. 発電用、配管肉厚検査工事を代表発電所の代表ユニットで試行実施 2004 年 8 月、日本の 2 ヶ所の発電所でエロージョン、コロージョンによる配管の

減肉により、配管破損事故（復水配管と給水加熱器ドレン配管）が発生し、社会

的にも大問題となった。これらの事故に電力会社・IPP・自家発の各発電所で配管肉厚検査を実施した結果、

Tsr (Thickness shell requirement) 割れの配管が多数発見された。 ※「Tsr」は計算により求められる配管が強度を保つために必要とされる厚さ

Indonesia Power/PT PJB の発電所においても同様の事故発生の可能性が有り、火力

設備の配管管理方針／配管検査計画を策定し、代表発電所の代表ユニットで、次

の実施内容でもって、早期に試行実施に取り組む必要がある。



実施内容

1. 調査対象設備：蒸気タービンを用いる出力 1,000 kW 以上の火力発電設備 2. 調査対象配管：発電設備の水、蒸気による減肉の可能性がある材料を使用している。 ①主蒸気系統 ②再熱蒸気系統 ③復水系統 ④給水系統 ⑤抽気系統 ⑥ドレン系統の各配管 3. 調査対象部位：エロージョン、コロージョンによる減肉が生じる可能性のある部位図 5.2.1-1 参照 ①制御弁下流部 ②玉型逆止弁下流部 ③エルボ部 ④T 管部 ⑤オリフィス下流部 ⑥スイング型逆止弁下流部 ⑦レジューサ部 ⑧ベント部 ⑨玉型弁下流部 4. 点検（試験）方法：点検（試験）方法は以下の方法によること。 ①超音波パルス反射法による厚さ測定方法 ②放射線透過画像検査による試験方法 ③パルス過流法によるスクリーニング試験方法 ④電位差法による試験方法 ⑤3 次元超音波検査法による試験方法 5. 検査時期：ユニットが停止している定期点検工事期間中に実施する。

Figure 5.2-1 Measurement Point



Figure 5.2-2 Measurement Flow for Key Inspecting System

配管肉厚検査範囲のスケルトン作成

測定部位の形状毎による測定ポイントを決定

各測定点で測定実施

各測定点における肉厚評価

余寿命評価

判定基準厚さ (tm) 未満？

測定点の周囲を詳細測定 (20mm ピッチ)

No

Yes

（負の公差）

2/3(tn-tsr)

tsr

tm

tn

T 板

厚

詳細測定判定基準厚さ(tm) ＝管の計算必要厚さ +2/3（管の小厚さ－管の計算上必要厚さ）

＝ tsr ＋ 2/3 (tn-tsr)

T ：管の呼び厚さ tn：管の小厚さ（管の呼び厚さ－負の公差） tm：詳細測定判定基準厚さ tsr：管の計算上必要厚さ（「発電用火力設備の基準」による）

(3) IP/PJB の教育・訓練の改善

① 事故・トラブル等で得教訓の風化防止・類似事故再発防止とスキル伝承 ─トラブル事例集の作成と DB（データベース）登録─

A. 『思いがけない・珍しいトラブル事例集』－低 20 件例えば、・ボイラ『ドラムレベル低』によるトリップ・タービン昇速中の蒸気タービントリップ・蒸気加減弁スプリング締め込みボルト等・ユニット起動中 BFP トリップによるユニット起動不能

B. 『経年劣化機器の損傷事例集』－低 20 件例えば、・配管外面腐食・エキスパンション損傷（HRSG 排気ガスダンパー）



・外面腐食によるチューブ噴破・シーケンサ他不良によるシステム停止等

C. 『ヒューマンエラーによる設備トラブル事例集』－低 20 件例えば、・DSC（デジタル制御システム）誤操作によるボイラ緊急停止・グランド蒸気圧力調整弁信号配線の誤結線による誤動作・蒸気タービン起動条件不成立による起動時間遅れ等・復水器真空低下

② 日本における品質・安全管理に係る OJT の実施

目的：保全員の品質・安全管理に係るスキルアップを図るために、日本の電

力会社の定期検査工事の品質・安全管理の実態を OJT を通じて修得し、

インドネシア国に水平展開を行う。

参加人数： 4 ~ 5 名（ボイラ，タービン・発電機，計装，電気担務の Supervisor クラス）

実施場所：石炭焚，ガス焚の既設火力発電所および建設所

期間：約 6 ヵ月間×2 回程度

(4) 定期検査体制の再構築と実施要領指針（案）の制定

定期点検中の検査漏れ等による類似事故の繰り返しを防止し、発電設備の保安・品質の向

上を図るためには、ユーザ側の役割分担を明確にした定期検査体制の確立と実施要領指針 (Table 5.2-1) を制定し、業務を円滑に遂行することを提言する。

① 定期検査に係る体制と役割分担

A. 検査体制定期検査の検査体制は次によるものとする。

副検査責任者

執行責任者：

副所長（技術）

（補佐）発電所長

IP -Supervisor PJB-Specialist

検査責任者

<役職名> Supervisor

副検査責任者 <役職名> Supervisor

<役職名> Supervisor

運転操作責任者

運転操作員

検査員( 担務) 検査員( 担務)

分担 ※1 へ

1 より

※

試験

発電所：B/T/E/C

UBHAR, UHAR B/T/E/C

（発電所の保全部門の代表）



B. 分担役割発電所とメンテナンス事業部 (UBHAR, UHAR) との定期検査に係るメンバーの

役割分担は Table 5.2-2 “Sharing of Roles” によるものとする。

② 定期検査実施要領

定期検査着手から完了までの一連の業務フロー (Figure 5.2-3) および各実施要領につ

いて示す。

Table 5.2-1 Implementation Procedure of Scheduled Inspection 1. 検査手順検査手順は、Figure 5.2-3 “Flow of Inspection Procedure” のとおりとする。

2. 試験、検査手

順 (1) 検査員は、次の事項を試験前に確認する。

a. 検査・測定および試験装置の確認検査要領書で明確にした検査・測定装置および試験装置は、「計測制御装置管理に関す

る要領指針」に定められた周期または使用前に校正・点検を行い、必要な精度にあるこ

とを確認する。 b. 資格の確認

検査員は、試験員が試験の実施に必要な資格を有していることを、事前に資格証明書ま

たは作業従事経歴書の写しにより確認し、検査責任者へ報告する。 (2) 検査責任者は、次の事項を検査前に確認する。

a. 作動検査・試運転検査体制の確立運転操作責任者は、運転操作責任者と運転操作員の名前、運転操作員の資格確認日を作

動検査・試運転検査体制表（任意様式）に記入する。検査責任者は、作動検査・試運転検査までに、体制表に必要事項が記載されていること

を確認する。

3. 試験実施 (1) 試験実施要領検査員は、検査要領書のとおりに試験員が試験を実施していることを現場立会いで都度確

認する。なお、確認事項は下記のとおりとする。 a. 試験の方法

b. 有資格者が試験を実施していること c. 試験が行われている箇所 d. 使用されている検査装置

(2) 検査装置の取扱い検査員および試験員は、製造メーカーの取扱説明書に基づき検査装置を取り扱う。

4. 試験記録 (1) 試験員が作成する試験結果の記録 a. 検査員は、試験記録の作成を試験員に指示し速やかな提出を依頼する。 b. 検査員は、試験員から提出された試験記録を確認し、試験内容に問題の無いことを確認

する。 (2) 作動検査および試運転の試験記録

検査員は、検査に必要なデータを出力、印字させる。データの出力、印字ができない場合

はデータの採取を行う。なお、データの採取については検査助勢員に指示してもよい。

5. 検査実施 (1) 検査範囲各検査要領書による。

(2) 検査員の検査方法 a. 検査員は、現場立会いまたは試験記録をもって、試験結果を判定基準に照らし合わせて

合否判定を行うものとし、検査日は、検査員が合否判定した日とする。 (a) 現場立会いをもって合否判定する検査は、目視検査、外観検査、浸透深傷検査、復

水器漏洩検査、作動検査、検査とする。ただし、ガス検知器の作動検査については、

試験記録をもって合否判定することができる。 (b) (a)項以外の検査は、試験記録をもって合否判定することができる。



(c) 検査を工場で行う場合は、当社要求事項を満足する納入・メーカーが作成した検査

要領書を、検査責任者の確認を得ることで、試験記録により合否判定することがで

きる。（予め定めた検査要領に限る） b. 目視検査等で合否判定が難しい場合には、浸透深傷検査等の追加試験または健全性を確

認する技術評価を実施し、合否判定を行う。なお、技術評価をもって合否判定した場合、技術評価結果の承認日が検査日となる。

c. 検査の結果に基づき補修を行った場合は、再検査を行うとともに、必要に応じて追加検

査を実施する。 d. 検査要領書に定める以外の検査を実施する場合は、検査要領を作成し、執行責任者の承

認を得る。 (3) 検査責任者および副検査責任者の立会い

検査責任者は、検査員が現場で行う合否判定に、原則、立会い、検査員を適切に指示、管

理する。検査責任者は、副検査責任者または検査印から不適合報告を受けた場合は、その

内容について原則、現場確認を行う。また、作動検査、試運転検査に原則立会い、副検査

責任者と検査員を適切に指示、管理する。

6. 検査記録 (1) 検査結果の記録 a. 検査員は、「検査記録」を用いて必要事項を記入し、検査記録を作成する。

なお、検査記録には低限必要なものを除き、試験記録から転記しないものとする。

再検査を行う場合または追加検査で検査記録用紙の空白欄が不足する場合は、新たに検

査記録を作成する。検査の結果は、都度、副検査責任者の確認を得るものとする。

b. 副検査責任者は、検査の都度、検査員が適切な記録を作成していることを確認し、検査

記録にサインを行う。また、設備項目（検査記録における検査名）の検査が全て完了したことを確認し、検査

責任者の承認を得るものとする。 c. 検査責任者は、検査記録を承認するとともに、検査記録の文書登録を実施し、検査記録

表紙および作動検査・試運転検査の試験記録ならびに作動検査・試運転検査体制表を定

期検査記録 DB に掲示する。 (2) 検査記録の添付資料

a. 検査の合否判定に用いたものを検査記録に添付する。なお、試験員が作成した試験記録については、原本を添付する。

b. 検査の結果を記述または補足したものを添付する。 c. 作動検査・試運転検査については、試験記録の原本、運転操作責任者および運転操作員

を含む検査体制の実績を添付する。なお、判定基準に照らして合否判定しづらい場合は、試験記録一覧表を作成してもよい。

その場合も試験記録の原本を必ず添付すること。

7. 不適合処置検査員が、不適合と判定した場合は、適な処置方法を検討するとともに、所内速報を記載し

て、検査責任者の確認を得る。 (1) 補修する場合

検査責任者の承認を得て、修繕または取替後に再試験を実施して、一連の行為を検査記録

に記録する。 (2) 補修しない場合

a. 技術評価 (a) 技術評価方法が社内標準に規定されていれば、それに従い技術評価を実施する。 (b) 社内標準に規定がない場合は、検査責任者は、技術基準、メーカー推奨、運用実績

等ならびに必要な場合は関係箇所との調整を行い、技術評価を実施した結果を執行

責任者へ報告する。 b. 特別採用

技術評価の結果、次回の検査時まで安全・安定運転が継続できることを検査員が判断し、

検査責任者が承認した場合は、特別採用とすることができる。なお、特別採用を承認した日が検査日となる。



8. 次工程への引

渡し検査責任者が、合否判定を「適合」と承認した場合、もしくは「特別採用」と承認した場合、

次工程への引渡しが許可できる。副検査責任者が、合否判定を「適合」と確認した場合、組立または復旧の許可ができる。

9. 検査工程管理検査責任者は、副検査責任者の報告を受けて「検査工程管理表」を作成し、各検査の工程を都

度把握する。また、定期検査完了時および、中間時として総合インターロック時期（総合インターロックを

実施しない定期検査は除くことができる）に、執行責任者へ報告する。なお、定期検査完了時の報告後に、「検査工程管理表」を定期検査記録 DB に掲示する。

10. 定期検査完了定期検査のすべてが終了したことを、検査責任者が確認すれば、検査完了とする。

Table 5.2-2 Sharing of Roles

役職役務内容

執行責任者・発電所長

・発電所における保安に関する業務を統括する。副所長（技術）が配置されている場合は、役務を補佐させることができる。

検査責任者発電所の保全部門の代表； IP: Supervisor Senior PJB: Specialist

・定期検査の適切な実施に責任を有する。・適切な定期検査要領書作成と検査体制を確立する。・定期検査を遂行するために必要な知識・経験を有する検査員を配置し、検査に必

要な手順を熟知し遵守することを基本として、関係箇所と十分な連絡協調を図り

ながら検査を進めるとともに、所管する検査員の職務の遂行に関して適切な指

示・管理を行うものとする。・不適合が発生した場合は、本要領指針の定めるところに従って処置する。・検査記録および添付資料に不備がないことを確認し、不備があればこれを是正す

る。・次工程への引渡し許可の権限を有する。・定期検査の工程管理を行う。

副検査責任者・IP/PJB 発電所 Supervisor (B/T/E/C) ・UBHAR/UHAR； Supervisor (B/T/E/C)

・検査責任者の不在時には、役務を代行する。・職務の遂行に際して、検査に必要な手順によりがたい場合は、検査責任者の判断

を求め、必要な処置を講じるものとする。・検査記録および添付資料に不備がないことを確認し、不備があればこれを是正す

る。・組立または復旧の許可ができる。・検査の状況を把握し、定期的に検査責任者に報告する。・検査に必要な資格を有する副検査責任者は、検査員の役務を実施できる。

検査員・IP/PJB 発電所 Technician Senior (B/T/E/C) ・UBHAR/UHAR； Technician Senior (B/T/E/C)

・検査に必要な手順を遵守することを基本として、定期検査を実施するものとする。

・職務の遂行に際して、検査に必要な手順によりがたい場合は、検査責任者の判断

を求め、必要な処置を講じるものとする。・判定基準に照らして、合否判断を実施する。・適合、不適合の判断が難しい場合には、副検査責任者、検査責任者に指導・助言

を求める。・判定基準を超えた場合は、不適合処置の内容を検討して、検査責任者の承認を得

て不適合処置を行う。運転操作責任者

(IP/PJB) ・検査に必要な運転操作員を選任し、運転操作を指示する。・不具合が発生した場合には、検査責任者へ報告する。

運転操作員 (IP/PJB)

・運転操作責任者からの指示に従い、運転操作を実施する。・不具合が発生した場合には、運転操作責任者へ報告する。



Start

補修を実施す

るのか？試験準備補修実施

試験実施

技術評価方法が

「標準化」されて

いるか？

試験は適切に行

われているか？

UBHAR/UHARは技術

評価の妥当性を確認

し、結果を検査責任者

に送付する。また、必

要に応じて助言を行

う。

判定基準内か？（※1）

※1：適合・不適合の判定が難しい場合には、追加検査を実施して判定を行う。（例：目視検査において、割れの疑いがある事象を認めたので、追加検査として浸透深傷検査を実施した。）

Figure 5.2-3 Flow of Inspection Procedure

次工程への引渡しを許可

Yes 判定基準内だが軽微な事象が

ある場合、事象内容を記録し

て適合とした理由も記録す

標準化 UBHAR

る。記録が困難な場合、写真やス

ケッチ等を用いる。技術評価の結果

継続使用は可能

か？

検査対象機器の使用を停止検査終了

Yes

試験

（適合）

No

〔不適合処置の内容を検討〕

Yes

No

Yes

No

Yes

No

〔特別採用〕

技術評価

（不適合）



(5) 定期点検工事の合理化による工期短縮に向けた改善策

日本におけるボイラ･タービンの精密定期点検工事の各作業工程で採用されている工期短

縮実施項目を、アンケート形式で Indonesia Power/PT PJB の各発電所に対し、実施の有無の

調査を実施した。その結果を Table 5.2-3 に示す。これらの工期短縮項目は設備の高稼働の確保や運用・補修

コスト低減に大変役立つものと思われるので、各発電所において工期短縮実施項目を再度

検討することを提言する。

Table 5.2-3 Scheduled inspection shortening method (questionnaire result summary sheet)

○:Finishing[adoption] ×;un-adopting (Boiler) －: No response

shortening method Suralaya TanjungPriok Semarang Perak Muara

Tawar Gresik Grati Paiton

1 Boiler forced cooling × × ○ × × ○ × ×

2 Enlargement of a manhole × ○ × × ○ × ○ ○

3 Adoption of the scaffold in a lifting furnace ○ × × × ○ ○ × ×

4 An improvement and increase of a mechanic tool ○ ○ × － ○ ○ ○ ○

5 Increase of welding equipment ○ ○ × × ○ ○ × ○

6 Foundation of the scaffold work in a furnace ○ ○ ○ － ○ × × ×

7 Adoption of the scaffold in a sky station (gondola type) furnace ○ ○ × × ○ ○ － ○

9 Adoption of vacuum car, such as an ash handling system × －－－－－－ ×

10 An improvement and of the polish methods, such as a pipe and a tube ○ ○ × － ○ ○ ○ ○

(Turbine)

shortening method Suralaya TanjungPriok Semarang Perak Pesang

-garan Pemaron Gilima- nuk

Muara Tawar Gresik Grati Paiton

1 Forced cooling of a gas/ steam turbine × × × × × × ○ ○ × × ×

2 Encapsulation of casing keeping-warm material ○ ○ × × ○ ○ ○ ○ × ○ ○

3 Adoption of a mass bolt heater ○ ○ ○ － ○ ○ ○ × ○ ○ ○

4 Increase of welding equipment ○ × －－－－－ ○ ○ × ○

5 Adoption of a high frequency bolt heater ○ ○ ○ － × × × ○ ○ ○ ○

7 Encapsulation of main steam entrance pipe flange part keeping-warm material

○ ○ × × －－－ ○ × ○ ○

8 The crane for accessories disassembly ○ ○ ○ × ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○

9 Hydraulic coupling bolt ○ ○ ○ － ○ ○ ○ ○ × ○ ○

10 Adoption of turbine casing jack rise equipment ○ ○ ○ － ○ ○ ○ ○ × ○ ○

11 Adoption of turbine rotor slewing mechanism ○ ○ ○ － ○ ○ ○ ○ × ○ ○

12 Foundation of a diaphragm storage stand ○ ○ ○ － ○ ○ ○ ○ × ○ ○

13 Adoption of in-line type oil flushing equipment ○ × × × × × × × ○ ○ ○

14 Adoption of additional oil flushing equipment ○ × ○ × ○ ○ ○ × ○ ○ ○



5.3. 水力発電所

第 3 章の評価・分析を基に、考慮することが望ましいと考えられる項目について記述する。

これらの項目について、その採否、適用は発電所毎の実情に基づき計画されることが望ま

れる。発電所共通事項としては次の通りである。

(1) 運用職員と保守職員の定期的な人事交流

各発電所での運転職員と保守職員の数は十分と思われる。しかし、運転職員と保守職員の

定期的な人事交流は原則的に殆ど行われていない。関係職員の更なる技術アップを図る観点から定期に人事交流を行うことを提案する。

(2) 計画定期点検の弾力運用

インドネシアでは定期点検は原則的に“年間点検 (AI)”、“一般点検(GI)”、及び“主要分解

修理 (MO)”からなっており、何らかの点検が毎年行われている。しかしながら、現在の

事故回数の水準を勘案すれば、例えば Soedirman 発電所のように年間点検 (AI) を半年点検

に簡素化して点検時間を 30 時間に短縮するなど、点検間隔の延長を含めて計画定期点検の

弾力運用が提案される。

主要分解修理 (MO) に関しては原則として 4,000 時間毎に実施するようになっているが、

Soedirman 発電所では初の運開から約 20 年 (1988.11) 経過しているものの運転が順調な

ため、今日まで主要分解修理 (MO) は実施されていない。各号機の運転が順調であれば予

定の主要分解修理時期に来ても MO は不要と考える。

(3) より効果的な運転保守実現のための推奨項目

機器の称呼番号札の取付および各機器名の記入は誤操作や誤確認を防ぐために特に重要と

考えられるため。これらをしっかり取付、記入することが望ましい。

圧力計、油面計、電流計等の指示計器類については保守員の的確な判定のためにも、その

標準値および正常範囲を示すマークを表示することが望ましい。

主機運転停止時における各機器動作のシーケンス時間を計測し、管理することが機器の異

常早期発見に有効な手段の一つであるのでこれの計測・管理が望ましい。

軸受温度、発電機コイル温度等については現状でも各所とも十分に計測されているが、こ

れらを長期に亘りトレンド管理をすることが機器の異常早期発見に有効な手段であるので

長期トレンド管理をしっかりと実施することが望ましい。また、計測値と設計値或いは試

験実施時の値等と比較することも大切である。



万一異常値が発見された場合はただちにその原因の把握につとめ、それらを除去するとと

もに、異常の様相、原因等について記録用紙に詳細を記載しておくことが後々の保守のた

めにも重要と考える。

(4) より効果的な点検実現のための推奨項目

オーバホールについては、決められた運転時間に達したからという理由で無条件に実施す

ることは電力系統の信頼度確保や経済的観点から見ても不要と考えられる。

年次点検 (AI) での軸受パッド表面点検は特に理由がない限り不要と考える。

点検報告書には修理した場合の修理の詳細を記載しておくことが後々の点検時に役立つの

で詳細記入を推奨する。

発電機コイルの健全性確認のための正極指数 (PI) および誘電正接 (Tan δ) 試験が実施さ

れている場合といない場合があるので実施することが望ましい（原則として 3 年次点検で

実施）。

点検後の試験については水車性能のチェックのために開度―出力試験の実施が、また電力

系統事情および発電所機器の事情が許せば調速機機能のチェックのために時折負荷遮断試

験の実施が望ましい。

点検報告書に試験記録の記載がないケースが見受けられるので後々のために記載すること

が望ましい。

発電所個別の推奨事項を以下に記載する。

5.4. 日本の公共電力会社の関係規則

ここでは監督官庁である MEMR がインドネシア電力セクターへの今後の監督・指導改善に

参考となる日本の公共電力会社が発電所の運転・維持を行う上で遵守すべき日本の関係法

規を紹介するものである。日本の電力会社は下記の法令及び経済産業省(METI)令に従って事業運営を行っている。

(1) 電気事業法（法律：1964 年施行、2005 年改定）

(2) 電気事業法施行令（省令：1965 年施行、1996 年改定）

(3) 電気事業法施行規則（省令：1965 年施行、1995 年改定、終改定 2006 年 9 月）

(4) 技術基準（省令） (a) 電気設備（1965 年施行、2006 年改定） (b) 火力発電設備（1965 年施行、2006 年改定） (c) 水力発電設備（1965 年施行、2006 年改定）



(5) 電気関係報告規則（省令：1965 年施行、2004 年改定）

(1) 電力事業法 1) 技術基準への適合（39 条及び 40 条） 2) 自主的な保安（42 条） 3) 主任技術者（43 条）

(2) 電気事業法施行令

1) 報告の収集（8 条）

(a) 経済産業大臣が電気事業者に対し報告又は資料の提出をさせることができる事

項は、次の各号に掲げる事項とする。 - 電気の供給業務の運営に関する事項 - 電気事業の用に供する電気工作物の工事、維持及び運用の保安に関する事項 - 会計の整理に関する事項 - 調査業務の運営に関する事項

(3) 電気事業法施行規則

電気事業法施行規則は電気事業法の運用に必要な細目について規定している。

(4) 電気関係報告規則5

この規則は事故の定義と所轄の経済産業局長もしくは経済産業大臣に報告すべき事故を規

定している。

1) 事故の定義（第 1 条の 3 項、4 項、5 項）

2) 事故報告（第 3 条 2 項）

(a) 電気事業者は次の表に掲げる事故が発生した時は、それぞれ同表の報告先の欄

に掲げる者に報告しなければならない。

Table 5.4-1 Regulated Electricity related Accident Report

事故報告先 1 感電又は破損事故若しくは電気工作物の誤操作若しくは電気工作物を操作しないことにより人が死傷した

事故（死亡又は病院若しくは診療所に治療のため入院した場合に限る。）所轄経済産

業局長 2 電気火災事故（工作物にあっては、その半焼以上の場合に限る。ただし、前号及び次号から第 5 号までに

掲げるものを除く。）所轄経済産

業局長 3 破損事故又は電気工作物の誤操作若しくは電気工作物を操作しないことにより、公共の財産に被害を与え、

道路、公園、学校その他の公共の用に供する施設若しくは工作物の使用を不可能させた事故又は社会的に

影響を及ぼした事故（前 2 号に掲げるものを除く。）

所轄経済産

業局長

5 MEMRは商業運転開始に先立つ調査は省令で義務付けられているものの、「電気関係報告規則」に相当する省令は無い。



事故報告先 4 次に掲げるものに属する主要電気工作物の破損事故（第 1 号、前号及び第 8 号から第 10 までに掲げるもの

を除く。） 1) 出力 90 万キロワット未満の水力発電所 2) 火力発電所における汽力若しくは汽力を含む 2 以上の原動機を組み合わせたもの、出力 1,000 キロワッ

ト以上ガスタービン又は出力 1 万キロワット以上の内燃機関を原動力とする発電設備 3) 火力発電所における汽力又は汽力を含む 2 以上の原動力を組み合わせたものを原動力とする発電設備

であって、出力 1,000 キロワット未満のもの（ボイラに係るものを除く。） 4) 燃料電池発電所／5) 太陽電池発電所／6) 風力発電所（省略） 7) 電圧 17 万ボルト以上 30 万ボルト未満の変電所 8) 電圧 17 万ボルト以上 30 万ボルト未満の送電線路 9) （省略）

所轄経済産

業局長

5 次に掲げるものに属する主要電気工作物の破損事故（第 1 号、第 3 号、及び第 8 号から第 10 条までに掲げ

るものを除く。） 1) 出力 90 万キロワット以上の水力発電所 2) 電圧 30 万ボルト以上の変電所又は容量 30 万キロボルトアンペア以上若しくは出力 30 万キロワット以

上の周波数変換機若しくは出力 10 万キロワット以上の整流機器を設置する変電所 3) 電圧 30 万ボルト（直流にあっては電圧 17 万ボルト）以上の送電線路

経済産業大

臣

6 供給支障電力が 7,000 キロワット以上 7 万キロワット未満の供給支障事故であって、その支障時間が 1 時

間以上のもの、又は供給支障電力が 7 万キロワット以上 10 万キロワット未満の供給支障事故であって、そ

の支障時間が 10 分以上のもの（第 3 号及び第 8 号に掲げるものを除く。）

所轄経済産

業局長

7 供給支障電力が 10 万キロワット以上の供給支障事故であって、その支障時間が 10 分以上のもの（第 3 号

及び第 9 号に掲げるものを除く。）経済産業大

臣 8 破損事故又は電気工作物の誤操作若しくは電気工作物を操作しないことにより他の電気事業者に供給支障

電力が 7 千キロワット以上 7 万キロワット未満の供給支障を発生させた事故であって、その支障時間が 1時間以上のもの、又は供給支障電力が 7 万キロワット以上 10 万キロワット未満の供給支障を発生させた事

故であって、その支障時間が 10 分以上のもの（第 3 号に掲げるものを除く。）

所轄経済産

業局長

9 破損事故又は電気工作物の誤操作若しくは電気工作物を操作しないことにより他の電気事業者に供給支障

電力が 10 万キロワット以上の供給支障を発生させた事故であって、その支障時間が 10 分以上のもの（第

3 号に掲げるものを除く。）

経済産業大

臣

10 省略

11 ダムによって貯留された流水が当該ダムの洪水吐から異常に放流された事故（第 3 号に掲げるものを除

く。）所轄経済産

業局長

5.5. 火力発電所設備維持管理に関するマネジメント計画及びガイドライン

(1) 組織について

A. 発電所の運転・維持管理のための体制（以下｢組織｣という）は、次に掲げる部署（従

業員を含む、以下同じ）の責任、権限、相互関係を明確にし、文書化していること。 ① 運転、保全及び安全管理に関する業務を管理する部署 ② 運転、保全及び安全管理に関する業務を実施する部署 ③ 運転、保全及び安全管理に関する業務の妥当性を検証する部署

（備考）ここで｢安全管理｣とは、ボイラ・タービン等の改善等の使用条件の変更に際して、事前

に安全性を評価し、及び、社内外のトラブル事故等に係る情報を運転・維持管理に活用

することをいう。

(2) 運転管理及び日常点検基準について

A. ボイラ・タービン等の Table 5.5-1 運転管理について、運転管理項目を定めた適正な

基準を定め、その基準に基づいて実施し、結果を記録し、保管していること。

B. ボイラ等・タービンの Table 5.5-2 日常点検の設備について、点検箇所、点検項目、

点検方法、適否の基準等を定めた適正な基準を定め、その基準に基づいて実施し、



結果を記録し、保管していること。

Table 5.5-1 Items for Operation Management 設備運転管理項目注

• 過熱器及び再熱器の出口における蒸気の圧力及び温度 1 • ボイラの蒸発量又は給水流量 • ドラム内の水位 2 • ドラム内の圧力 2 • ボイラ水及び給水の水質 • 使用燃料 • 過熱器及び再熱器のスプレー水量又はスプレー前後の蒸気温度 2

ボイラ

• ボイラの効率 3 • 発電機の出力 • 主蒸気止め弁の前及び再熱蒸気止め弁の前の蒸気の圧力及び温度 • 蒸気タービンの速度 2 • 蒸気タービンの排気圧力 • 蒸気タービンの抽気の圧力及び温度 2 • 蒸気タービンの軸受の入口における油圧 2 • 蒸気タービンの軸受温度又は軸受の出口における油温 2 • 潤滑油の性状 • 蒸気タービンの制御油圧 2 • 蒸気加減弁の開度 2 • 蒸気タービンの振動 2 • 蒸気タービンの効率 3

蒸気タービン

• 車軸、車室の伸び及び伸び差（車室が２個以上あるものに限る） 2 • 発電機の出力 4 • ガスタービンの速度 5 • ガスタービンの空気圧縮機の吐出圧力 2 • ガスタービンの入口におけるガスの温度 6 • ガスタービンの軸受の入口における油圧 2 • ガスタービンの軸受温度又は軸受の出口における油温 2 • 潤滑油の性状 • ガスタービンの制御流体の圧力 2 • ガスタービンの振動 2 • ガスタービンの空気圧縮機の入口における空気温度 7 • 使用燃料

ガスタービン

• ガスタービンの効率 8 注 1；ユニット方式の場合は、主蒸気止め弁の前及び再熱蒸気止め弁の前における蒸気の圧力及び温度でもよい。注 2；必ずしも記録を要しない。ただし、運転管理基準に照らして異常のある場合は記録しておくこと。注 3；ユニット方式の場合は、ユニット総合効率でもよい。注 4；発電電力量でもよい。注 5；フリータービン式ガスタービンにあっては、ガス発生機の速度及び出力タービンの速度とする。また、必ずしも記録を

要しないが、運転管理基準に照らして異常のある場合は記録しておくこと。注 6；ガスタービンの出口におけるガスの温度でもよい。注 7；屋内設置のものにあっては、発電装置の吸気口における空気温度、屋外設置のものにあっては、大気温度でもよい。ま

た、必ずしも記録を要しないが、運転管理基準に照らして異常のある場合は記録しておくこと。注 8；総合効率でもよい。



Table 5.5-2 Routine Inspection Items 設備日常管理項目

ボイラ安全弁 • シート部からの蒸気の漏洩 • ハンガー類の異常 • 配管からの蒸気、ガスの漏洩主要配管 • 配管の振動 • 燃焼状態

ボイラの火炉 • 火炉内部の異常 • ボイラ本体、チューブの損傷

HRSG • ドラム二色水面の水位、蒸気漏洩、ガラスの損傷 • 振動、異音 • 車室からの蒸気の漏洩 • ボルト、ナット類のゆるみ

蒸気タービン

• 軸受の振動、異音、過熱及び排油の状態 • 蒸気の漏洩

主要熱交換器等 • 水位 • 振動、異音、過熱その他の異常 • ガス、潤滑油等の漏洩 • 架台、支持金具類の異常及びボルト、ナット類のゆるみ

ガスタービン

• 軸受の振動、異音、過熱及び排油の状態 • 振動、異音その他の異常 • 潤滑油の漏洩 • 架台、支持金具類の異常及びボルト、ナット類のゆるみ

ガスタービン空気圧縮機

• 軸受の振動、異音、過熱及び排油の状態 • 振動、異音、過熱、異臭 • 水素ガス漏洩 • 軸受の排油の油量、油温、泡立ちの状態 • CT ブッシング部、相分離母線の振動、漏水警報装置の洩れ

発電機・励磁機

• ブラシの摩耗状態、振動、リード線の過熱、接続状態 • 本体の振動、異音、温度上昇 • グランド部からの蒸気、ガスの漏洩

主要回転機蒸気タービン、ガスタービン、ガ

スタービン空気圧縮機を除く • 軸受の油温、油面、油の漏洩 • 弁体の振動、異音 • 弁のグランド部、シート部からの蒸気、ガス等の漏洩主要弁 • 作動源の異常 • 過熱、異臭、うなり及び変色の状態

主要変圧器 • コンサベータ油面、ブリーザシリカゲル変色の状態 • 操作盤・監視盤・配開装置の表示灯の異常、警報表示灯の点灯状態 • 配線の過熱、異臭、変色及び端子の締付け状態電気設備 • 動力変圧器、照明変圧器等の変圧器には振動、異音、異臭 • 指示計・記録計等の計器は損傷状態及び指示値と標準値を比較し • 相違の有無 • 記録計のインク切れ、チャート送りの状態

計器類

• 発信器等の指示値・検出部もれ



(3) 運転・維持管理に関する人材育成計画

（運転要員）応用育成者基礎育成者

（修得履歴の記録・管理）応用Ⅰ（修得履歴の記録・管理）応用Ⅱ（修得履歴の記録）

火力技術テキストの記載事項＋

業務遂行に必要な技能（点検・操作・監視・制御等）

業務遂行に必要な技能（操作・監視・制御等）

• 知識面の修得把握：筆記試験

• 技術面の修得把握：シミュレータ上級Ⅰ

業務に必要な技能（操作・監視・制御等）

（保全要員）基礎育成者応用育成者


火力技術テキストの記載事項設備構造，原理，特性等に

関する技術知識＋

業務遂行着眼点スキル

工事計画・実施，トラブル対応等一連の保修業務

• 着眼点の修得把握：項目毎の口答試験


工事計画・実施，トラブル対応等一連の保修業務

内容を詳細化業務遂行着眼点スキル

（エンジニアリング，環境・化学要員）応用育成者基礎育成者


火力技術テキストの記載事項

業務遂行着眼点スキル（業務遂行に必要な技術知識）ユニット性能改善，環境

＋

━ 改善業務，給水，油管理等


5.6. 水力発電所設備運転維持管理に関するマネジメント計画およびガイドライン

(1) 運転に関する事項

設備運転に関する業務は主として①機器の運転停止操作、②機器の監視、③日常巡視点検、

④点検および修理作業準備、復旧のための開閉器、バルブ等の開閉操作、ロック操作であ

る。

① 機器の操作にあたっては、誤操作防止がも大切でありこのためには主機の運転停止

や主要開閉機器の投入開放のような主要機器の操作は chief engineer あるいは senior engineer が操作内容を確認しながら１指令１操作の形で運転要員に操作させることが

基本となる。



また、バルブの開閉や補機の操作等についてはあらかじめ操作手順を操作票に記入し

chief engineer あるいは senior engineer が承認を与えた場合のみ操作手順に従って操作

が出来るといったルールも大切と考える。

② 機器の監視については、常に監視盤の計器類に注意を払い万一異常発生時に即応でき

るよう日頃からの訓練が大切である。

③ 日常巡視点検については、単に機器を見回るのではなく五感を働かせ注意深く巡視す

るとともに、指示計器類については正常範囲或いは標準値を表示するとか巡視点検記

録票に指示計器類の基準値を記入する等して異常を発見し易くすることも重要である。

また、点検漏れの防止やより合理的な点検のための巡視順路を示すことも大切である。

④ 機器の点検作業或いは修理作業開始にあたって保守要員が安全に作業を実施するため

に、また、作業中に電力系統へ悪影響を及ぼさないよう誤りのない機器のロック作業

等が大切で、このためあらかじめ作成し承認を得た操作票に基づきロック作業等を実

施することが大切である。また、復旧時も同様である。操作ミスを防ぐためにも機器の称呼番号板、各補機の名称板、バルブ番号札、バルブ

開閉表示札、配管への流れ方向表示、流体種類識別等についてしっかり表示しておく

ことが望ましい。

(2) 維持管理に関する事項

維持管理に関する業務は主として①週点検、月点検、年次点検等の定期点検工程および項

目計画の策定、実行、結果の評価および次回点検計画への反映、②事故障害発生時の復旧、

原因追及、再発防止策の策定、③機器保護システムの整定および管理、④図面、設計計算

書、各報告書等関係資料の整備保管等がある。

① 点検工程および項目計画にあたっては機器の重要度を十分勘案し項目毎にその頻度を

決定することが重要である。また、点検票には基準値を記入する等して良否を判断し

やすくすることも重要と考える。年次点検 (AI、GI) については比較的大規模な点検となるので、過去の点検実績等を

十分吟味し、過去において常に良好と判断されている項目は点検頻度を延長する等綿

密な計画が大切と考える。特に MO については大規模な点検であり、電力系統への影響や経済的な影響も大きい

ので単に決められた運転時間に到達したからといった理由で MO を実施することは好

ましくない。真に必要な時期を検討し実施することが大切と考える。定期点検報告書は後年度の点検時のために、特に修理した部品等の修理内容詳細を記

入することおよび点検後の試験結果の詳細を記入することが大切である。

② 事故障害発生時には迅速な復旧は当然のことであるが、その原因をしっかりとつきと

めることが大切であり、再発防止に努める必要がある。



③ 機器の保護システムについてはその整定値は系統の変更や、機器の運転状態の変化に

応じて適宜見直す必要がありそのための整定指針をしっかり定めておくことが大切と

考える。

④ 機器図面類、設計計算書、取扱説明書、建設時の据付試験記録、定期点検記録等の図

書類は機器のより良い維持管理に不可欠のものであり散逸しないようしっかり管理し

ておく必要がある。

(3) 教育に関する事項要員の育成方針の体系

部門所属長各個人

育成方針

育成目標

P

育成計画

D

育成実施

育成把握

C

分析

A 活用

技術レベル毎の教育内容

段階 1 段階 2 段階 3 段階 4 段階 5

保

全

運

転

水車・発電機補修

水車・発電機補修（実機 OH）

水力 AVR, GOV補修技術

GIS 補修技術

LTC 補修技術

電力所･発電所大個別教育（特徴に応じた

教育カリキュラ

ムの設定）

電力所･発電所大個別教育

（同左）

電力所･発電所大個別教育（同左）

電力所･発電所大個別教育

（同左）

自己啓発

水力発電所運転水力・変電作業責任者・当直責任者

要員育成年度基本方針

今年度目標設定

年度研修計画要員育成計画自己啓発プラン作成

研修実施 On the job training 自己啓発プラン実施

業務スキル習得状

況の確認

職場大スキル習得

状況・把握分析指導

補完

ジョブローテーション

要員育成年度目標達成

スキル習得状況研修受講結果把握・分析

詳細スキル習得状

況の自己評価



6. 技術移転 6.1. 火力発電所

(1) 背景

インドネシアでの火力発電所に係る余寿命診断実態調査を実施した結果、以下の事項が明

らかになった。 1) PLN では、PLN の研究センターである LITBANG がボイラの基本的な余寿命診断技術

を確立し、保有している。 2) タービン関係、発電機関係については、現状ではメーカーが余寿命診断を行っており、

PLN はこれらの設備に関する余寿命診断技術習得を切望している。 3) 設計寿命を超えて運転している設備もあり、余寿命診断の必要性は高い｡

上記のインドネシアでの余寿命診断実施状況に加えて、発電所の設備の劣化、更新状況や

技術移転する余寿命診断技術の有効性などを考慮して、各設備（ボイラ、タービン、発電

機）に関しての技術移転項目を選定し、第 3 次現地調査（第 2 回ワークショップ）にて技

術移転項目について合意した。

(2) 技術移転

1) タービン 1. 火力発電所余寿命診断はタービンメーカーが行っている。 2. LITBANG LITBANG はタービンについての余寿命診断技術移転を希望している。

また、タービンの劣化現象には、クリープ損傷や疲労損傷、脆化など様々な劣化現象

がある｡

→ この中でも脆化現象を理解することは重要である。

なぜなら、脆性破壊は事象が起きた場合に損害が大きいからである。

タービンロータの脆化によるバーストの例（米国 Gallatin #2 1974 年）



ここで、タービンの脆化成分である P, Sn, Sb, As, S は 1970 年代レベルでは 1980 年代以降

より多く混入しており、この時期に製造されたタービンロータは注意が必要である。以

下にインドネシアで現在も用いられているこの時期に製造されたタービンロータを有す

る火力発電所は以下の通り｡ Perak ：3, 4 号機 (1978) Tambak Lorok ：1, 2 号機 (1978) Gresik ：1, 2 号機 (1981)

よって、タービンについては「タービンロータの余寿

命診断（脆化）」は不純物の非破壊による検査方法（材

料の表面にある粒界を腐食させ脆化の程度を測定する

方法）を紹介した。また日本における余寿命診断方法

の概要を述べ、診断の内容・特徴を具体的に説明した。

2) ボイラ 1. 余寿命診断実施状況 PLN の研究所である LITBANG で実施されている。 2. ボイラ設備の状況多くのボイラチューブリークが原因で事故が発生しており、その中には設計寿命を下回る期間で破損しているチューブも見受けられた。

これらの現象から、破損原因はクリープのみによる損傷や疲労のみ、腐食のみな

ど単体の原因による損傷ではなくこれらが複合して起こった現象であると考えられ

るため、以下に示す複合損傷のメカニズム、診断方法を紹介する。

１

1) 複合クリープ損傷 2) 腐食疲労損傷

ボイラチューブの複合損傷診断を用いるに当たり、管の状況（腐食状況や管内面

スケール厚み）を知る必要があり、より簡便で精度よく検査が可能な検査装置を紹

介する。ボイラ検査装置 1) 腐食疲労欠陥検出 MT 装置 2) 水蒸気酸化スケール厚さ測定装置 3) コイル深層部検査装置

2



また、ボイラの定検等では点検時間は限られているが孔食測定等で時間がかかる

ケースや足場が必要等で測定が難しい場所がある。そのような場合に、定期検査時に抜き取り検査で収集した肉厚データを統計処理し

て、対象部位全体での大孔食深さや小肉厚を確率的に予測する手法として、下

図に示す極値統計手法 (Extreme Value Statistical Analysis) がある。その極値統計手法

を紹介した。

3

sampling inspection ntubes from N tubes.Supposing themaximum value ofreducing thethickness of eachtubes are Xi

(1)Presumed value of reducing the thickness of object tubes(2)Proportion of tubes below tsr

Presumed Information

(1)Advance prevention of explosion(2)Making clear the stage of renewal everyblock

aplication

tube

LΔL

Header

ExampleN

Xireducing the thickness

cumulativeprobability

Ti

T(reflexive period)

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

Δ⋅⋅

=lnLNTN

NX

estimate

presumed maximum reducing the thickness(N tubes)

3) 発電機発電機本体各部位の劣化形態は様々である。この劣化損傷の中には絶縁物の劣化によるものが多い。

このうち､固定子コイルは、荷電＋熱ストレス＋低サイクル疲労などの要因から、経

年使用とともに劣化する。万一、固定子コイルが絶縁破壊した場合は､即発電支障と

なるとともに、復旧には長時間を費やし、多額の復旧コストを要するなど、リスクが

大きい。

固定子コイルの絶縁劣化とは、絶縁層内のボイドの発生、拡大である。このボイド

量が多いほど、また局部的に大きなボイドが存在するほど絶縁破壊電圧が低下する

ことになる。

よって、個々の発電機に対して、この絶縁破壊電圧 (BDV: Break Down Voltage)を測定すれ

ば、それぞれの発電機の劣化状況を確認できることになる。

ただし実機では BDV の測定ができないため、この BDV と相関が強い、部分放電

を測定することで劣化状態が把握できる。

今回､発電機の停止を伴わず部分放電が確認できる「On-line Partial Discharge Monitor For Turbine Generators」を紹介した。



PD sensorground brush

Generator

Turbine

Exciter

Transformer

Isolated-phase bus

Partial discharge monitor

PD-monitor - setting ,display, record

PD-monitor - setting ,display, record

Antenna (option) - for noise reduction

Antenna (option) - for noise reduction

RFCT (option) - for noise

reduction

RFCT (option) - for noise

reduction RFCT - for receiving PD

signal

RFCT - for receiving PD signal

Rotor axis

(3) 技術移転総括

1) 余寿命全般、タービン関係、ボイラ関係余寿命診断技術移転プレゼンテーション

セミナーに対する理解度については、ほぼ全員が 50%以上の理解度を示した。 1 日目ついては、タービン脆化に関する余寿命診断の紹介という非常に高度な内容が

含まれているにもかかわらず、アンケート回答者に対する 50%以上の理解度を示す割

合が 90%を超えていた。2 日目についても同 50%以上の理解度を示す割合が 90%を超

えており、また 80%以上の理解度を示す割合が全体の 20%にもおよび非常に有効なセ

ミナーであったといえる。

2) 火力電気関係技術移転プレゼンテーション(水力関係含む)

技術移転プレゼンテーション終了時に理解度のアンケート調査を実施した。回収でき

たアンケート結果では、全員が今回の技術移転に興味を示している。また、半数以上

の技術者が 50％以上の理解度を示し、多数の方に理解が得られ非常に有効なプレゼン

テーションであった。

3) ボイラ検査機器、発電機設備診断に関するオンライン監視装置の発電所でのデモンストレーション

現地での検査装置デモンストレーションには PJB, IP 本社, LITBANG および各発電所

から多数の技術者が参加し、発電機のオンライン監視装置のデモを Kamojang 地熱発電

所でも実施して欲しいとの要望があった。



7/13,14 技術移転セミナー 7/27 ムアラカラン#1 固定子 RTD（測温素子）

端子箱確認

7/27 ムアラカラン#1 測定結果事例 6.2. 水力発電所

(1) 背景

調査結果よりインドネシアの水力発電所は非破壊検査や絶縁診断技術を活用した余寿命診

断は殆んど実施されていない。しかし、余寿命診断に対する関心は高く、その効果と必要

性については既に理解されおり、これらを老朽化が進んだ発電所に適用することは予防保

全による重大事故防止に大いに期待できる。

以上に示す現状を踏まえ、今回の技術移転において、予防保全の考え方を定着させること

を目的とした、非破壊検査および発電機固定子絶縁診断等の検査技術を用いる余寿命診断

技術の移転を実施することとする。具体的な技術移転としては、第３次現地調査において

第 1 次現地調査の結果を基にインドネシア側と余寿命診断に係る技術移転の内容について

協議し、次の 3 項目の技術移転を行うことに決定した。・ケーシング、ステーベーンの非破壊検査結果による余寿命診断手法・ランナーの溶接補修量管理による余寿命診断手法・発電機固定子コイルの絶縁診断結果による余寿命診断手法



(2) 技術移転

1) ケーシング・ステーベーンの非破壊検査結果による余寿命診断方法

この余寿命診断方法は、非破壊検査の一つである超音波探傷試験等の結果より、欠陥

をモデル化し、次に、実機の作用応力と材料特性を考慮し、破壊力学を用いて残存寿

命を評価する方法である。技術移転では、これらの具体的評価方法および留意点につ

いて実例を用いて説明した。

2) 水車ランナーの溶接補修量管理による余寿命診断方法

この余寿命診断方法は、ランナーの溶接量、応力除去、変形などの溶接補修によるラ

ンナーに与えるダメージを一定の評価基準により数値化し、ランナーの余寿命を評価

する方法である。技術移転では、これらの具体的評価方法及び留意点について実例を

用い説明した。

3) 発電機固定子コイルの絶縁診断結果による余寿命診断方法

発電機固定子コイルの絶縁診断で測定される大放電電荷量、tanδなどの絶縁診断結

果を基にコイルの絶縁耐力を推定し、余寿命を評価する手法である。技術移転では、

これらの具体的評価方法および留意点について実例を用いて説明した。

(3) 総括

1) 水力関係技術移転

技術移転セミナー終了時に理解度のアンケー

ト調査を実施した。回収できたアンケート結

果では、全員が今回の技術移転に興味を示し

ている。また、半数以上の技術者が 50%以上

の理解率を示し、多数の方に理解が得られ非

常に有効な技術移転セミナーであった。 7/26 チラタ発電所#6 部分放電デモ

2) PDM (Partial Discharge Monitor) 装置を用いた現地デモンストレーション

現地での検査装置デモンストレーションには PJB, IP 本社, LITBANG および各発電所

から多数の技術者が参加し、以下の活発な議論、質疑がなされた。－部分放電の測定だけで固定子コイルの余寿命診断ができるのか？－この PDM の検査装置で具体的にどの部分のコイルに欠損があると分かるのか？－絶縁劣化を起こすボイドの発生メカニズムをもっと詳しく説明して欲しい。－関西電力の発電所で測定した事例を見せて欲しい。－関西電力ではこの PDM を水力発電所でも使っているのか？－この PDM は市場で販売されているのか？

この様な活発な意見交換のため、デモと説明時間は当初の予定時間を大幅に超過した。



7. 結論・提言ほぼ 1 年間の調査業務の中で、調査団はジャワ・バリ地域の 16 箇所の発電所、LITBANG、Suralaya トレイニングセンター、P3B および地方の給電指令所を訪問し、会議の中で発電設備や運転維持に

係る多数の資料・情報を入手した。さらに Cirata 水力発電所、Muara Karang 火力発電所でのデモ

ンストレーションを含めて、余寿命診断に係る技術移転を行った。上記の調査活動に加えて、3 回

のワークショップと 3 回のステアリング・コミッティを開催し、参加者から有意義なコメントを聞

くことができた。以上の調査・活動から下記の結論と提言が導かれる。 Table 7-2 に今回の調査対象発電所の運転・維持に係る総括表を示す。 7.1. 結論

7.1.1. 火力発電所

(1) ジャワ・バリ地域での深刻な電力供給不足が発生した 2005 年 6 月 20 日の対象火力

発電所の運転状況を分析した。その結果は、

① 設備容量 12,660 MW のうち約 25%が計画停止・事故停止で出力低下となってい

た。 ② 燃料問題に起因する出力低下は約 6%であった。この中には燃料供給停止による

発電中止は含まれない。

(2) ガスとオイルに関しては、MEMR が規制者及び政策立案者で、大統領直轄の機関で

ある BPMIGAS (Executive Agency for Upstream Oil and Gas Business Activity) がガス・

オイルに係る事業の規制者、監督官庁であることを確認した。

(3) 今回の調査期間中の 2006 年 5 月 22 日にエネルギーの多様化を目指したインドネシ

ア全土で向こう3年間に10,000 MWの石炭火力発電所の開発がPLNから公表された。

新聞報道によれば、現状の火力発電所、特に HSD 焚き火力発電所に何らかの影響を

与える可能性が高い。

(4) 対象火力発電所の内、75 ユニットについて、2003 年、2004 年、及び 2005 年の 3 年

間の事故分析（事故回数と事故停止時間）を行った。その結果、

① 事故回数、事故停止時間とも全体として増加傾向にある。 ② 既設火力発電所の事故の主要因は制御関係であり、経年劣化、定期点検時の調

整不備や中には人為的操作ミスに原因があると思われる。

事故分析を踏まえ、「日常の事故・トラブル防止に係る改善策」及び「定期点検工事

に係る運用面からの改善策」を取り纏めた。

(5) PLN の子会社である IP および PJB は PLN に対し、財務状況の報告は行っているが、

事故報告は行っていないことを確認した。監督官庁の MEMR も 2005 年の 8 月 18 日



に起こったジャワ島広域停電のような社会的影響が甚大な事故に関してはその原因

究明と責任所在の明確化に取り組んでいるが、通常の発電事故に関しては殆ど関与

していないことも確認した。

(6) 発電所の維持管理体制は、IP は設備に重点を置いた管理体制を、PJB は予知・予防

保全に重点を置いた管理体制を採用しており、両者の管理体制は異なっていること

を確認した。

(7) 現時点で Suralaya, Muara Karang, Paiton および Saguling の 4 発電所が JBIC 輸出金融

の手続き中であることを確認した。この 4 案件に加えて、PLN では予算の関係で今

の JBIC 輸出金融案件から外した Suralaya の 3 号機、4 号機及び Muara Karang の 4号機、5 号機を引き続いて次回の JBIC 輸出金融で回復・改修工事を実施する意向で

あることも確認した。

(8) 発電設備改修計画として、既設発電設備のコンバインド化によるリパワリング計画

を Tambak Lorok、Grati 及び Gilimanuk の 3 発電所について提案した。出力増強案と

平行して、UBP Semarang、UBP Perak/Grati、UBP Bali という UBP（発電ビジネスユ

ニット）単位でのオイル削減プランも提案した。

(9) 上記の 6 案に対し経済・財務分析を実施した。経済分析では、現行の高額なオイル

燃料価格の下では 12%の社会的割引率を十分に上回る経済的内部収益率 (EIRR) が得られたが、財務分析では 12％のハードルレートを下回るプロジェクト FIRR となっ

た。調査団から財務的に実行可能となる対策案を提示した。

(10) 上記の６案に対し環境社会配慮面からスコーピングを実施し、また、KA-ANDAL の

素案を作成した。 7.1.2. 水力発電所

(1) 今回対象の 4 水力発電所に関しては、出力低下は認められず、運転・維持は良く行

われていることを確認した。

(2) Saguling、Cirata、Soedirman、及び Sutami の 4 水力発電所に対し回復・改修案を調査

団から提示した。

(3) 生活排水や工場排水の流入のため貯水池の水質劣化は Cirata および Saguling 両発電

所の冷却水システムに損傷を与えつつある。冷却水システムの取り替えは Cirata では

PJB 独自の予算で進められており、Saguling では JBIC の輸出金融を使って計画され

ていることを確認した。

(4) Saguling と Cirata の貯水池運用ルールは管理委員会によって作成されているが、チタ

ルム川の発電用水は下位の位置付けとなっていることを確認した。



7.1.3. 電力設備（送電線と変電所）

(1) 今回の調査期間中に南回りの 500 kV 送電線の建設が完了した（2006 年 6 月完了）。

(2) 500 kV 送電線の限定区間のみが N-1 基準を満たしていないのに対し、500/150 kV 変

圧所では稼働率が 60%を超える変圧所が全体の 90%を占め、その殆どが N-1 基準を

満たしていないことを確認した。

(3) 送電線、変圧所の送電停止事故の分析を実施した。その結果送電線に係る送電停止

は少ないが 500 kV 変圧所事故による送電停止は年々増加傾向にあることが判明した。

(4) グリッド・コードでは全ての発電所はガバナー・フリーモードで運転するよう謳わ

れているにも拘らず、IPP と PLN (Muara Tawar) に属する発電所はガバナー・フリー

運転を実施しているが、IP と PJB に属する発電所ではガバナー・フリー運転を実施

していないことを確認した。 7.1.4. 余寿命診断に係る技術移転

(1) PLN の研究機関である LITBANG はボイラーに関する多数の余寿命診断の実績を持

つ反面、タービンや発電機の余寿命診断は製造業者によって行われていることを確

認した。また、水力発電所の余寿命診断はインドネシア側で今まで実施されていな

いことも確認した。

(3) インドネシアにおける余寿命診断の実施状況を踏まえ、発電所でのデモンストレー

ションを含めた余寿命診断に係る技術移転は以下の項目を中心に実施した。－極値統計法によるボイラーの管理－Cr-Mo-V ロータにおける焼き戻し脆性の非破壊評価方法－ケーシング及びスティ・ベーンに対する非破壊検査結果を用いた余寿命診断方法－タービン発電機のオン・ライン部分放電監視装置の実演



7.2. 提言以下はジャワ・バリ地域発電設備の改善関わる提言である。

Table 7-1 Recommendations

提言先提言内容目的・効果影響度

MEMR, BPMIGAS

燃料オイル及びガス供給不足、特にガス供給

不足の解決に向けて取組むこと。 - 二重燃焼方式火力プラントの出力回復 - 経年劣化の進行抑制

高

MEMR 電気関係事故報告規則の制定 - 監督官庁として発電所の運営・管理に更に積

極的に関与する。 - 事故減少に必要な政策や省令を制定するた

めの MEMR による事故統計の編纂

高

IP 出力増強とオイル削減を目的とする

Gilimanuk PLTG の PLTG 転換とそれに伴う

Pesanggaran PLTG 1 号機、2 号機の停止の企

業化調査の実施。

- 出力増強とオイル削減を同時に達成するパ

イロットプロジェクト、換言すれば既設の発

電所をいかに効率よく活用するかを狙った

統合プロジェクト - 高額な燃料費の削減によりＰＬＮの財務状

況を改善

高

PLN 現在 Suralaya トレーニングセンターにある

シミュレーター（PLTU）に加えて PLTG 及

び PLTGU のシミュレーターの設置

- ユニットトリップに迅速に対応できる運転

要員の能力強化 - 運転要員の人材育成 - 同一原因による事故再発の防止

高

IP, PJB, PLN

JBIC 輸出金融の活用による既設発電設備の

リハビリ/改修工事の実施 - 一定量の出力回復 - 電力供給の信頼性向上

高

IP, PJB 代表発電所でのパイプ肉厚検査の実施 - 5人の保守要員が死亡した2004年に日本で発

生した重大な事故をインドネシで起こさせ

ないための予防・予知保全の実施. 高

PLN, MEMR

日本の火力発電所もしくは保守管理を請け

負っている会社での IP 社及び PJB 社職員の

OJT の実施（低 6 ヵ月～1 年間）

- 日本における発電所運営及び予防・予知保全

技術の習得と、インドネシアでの適用可能な

習得技術の水平展開（運営改善と事故低減を

目的とした）

高

PLN 発電所タイプ、及び発電設備タイプ毎に取り

纏めた事故事例集の編纂 - 同一原因による事故再発の防止

中

PJB IP 社が採用している発電設備に重点を置い

た維持管理システムへの移行 - 今後の経年劣化の進行に伴うより効率的維

持管理体制中

IP, PJB - 技術移転セミナーで紹介したタービンロー

ターの破裂事故を起こさせないための予

防・予知保全の実施.

1970 年代に製作されたタービンローターに

はローターの脆化を促進させる不純物が混

入している可能性が高いので、該当するプラ

ント (Gresik 1& 2 号機:1978、Perak 3 & 4 号

機:1978、Tambak Lorok 1 & 2 号機:1981)の余

寿命診断の実施（もし IP 社及び PJB 社が将

来とも使用継続するつもりなら）。

中

IP, PJB - 定検のより効果的・効率的実施への改善日本の電力会社が実施している定検のノウ

ハウを盛り込んだ定検実施要領 (Table 5.2-1 及び Table 5.2-2) のレビューと採択

中

IP, PJB - ユニットトリップが多発している現状での

より安全に発電を止める対策保護機器の定期的な機能検査の実施

低 - 運転要員の技術能力の向上と技術力の保持



Com

mi-

Inst

alle

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1985

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2,47

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539

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331

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705

507

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1,24

2,03

42

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1985

.06

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2,57

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22,

393

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.377

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24

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1989

.11

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24,8

6082

31,

225,

349

5TU

600.

019

97.0

660

0.0

4,16

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30.

7919

3,28

04.

62,

418

35.6

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.156

14

019

012

094

62,

017,

561

6TU

600.

019

97.0

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4,09

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60.

7819

3,67

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72,

344

36.7

7,87

089

.656

12

180

936

088

11,

906,

130

7TU

600.

019

97.1

260

0.0

4,51

0,58

80.

8620

8,00

64.

62,

304

37.3

8,61

798

.115

80

10

08

048

32,

086,

743

3TU

50.0

(199

8)45

.00

00

--

-0

0.0

0-

--

00

00

04

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245

.00

00

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-0

0.0

0-

--

00

00

0B

L1.1

GT

131.

419

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912

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3,98

10.

63,

039

28.3

6,47

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.722

43

02,

275

110

19,7

487,

249,

797

BL1

.2G

T13

1.4

1994

.09

125.

076

2,28

10.

6625

,083

3.3

2,91

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311

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382

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1,41

024

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,284

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3B

L1.3

GT

131.

419

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793.

42,

898

29.7

6,40

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.933

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02,

118

232

027

,997

7,24

8,97

2B

L1.4

ST20

3.5

1994

.10

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01,

003,

749

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781

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00

03

10

3-

BL2

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T13

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1994

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997,

034

BL2

.2G

T13

1.4

1994

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2,90

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131.

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032

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3.5

1994

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186,

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-8,

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GT

26.0

1976

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GT

26.0

1976

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339

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1978

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1978

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0

BL1

.1G

T10

9.7

1993

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3,06

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163,

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0

BL1

.2G

T10

9.7

1993

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457,

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1.6

3,09

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589

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117

0

BL1

.3G

T10

9.7

1993

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105.

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288,

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3,08

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4,18

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40

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0

BL1

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188.

019

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--

BL2

.1G

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1996

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BL2

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9.7

1996

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BL2

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9.7

1996

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150,

101

0

BL2

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188.

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97.0

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146

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--

BL1

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T11

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1996

.10

100.

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20

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69,7

160

BL1

.2G

T11

2.45

1996

.10

100.

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00.

233,

377

1.5

3,39

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.33,

423

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140

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20

87,5

970

BL1

.3G

T11

2.45

1996

.10

100.

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00.

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1.6

3,40

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094

,413

0B

L1.4

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9.50

1997

.03

159.

5827

5,91

00.

1722

,234

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4,05

046

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010

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4-

--

BL2

1G

T11

3.84

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142,

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2.1

3,65

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6,39

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106

730

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240

BL2

2G

T11

3.84

2002

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101.

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112,

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2.3

3,39

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6,36

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--

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1978

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50.0

1978

.07

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310

256,

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--

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