REPUBLIC OF THE PHILIPPINESopen_jicareport.jica.go.jp/pdf/11838943_04.pdf(2) Cirata 1) 管理の現状予備品についてはPJB 全社レベルでMIMS(Mincom information maintenance

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

3.2.2.7. 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。各所とも全ての機器に対して点検項目や内容毎に週点検、2 週点検、月点検、3 ヶ月点

検、6 ヶ月点検等の頻度を決め、これらに基づき確実に点検を実施している。 Saguling の例では、電気設備、機械設備、計測・制御設備の発電所における全ての機器

について点検内容、点検予定日程の計画表を作成し管理している。 Saguling および Cirata の点検予定表を添付資料 HY-8 および HY-9 に示す。また、日点検については機器に対して目視によるパトロールおよび機器の温度等につい

て記録を取っている。記録についてはSutamiの例では1時間毎に各発電機の出力や無効電力、機器の各部温度、

冷却水および圧油関係の圧力を記録している。また、インスペクションの重点事項および管理値についても記録用紙に記載されている。 Cirata については 30 分毎に出力、無効電力等、また、並解列時刻を記載している。また、インスペクションの重点事項および管理値についても記録用紙に記載されている。 Cirata および Sutami の記録管理表例を添付資料 HY-10 および HY-11 に示す。設計図書類､マニュアル、試験記録類は各所とも一括して書庫に保管・管理している。安全のための非常出口の表示もしっかりと表示されている。 Soedirman では軸受温度等のトレンド管理が実施されている。 Soedirman のトレンド管理例を添付資料 HY-12 に示す。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。環境対策については各所とも ISO 14001 に則り実施されている。

機器名称表示については、作業時の誤操作防止の観点からしっかりとすることが望まし

い。各計器類で標準値や正常範囲を示すことが可能なものはこれらを表記することが望まし

い。点検記録表には、各値に対する管理値を明記しておくことが重要である。日管理記録においては主機の運転開始および停止時の主機のシーケンス時間計測・管理を

実施することが有効な管理方法である。（例；始動指令、準備確立、入口弁開、始動、励

磁、並列） Saguling 発電所ではこれらのデータについては既にコンピュータで管理されているとのコ

メントを IP 社から得た。機器の温度記録はしっかり記録されているが、長期的に管理しその動向を掌握することが

大切である。

個別事項としては次の点が挙げられる。

ファイナルレポート 3 - 106


(1) Saguling

1) 管理の現状

予備品に関しては、発電機のエアクーラを準備し水質の悪化によるクーラの不具合

に備えている。

2) 機器の運転温度

発電機運転時の各部の温度状況例として 2005 年 6 月 6 日の記録を下表に示す。

Temperature Record of Machine (°C) Item Unit 1 Unit 2 Unit 3 Unit 4 Setting

(alarm/trip) Upper guide bearing. 51 52 52 49 65 Thrust bearing 54 56 60 54 65 Lower guide bearing. 46 48 48 46 65 Turbine bearing 61 55 61 57 70 Stator winding 85 85 85 90 110 Gen. air cooler 34 39 37 39 48

Source; INDONESIA POWER data

上表の通り各号機とも運転温度に異常は無く順調である。

(2) Cirata

1) 管理の現状

予備品については PJB 全社レベルで MIMS(Mincom information maintenance system)というシステムにより一括管理している。保守に関しては、予防・予知保全という発想のもとに点検方法を示した詳細マニュ

アルが整備されている。・Instrucsi Kerja Pemeliharaan Preventive ........ (Instruction Preventive Maintenance Work) ・Instrucsi Kerja Pemeliharaan Predictive .......... (Instruction Predictive Maintenance Work) ・Laporan Preventive Maintenance ................................... (Report Preventive Maintenance) ・Laporan Predictive Maintenance ..................................... (Report Predictive Maintenance) ・Schedule Dan Ruang Lingkup Pemeliharaan Preventive Dan Predictive TH.2005 ........ (Schedule and column scope Preventive and predictive maintenance Year 2005)


軸受関係、ステータコイル関係についての 2004 年 9 月時点の RTD 記録（括弧はダ

イアル）を次表に示す。

3 - 107 ファイナルレポート


Temperature Record of Machine (°C) Item Unit 1 Unit 2 Unit 3 Unit 4 Unit 5 Unit 6 Unit 7 Unit 8

Gen. guide beag. 56(55) 59(57) 55(55) 53(56) 65(57) 67(66) 46(50) 63(64)

Thrust beag. 68(69) 72(69) 67(68) 71(68) 65(63) 66(66) 64(65) 68(63)

Turbine beag. 55(59.5) 61(56) 60(60) 53(57) 65(58) 62(59) 62(60) 60(62)

Stator winding 78 82 76 85 82 85 88 91

Gen. air cooler 30(36) 59(39) 70(44) 101(43) 32(32) 37(34) 48(32) 49(35)

Source; PJB data

入手データは少し古いが、このデータからは次のことが言える。

• スラスト軸受；軸受温度が高めに思われるが、製作者がヨーロッパのため設計

思想が日本と異なる可能性が高い。（ヨーロッパメーカでは古くから軸受温度

の設計値を高くしている。） • 発電機クーラ出口温度；2 号機、7 号機については全般に高い。8 号機について

は 9 月中旬から急激にあがっている。3 号機、4 号機についてはそれぞれ 9 月 20日および 9 月 8 日の一日のみ異様に高い。

• コイル温度については通常の範囲内と考えられる。

機器の設計値および初期のコミッショニングテストデータをしっかりと確認し比較する

ことが大切である。異常データを示す場合に計測システムに問題ないか確認する。また、必要に応じてキャリ

ブレーションを実施する。（定期点検時に実施することが望ましい。）温度に関しては、長期にわたりトレンド管理することが重要で温度の傾向を把握し、定期

点検に反映する。温度に変化が見られる場合はその原因をしっかり掌握する。

(3) Soedirman

1) 管理の現状

2002 年に 154 kV 回路および 13.8 kV 主回路の接続部の過熱をチェックしたところ

過熱部を発見できた。本年、過熱チェック装置を入手したので今後は定期的にチェックしていく予定であ

る。運転中の発電機風道内への立入りは、危険という理由で禁止している。（国内では通常運転中に発電機室内を点検する。）

発電機運転中に発電機の状態の良否を異音、異臭により判定するための方策にもなるの

で、安全を確保した上何らかの形で発電機室内を点検することが望ましい。（例；コイルに部分放電が発生すると異臭（オゾン臭）で判断できるので有効な手段とな

る。）




軸受関係、ステータコイル関係につての 2004 年 AI, GI でのテスト時の記録を下表

に示す。

Temperature Record of Machine (°C) Item Unit 1 Unit 2 Unit 3 Criteria

Gen. guide bearing. 66.5 66.0 59.8 <80 Thrust bearing. 74.5 78.0 73.5 <80 Turbine bearing. 55.6 56.0 55.6 <75 Stator winding 66.9 76.0 63.6 Gen. air cooler 30.8 28.4 31.2


入手データは少し古いが、このデータからは次のことが言える。

• スラスト軸受；軸受温度が高めに思われるが、製作者がヨーロッパのため設計

思想が日本と異なる可能性が高い。 • 発電機クーラ出口温度；通常の範囲内と判断する。 • コイル温度については通常の範囲内と判断する。


ことが大切である。異常データを示す場合に計測システムに問題ないか確認する。また、必要に応じてキャリ

ブレーションを実施する。（定期点検時に実施することが望ましい。温度に関しては、長期にわたりトレンド管理することが重要で温度の傾向を把握し、定期

点検に反映する。温度に変化が見られる場合はその原因をしっかり掌握する。

(4) Sutami

1) 管理の現状

3.2.2.7 項に述べた通りで、特記事項はない。


2004 年 12 月 31 日連続運転時の記録を下表に示す。



Temperature Record of Machine (°C) Item Unit 1 Unit 2 Unit 3

Actual Condition 54.8 54.5 55.1 Dry Out Running 50 50 52

Upper bearing.

Alarm/Trip 60/65 60/65 60/65 Actual Condition 56.0 54.5 55.8 Dry Out Running 51 52 54

Thrust bearing.

Alarm/Trip 60/65 60/65 60/65 Actual Condition 51.9 46.8 47.1 Dry Out Running 46.5 47 55

Lower bearing.

Alarm/Trip 60/65 60/65 60/65 Actual Condition 49.5 54.8 56.5 Dry Out Running 49.5 51 52

Turbine bearing.

Alarm/Trip 60/65 60/65 60/65 Stator winding Actual Condition 76 78 81

Actual Condition 33.2 37.8 33.9 Dry Out Running 53? 33 30

Generator air cooler

(outlet aide) Alarm/Trip 50/60 50/60 50/60 Source; PJB data


ことが大切である。異常データを示す場合に計測システムに問題がないか確認する。また、必要に応じてキャ

リブレーションを実施する。（定期点検時に実施することが望ましい。温度に関しては、長期にわたりトレンド管理することが重要で、温度の傾向を把握し、定

期点検に反映する。温度に変化が見られる場合はその原因をしっかり掌握する。

3.2.2.8. 維持管理状況（定期点検の実施状況、点検周期、点検結果、事故補修履歴等）

定期点検の計画周期は基本的に次の通りとしている。年次点検；8,000 時間運転毎 (AI; Annual Inspection) 3 年次点検；20,000 時間毎 (GI; General Inspection) オーバホール；40,000 時間毎 (MO; Major Overhaul 或いは Major Inspection) なお、Saguling 発電所では、AI は毎年、GI は３年毎、MO は 10 年以上毎を基本として

いるとのコメントを IP 社から得た。日本においては水力に関しては合理化の観点から点検周期の延長化がはかられており、

系統への影響や寄与度合や機器の劣化状況を勘案しながらも、定期点検は 3 年に 1 回程

度としており、その期間も 1 週間以内程度である。また、オーバホールも状況確認をし

つつ 10 年以上の周期となっている。



後述のように、各所とも年に 1 回程度の点検周期となっているが、機器全般を毎年詳細点

検しなければならないような大きな問題点も無いと判断されるので、点検周期の延長化を

配慮することが望ましい。特にオーバホールに関しては機器の状態に異常がないのに時間が来たからといった理由

で実施することは無いと考える。（経済的にも、） Soedirman では、運転が順調なためオーバホールを控えているとの考えを聞いたが、良い

考え方であると判断する。

AI, GI における点検項目については、点検報告書を参照する限り、検査項目にほとんど

差異は見られない。点検内容は各機器について細部に亘り点検が実施されている。点検後の性能試験が特に重要と考えられるが、全般的にもう少し項目を増やした方が良

いと思われる。性能試験項目の一例として下表に Cirata の AI における点検項目および性能試験項目を

示す。

各所ともランナのキャビテーション状況をスケッチしている。一部ではキャビテーション壊食量を評価している (Saguling)。補修実施した場合の詳細記述がない（例；ランナの溶接補修量）。 Stator winding の健全性評価の 1 つである Polarity Index (PI) および Tan δ試験が実施され

ている場合と未実施の場合がある。

Sample of the Inspection Items for AI (Cirata AI) Inspection item Turbine Generator Main circuit Instrument Bearing Stator winding Main circuit breaker Meter & relay Shaft seal (support) Voltage transformer (Main turbine) Spiral case (wedge) Current transformer (Main generator) Guide vane Rotor pole Excitation transformer (Governor) Draft tube Balance weight Motor control center (Inlet valve) Runner Slip ring Static Excitation system (Excitation system) Governor Cooling fan Power distribution center (Sequence control) Inlet valve Brake Ring (Protection relay) Aux. equipment Rotor coil Damper winding Coil support Brush Brake system Guide bearing Thrust bearing Air cooler Oil cooler Aux. equipment Performance test item Bearing heat run Output test Trip test

Source; PJB data



AI 毎の bearing pad の inspection は異常時以外は不要と考える。 Polarity Index (PI) および Tan δ試験はステータコイルの健全性評価に有効と考えられるの

で、定期点検時、両方を実施することが望ましい。点検後のテストでは、output test の他に水車の効率性能確認のため出力―開度試験(relation of guide vane opening and output test) の実施を推奨する。 GI 時には調速機性能確認のための負荷遮断試験の実施が望ましい（もし、電力系統側およ

び発電所機器側双方の事情が許せば）。 Inspection report に性能確認試験結果が記載されていないものがあるが、記載することが望

ましい。

個別項目としては次の通りである。

(1) Saguling

1) 事故補修履歴

下表に計画停止、事故停止履歴を示す。

Table 3.2-13 Cause of Scheduled Outage/Forced Outage & Outage Hour (Saguling)

Year Scheduled

outage hour

Forced outage hour

Cause of outage

Unit 1 4.5 0.27 3.50 1.92

(12/08) Air cooler maintenance (7/31) Over current relay. STR1 fault (10/20) Air cooler leak (10/30) 86-2 trip (DC power supply fault)

Unit 2 1.67 696.7

0.27 2.00 1.72

(8/20) Repair air cooler #5,6,7 (9/03-10/02) Repair upper bearing oil cooler and predictive maintenance (GI?) (7/31) Over current relay. STR1 fault (10/26) Air cooler #1 repair (10/30) 86-2 trip (DC power supply fault)

Unit 3 718.45 247.37

0.50 0.25 1.92 0.23

AI?(3/03-4/02) (10/04-10/14) Upper bearing oil cooler repair (3/30) Excitation ground fault (5/22) Current relay fault (10/30) 86-2 trip (DC power supply fault) (12/24) 86-5 trip thrust bearing temp. high

2001

Unit 4 105.12 6.27 6.48

0.08 1.92 0.77 1.08 1.98

(8/13-8/17) Predictive maintenance (9/12) Air cooler repair (10/30-10/31) Excitation system repair (10/25) 86-5 trip (10/30) 86-2 trip (DC power supply fault) (12/22) Automatic sequence system Fault (12/27) Automatic sequence system Fault (12/27) Automatic sequence system Fault

Unit 1 47.0 31.0 4531.58

(1/05-1/07) Air cooler repair (1/09-1/10) Air cooler repair (6/26-12/31) MTr repair

Unit 2 54.5 1749.22

0.87

(5/25-5/27) Oil cooler replace and penstock valve verification (6/26-9/07) MTr repair (9/19) 86-2 STR-2 temp. high

Unit 3 149.25 13.83 224.75 2.0

2.83

(4/10-4/16) Oil cooler repair (8/08-8/09) MTr repair (8/21-8/30) Upper bearing repair (9/19) Station service transformer inspectio (9/19) 86-1 trip Str-2 over current relay

2002

Unit 4 13.83 268.0

1.00 2.27

(8/08-8/09) MTr repair AI(9/12-9/23) (1/12) Automatic sequence system fault (2/18) 86-5 relay operate



Year Scheduled

outage hour

Forced outage hour

Cause of outage

0.33 2.42

(8/30) Automatic sequence system fault (12/08-12/09) 86-2 trip Lo. guide oil level low

Unit 1 5626.92 115.43

2.78

MO (1/01-8/23) MTr repair & MO (8/25-8/30) MTr repair (12/13) MTr sudden high pressure relay operate

Unit 2 33.5 2166.03

1.37 0.75 7.5 2.2 6.5 0.23 0.62 0.25 0.25 2.78 0.25 0.25

(5/24-5/25) Oil cooler replace & guide vane repair MO(7/15-10/13) (5/18) 86-2 STR-2 temp. high (5/20) 86-2 trip oil cooler oil level low (5/23) 86-2 trip oil cooler oil level low (5/23) 86-2 trip oil cooler oil level low (10/15) Excitation CB fault (10/17) AVR fault (10/23) Dial temp. malfunction (12/01) Cooling water supply pump control failure (12/10) AVR abnormal (12/13) M.Tr sudden high pressure relay operate (12/15) 86-5 trip measurement instrument failure (12/19) 86-2 trip governor abnormal

Unit 3 295.0 28.33 10.42 103.4

8.75 2.37

(1/20-2/10) MTr MO (9/19-9/20) Automatic sequence system repair (10/17-10/18) MTr repair (11/06-11/10) Predictive maintenance (AI?) (5/27-5/28) MTr sudden high pressure relay operate (9/13) Automatic sequence system malfunction

2003

Unit 4 292.17 103.45 146.5

8.75 1.93 0.35 10.42

(1/20-2/10) MTr MO AI(11/01-11/05) Planned maintenance(AI?) (12/12-12/18) Oil cooler repair (5/27-5/28) MTr sudden high pressure relay operate (8/27) Micro switch malfunction (9/27) Micro switch malfunction (10/17-10/18) MTr module malfunction

Unit 1 154.42

3.30 0.4 0.8

(7/30-8/05) Upper bearing cooler repair (7/18) 86-1 trip G57 relay operate (7/29) 86-2 trip upper bearing oil level low (10/19) MTr sudden high pressure relay operate

Unit 2 127.85

1.28 1.35 0.32 0.80 0.35

(12/03-12/08) Predictive maintenance(AI?) (4/20) 86-5 trip vibration abnormal (4/24) Excitation power supply fault (9/07) Governor indication abnormal (10/19) MTr sudden high pressure relay operate (11/01) 86-2 relay operate

Unit 3 2019.65

6.5 2.7 3.02 3.65 4.23 22.42 1.07 1.25

MO(4/07-6/30) (3/16) Unit start failure (module trouble) (8/01) Load limiter relay failure (9/17) MTr relay (T87) malfunction (10/11) MTr relay (T87) malfunction (10/17) MTr relay (T87) malfunction (10/21-10/22) M.Tr relay (T87) malfunction (12/22) 86-2 trip Automatic sequence failure (12/22) 86-2 trip Automatic sequence failure

2004

Unit 4 7.97 2.73 2195.33 127.88

3.08 4.23 3.43 0.43 22.42

(3/20) Guide vane seal change & air cooler cleaning (5/24) Governor oil pressure tank repair MO(7/15-10/14) (10/30-11/04) Upper bearing cooler repair (10/15) Excitation failure (brush trouble) (10/17) Excitation failure (brush trouble) (10/18) Excitation failure (brush trouble) (10/20) Excitation failure (brush trouble) (10/21-10/22)) 86-2 trip Automatic sequence failure

Unit 1 101.42 324.32 124.75

12.8 19.7

(1/15-1/19) Oil cooler repair AI(7/01-7/15) (10/16-10/21) Lower oil cooler repair (11/13-11/14) Module terminal trouble (11/15-11/16) Module trouble for redundancy

2005

Unit 2 123.5 32.7 290.77

(2/07-2/12) Draft tube repair (7/09-7/10) Maintenance MTr-1 AI(8/03-8/15)



Year Scheduled

outage hour

Forced outage hour

Cause of outage

27.47 (2/21-2/22) AVR thyristor abnormal Unit 3 4.0

34.48 10.47 266.93

5.4 0.25 25.38 3.22

(1/01) Air cooler repair (5/07-5/08) MTr-2 repair (8/01) Activity of MOH? AI(9/13-9/24) (3/07) MTr-2 T87(differential relay) operate (4/28) Thrust bearing temperature abnormal (7/20-7/21) Speed detector malfunction (9/01) Cable jumper contact trouble (oxidation)

Unit 4 2.5 34.48 100.52

5.4 2.75

(1/29) Guide vane seal change & air cooler (5/07-5/08) Governor oil pressure tank repair (10/05-10/09) Maintenance (AI?) (3/07) MTr-2 T87(differential relay) operate (10/22) Governor protection relay malfunction


近年、同一原因での forced outage が増加傾向にあるように思われる。これについては、

機械自体の故障では無く、リレーや検出器の誤動作或いは制御回路の誤動作といったこと

が多いように思われる。このような場合は単にリレー等を復帰させるのではなく、誤動作した装置を早急に取り替

える等、原因の除去が大切である。

2) 定期点検周期

定期点検周期実績を次表に示す。

Record of Periodical Inspection 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Unit No.

Unit 1 MO AI AI Unit 2 GI MO AI AI 不明

Unit 3 AI AI AI GI AI AI GI AI AI MO AI Unit 4 MO GI AI AI AI MO AI

AI; Annual Inspection Source; INDONESIA POWER data GI; General Inspection MO; Major Overhaul

周期としては、AI はほぼ毎年、GI は 3 ~ 4 年毎、MO は 8 ~ 9 年毎である。

3) 定期点検の所要日数

所要日数は AI で 5 ~ 13 日間、GI で 25 ~ 30 日間、MO で 84 ~ 146 日間となってい

る。 AI については予知保全と称して AI を簡素化した点検を実施している。

(2) Cirata


下表に計画停止、事故停止履歴を示す。



Table 3.2-14 Cause of Scheduled Outage/Forced Outage & Outage Hour (Cirata)

Year Scheduled

outage hour

Forced outage hour

Cause of outage

Unit 1 1.07 1459.42 95.75

4.13 5.0 4.2

(1/08) Carbon brush change MO(7/17-9/16) (11/03-11/07) Earthing switch (3/13) Generator CB failure (4/08) Generator CB failure (12/15) Trip ?

Unit 2 3.1 3.0 5.4

797.17 95.75

0.23 22.45 0.55

(1/03) Carbon brush change (1/12) Air & oil cooler maintenance (3/09) Air & oil cooler maintenance GI(9/20-10/23) (11/03-11/07) Earthing switch (2/24) Trip Inlet valve out of operation (7/04)? (12/15)

Unit 3 3.25 0.98 2.5 3.0 4.0

996.87 380.63

2.78 0.57 9.3

21.45

(1/19) Air & oil cooler maintenance (1/24) Carbon brush change (2/16) Air & oil cooler maintenance (3/16) Air & oil cooler maintenance (4/20) Air & oil cooler maintenance (8/21-9/30) Refurbishment & AI(8/21-9/08) (?-10/17) Refurbishment (2/17) Trip generator CB heavy fault (3/04) Speed sensing card failure (4/21) Speed sensing card failure (12/02)?

Unit 4 202.06 4.0 4.0

28.75 2.67

932.7

2.2 13.22 4.33

AI(96/12/22-1/09) (2/23) Air & oil cooler maintenance (3/23) Air & oil cooler maintenance (4/18-4/20) Head cover repair (4/27) Air & oil cooler maintenance (8/21-9/04)(9/06-9/30) Earthing switch, governor refurbishment (5/09) Cooling water pump MCC failure (5/10) Cooling water pump MCC failure (7/14)?

Unit 5 436.03 116.92 120.0

33.07 176.38

(9/21-10/10) Inlet valve repair (10/30-11/03) Painting to the winding (12/26-98/1/12) Corrective maintenance (9/12)? (12/15)?

Unit 6 192.82 67.92 48.0

16.0 75.55 15.8

(10/02-10/10) Inlet valve repair (11/10-11/14) Painting to the winding (12/18-?) Corrective maintenance (8/21)? (8/22)? (12/15)?

Unit 7

1997

Unit 8 Unit 1 156.43

15.33 1.03 1.13 6.08 0.5

17.0

AI(10/5-10/12) Annual inspection minor (4/15)? (5/14) Trip? (7/24) Trip generator over voltage relay trip (8/04) Trip governor failure (9/30) Trip thrust bearing temp. high (12/13) Trip thrust bearing temp. high

Unit 2 26.25 232.67

1.4 1.03 0.03 0.75

(1/20-1/21) Corrective maintenance AI(11/18-11/28) Annual inspection minor (1/20) Trip? (5/14) Trip? (11/10) Trip generator bearing oil level high (12/06) Trip turbine bearing temp. high

Unit 3 5.48 34.78

(2/14)? (11/19) Shaft seal carbon broken

Unit 4 6600 (3/29-99/1/17) Stator winding repair & MO

1998

Unit 5 275.0 101.33 199.75

(97/12/26-1/12) Corrective maintenance (1/18-1/23) Corrective maintenance AI(8/23-8/31)



Year Scheduled

outage hour

Forced outage hour

Cause of outage

18.1 58.1

(1/18)? (2/22)?

Unit 6 219.6 26.25 149.83

23.72 0.07

480.32

(1/03-1/12) Corrective maintenance (1/19-1/21) Corrective maintenance AI(8/31-9/07) (1/19)? (4/13)? (4/25-5/15)?

Unit 7 7.57 294.6

(4/21) MTR.4 bushing maintenance (9/09-9/21) Stay vane modification

Unit 8 7.57 304.85

(4/20-4/21) MTR.4 bushing maintenance (9/09-9/21) Stay vane modification

Unit 1 417.83 0.78 0.92 6.17 2.72 45.56

AI(11/17-12/05) (3/02) Trip turbine shaft vibration high (3/07) Trip generator shaft vibration high (10/25) DC/DC converter failure (12/07) Trip MTR. differential protection trip (12/15-12/17) Trip card module for excitation failure

Unit 2 404.0 AI(12/06-12/23) Unit 3 1271.33

1.55 0.68

MI(6/29-8/21) (9/03) Air cooler No.12 leakage (12/10) Trip thrust bearing oil temp. high

Unit 4 415.8 (98/3/29-1/17) Stator winding repair & MO Unit 5 172.62

325.5 155.43

(5/3-5/10) Draft tube repair AI(9/07-9/19) (10/24-10/31) Stay vane modification

Unit 6 142.75 249.3 132.0

0.28 0.27

(5/14-5/20) Draft tube repair AI(9/12-9/21) (11/02-11/08) Stay vane modification (4/13) Trip generator guide bearing temp. high (4/28) Trip cooling water pump MCC failure

Unit 7 162.67 449.0 180.83

5.87 3.0

AI(4/20-4/28) (10/10-10/28) Rotor earth fault maintenance (11/08-11/16) Stay vane modification (10/19) Trip rotor earth fault (11/05) Trip rotor earth fault

1999

Unit 8 490.65 165.83

(3/24-4/06) Brush holder repair AI(4/12-4/20)

Unit 1 3001 0.83 1.7 1.73 2.92

GI(8/29-40days) Stator winding repair (8/29-01/2/1) (1/23) Trip; excitation (4/13) Trip; air cooler temp.>max. (5/16) Standby; 525CB trip (8/26) Standby; DC fault

Unit 2 1.73 13.82

(5/16) Trip; CB generator heavy fault (8/26) Standby; DC fault

Unit 3 2752.04 0.32 2.92

9/08-01/2/1(AI-16 days in Sep.) Stator winding non destructive test and repair (4/26) Trip; thrust bearing temp.>max.70°C (8/26) Standby; DC fault

Unit4 419 3.1 0.43 2.92 2.08

AI(5/22-6/08) (4/03) Trip; over frequency (6/19) Failure to start; gov. pressure<min. (8/26) Standby; DC fault (12/12) Stop manual; sequence fault

Unit 5 0.45 44.88

(1/05) TRIP DC fault (4/02-4/04) Trip; DC fault

Unit 6 29.9 6.33 1.77

(4/02-4/03) Standby; DC fault (10/26) Standby; shaft seal leak (12/04) Manual stop; turbine bearing>max.

Unit 7 24.03 29.9 5.75

(1/23-1/24) Under start sequence fault (4/02-4/03) Stopping DC fault (12/27) Stop manual; ?

2000

Unit 8 374.72 29.9

AI(6/18-7/05) (4/02-4/03) Stopping DC fault



Year Scheduled

outage hour

Forced outage hour

Cause of outage

Unit 1 744 3833.45

6.42 2.22

(00/8/29-2/1) Stator winding repair (2/28-8/7) Stator winding repair (8/23) Start failure; excitation fault (11/29) Standby; ?

Unit 2 21.58 421 1431.43 744

(2/19-2/20) Air cooler repair (6/28-7/?) Penstock pipe repair MI(9/24-11/29) (11/29-02/3/25) Stator winding inspection and repair

Unit 3 744 5914.5

3.93

(00/8/9-2/1) Stator winding repair (2/16-10/22) Stator winding repair (10/24) Standby; air admission pipe leak

Unit 4 4.5 26.5

2.50 0.47

(5/20) Cooling water supply pump repair

228.48 (6/23-6/24) Shaft seal repair AI(8/22-9/7) (5/19) Trip; thrust bearing temp.>max. (9/11) Trip; IV oil pressure<min.

Unit 5 58.67 127 66.5

7.08

(2/17-2/19) Shaft seal repair (4/15-4/16) ASCE repair (10/16-10/19) Stay vane repair (2/03) Standby; turbine guide bearing leak

Unit 6 47.5 (10/20-10/22) Stay vane repair Unit 7 41.92

100.93 5.16 12.85

(10/22-10/23) Stay vane repair AI(12/10-12/14) (4/02) Trip; DC supply fault (11/18) Trip; excitation card trouble

2001

Unit 8 67.75 44.50

5.93

(8/9-8/12) Head cover repair (10/24-10/26) Stay vane repair (4/02) Trip; DC fault

Unit 1 325.75 10 341.66

(4/08-4/21) Air cooler, thrust bearing repair (5/6) Brush cleaning system, oil cooler repair AI(10/04-10/18)

Unit 2 1999.33 27.28 49.25

5.68 0.32

(01/11/29-3/25) Stator winding repair (4/11-4/12) Generator system repair (10/04-10/06) Air admission, shaft seal repair (3/27) Trip; field failure (11/13) Trip; over current trip

Unit 3 4498 10.80 53.96

(6/28-04/3/02) Stator winding repair (3/14-3/15) Trip; current protection fault (6/25-6/27) Trip; master Relay tripped

Unit 4 34.58

2002

393.3 22.22

0.55 4.85

(7/27-7/28) Sealing box repair AI(11/05-11/21) (12/19-12/20) Governor card change (5/28-5/29) Standby; turbine guide L>max. (6/25) Trip; master Relay. tripped

Unit 5 410 5.97 3.61

AI(1/28-3/14) (4/12) DS & DC motor repair (4/11) Trip; DS failure

17.53

(6/26) Trip; transmission line fault Unit 6 370.37

3.61 AI(5/13-5/28) (6/26) Trip; transmission line fault

Unit 7 344.5 3.78

AI(9/09-9/23) (6/26) Trip; transmission line fault

Unit 8 373.25 0.55

AI(8/21-9/05) (4/18) Trip; quick stop on

Unit 1 2.25 (2/24) Failure start; excitation failure Unit 2 Unit 3 8760 (02/6/28-04/3/02) Stator winding repair Unit 4 748.8

0.6 23.83

GI(7/28-8/28) (1/20) Trip; thrust bearing temp.>max. (5/18-5/19) Failure start; IV pilot failure

2003

Unit 5 965.95 6.27 1.83 7.37 16.47

GI(4/07-5/17) (2/25-2/26) Start failure; pre. Tank L<min. (12/22-12/23) Trip; protection voltage trip (11/26) Start failure; DC failure for GOV. (12/23) Standby; load restriction max.30MW



Year Scheduled

outage hour

Forced outage hour

Cause of outage

2.63 (12/29) Trip; Voltage Relay & rotor earth fault Unit 6 752.17

0.83 1.80 1.75

GI(6/16-7/17) (3/03) Trip; Gen. bearing L<min. (7/21) Trip; Gen. bearing L<min. (8/05) Trip; Gen. bearing L<min.

Unit 7 1.42 (9/23) Start failure; IV pre. Tank L<min.

Unit 8 778.42 0.15 2.22

GI(9/08-10/10) (4/03) Trip; thrust bearing L>max. (7/01) Failure start; over frequency

Unit 1 47.18 418.58

5.27

(1/14-1/16) Turbine bearing repair AI(7/12-7/29) (1/31) Start failure; excitation failure

Unit 2 774.68 0.47

AI(5/31-7/02) (2/24) Trip; inlet valve failure

Unit 3 1456.84 24.17

21.75 0.5 0.45

(02/6/28/-04/3/02) Continue (9/06-9/07) Gen. eleh PT repair (11/29) Oil cooler, turbine bearing repair (3/29-3/30) Failure start; air cooler leak (6/11) Trip; field failure

7

(9/23) Trip; GOV pre. tank P<min. Unit 4 Unit 5 272.6 AI(9/27-10/08) Unit 6 347.5

0.43 0.37 8.20

AI(8/19-9/02) (2/24) Trip; 380V for cooling pump failure (10/05) Trip; turbine guide bearing T>max. (12/29) Trip; governor DC failure

Unit 7 1032.58 0.48

GI(1/07-2/19) (12/04) Trip; influence from the unit8 trouble

2004

Unit 8 650 14.68

(12/08-05/6/02) MO & stator winding repair (12/04-12/05) Trip; stator earth fault

Unit 1 224.67 22.58 8.72 0.20 0.32 5.82

AI(8/29-9/08) (3/05-3/6) Failure start; synchro. DC fault (4/04-4/05) Trip; IV pre. tank P&L<min. (4/05) Trip; IV pre. tank P&L<min. (8/20) Trip; IV pre. tank P<min. (8/26) Failure start; turbine oil cooler leak

Unit 2 202.03 7.70 0.28

2005

0.27 0.40 0.47 0.85

AI(9/26-10/04) (7/11-7/12) Trip; governor failure (10/04) Trip; governor failure (11/03) Trip; governor failure (11/03) Trip; governor failure (11/07) Trip; governor failure (11/21) Trip; inlet valve poison failure

Unit 3 509.21 2.25 0.87 1.38 21.88

AI(7/11-8/01) (1/04) Standby; excitation failure (1/09) Standby; excitation failure (3/03) Failure start; excitation failure (3/05) Failure start; synchro. DC failure

Unit 4 561.18 0.22 1.73

AI(7/11-8/03) (2/03) Trip; aux. Ry for transformer temp. fault (3/05) Failure start; shaft seal leak

Unit 5 0.37 (1/28) Trip; MTR. fire protection fault Unit 6 18.19 (3/03) Trip; DC110V failure Unit 7 417.12

17.26 AI(3/07-3/24) (2/22-2/23) Trip; DC110V failure

Unit 8 3652.06 (12/08-05/6/02) Stator winding repair

Source; PJB data

近年、同一原因での forced outage が増加傾向にあるように思われる。これについては、機

械自体の故障では無く、リレーや検出器の誤動作或いは制御回路の誤動作といったことが

多いように思われる。



このような場合は単にリレー等を復帰させるのではなく、誤動作したパーツを早急に取り

替える等、原因の除去が大切である。


定期点検周期実績を次表に示す。

5 ~ 8 号機はオーバホールが実施されていない。これは機器の状態が良好なためと思

われる。 AI, GI の周期は概略ではあるが、AI が 4000 時間程度、GI が 20000 時間程度になっ

ている。 3 号機で 2002 ~ 2004 年の間点検が実施されていない理由は 2002/6 月 ~ 2004/3 月の

間、発電機の修理作業があったためである。

Record of Periodical Inspection 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996

Classifi AI AI AI GI AI AI Unit 1 Op.hour 3609 3885 4915 16977 11024 4493 Classifi AI AI AI GI MO AI AI Unit 2 Op.hour 5393 3809 3899 17669 23244 4269 3730 Classifi AI AI AI AI AI GI Unit 3 Op.hour 1854 4150 3944 5153 9906 29009 Classifi Unit 4 Op.hour 不明

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Classifi MI AI AI GI AI AI AI Unit 1 Op.hour 40115 ? 3294 3813? Classifi GI AI AI MI AI AI Unit 2 Op.hour 11940 3847 2292 22071 Classifi AI MI AI AI Unit 3 Op.hour 7621 42718 2571 Classifi MI AI AI AI GI AI Unit 4 Op.hour Classifi AI AI AI GI AI Unit 5 Op.hour Classifi AI AI AI GI AI Unit 6 Op.hour Classifi AI AI AI GI AI Unit 7 Op.hour Classifi AI AI AI GI AI Unit 8 Op.hour

2005 は 10 月末まで Source; PJB data Classifi; Classification of inspection Op.hour; Operation hour between inspection and previous inspection

3) 各定期点検の所要日数

所要日数は AI で 18 日程度、GI で 40 日程度、MI で 60 日程度となっている。



点検のためのオーバホール (MO) 経験は 2 号機で一度実施されており、約 7 ヶ月を

要している。その他、ステータのコイル修理を主な目的とした主機の長期停止が 1 号、2 号、3号、4 号、8 号で実施されている。

AI の所要日数削減について検討しているとのことであった。合理化については是非とも

検討することが重要である。

(3) Soedirman


大きな事故は無く機器は建設当初の状態でそのまま使用している。下表に計画停止、事故停止履歴を示す。

Table 3.2-15 Cause of Scheduled Outage/Forced Outage & Outage Hour (Soedirman)

Year Scheduled outage hour

Forced outage hour Cause of outage

Unit 1 184 1.90

AI(7/25-8/02) (1/17) Governor in manual order

Unit 2 201.03 0.25

AI(8/28-9/05) (9/23) Governor trouble

1995

Unit 3 220 AI(9/18-9/27) Unit 1 131

0.77 AI(7/25-7/30) (1/07) Pressure switch trouble

Unit 2 98 AI(8/26-8/30)

1996

Unit 3 268 0.38

AI(9/16-9/27) (3/24) Governor in manual order

Unit 1 103.17 AI(7/21-7/25) Unit 2 82.25 AI(8/25-8/28)

1997

Unit 3 105.53 0.65

AI(9/15-9/19) (9/14) Cooling water flow trouble

Unit 1 81.15 AI(8/29-9/01) Unit 2 2.88

80.0 0.52

(3/16) Maintenance outage AI(9/12-9/15) (9/23) Governor trouble

1998

Unit 3 4.0 8.0 147.33

1.32 3.45

(4/6) Maintenance outage (contact) (5/26) Maintenance outage (bypass valve) AI(9/28-10/03) (1/10) Governor supervision fault (1/16) Governor fault

1999 Outage nothing Unit 1 0.8

8 1.2 2.48 0.7

(1/25) Maintenance outage (relief valve) (7/10) Maintenance outage (relief valve) (1/18) Malfunction relay pressure valve (6/21) Excitation fault (10/28) Cooling water flow trouble

Unit 2 4.67 (2/07) Maintenance outage (MTr. inspection)

2000

Unit 3 6.0 (10/05) Maintenance outage (6 month inspection) Unit 1 7.17

5.67 4.25 224.38

97.58 0.33

(1/03) Maintenance outage (6 month inspection) (2/15) Maintenance outage (power intake inspection) (2/16) Ditto (10/09-10/18) Maintenance outage (6 month inspection) (5/12-516) 13.8kV bus bar trouble (10/22) Servo motor trouble

2001

Unit 2 8.25 (2/06) Maintenance outage (turbine inspection)



Scheduled outage hour Year Forced outage

hour Cause of outage

5.66 4.92 131.24

45.42 0.12

(2/15) Maintenance outage (power intake inspection) (2/16) Maintenance outage (power intake inspection) (7/09-7/14) Maintenance outage (inlet valve inspection) (1/12-1/14) Main circuit trouble (12/9) Communication system trouble

Unit 3 5.67 4.25 7.0 103

(2/15) Maintenance outage (power intake inspection) (2/16) Maintenance outage (power intake inspection) (3/06) Maintenance outage (turbine inspection) (9/10-9/14) Maintenance outage (valve inspection)

Unit 1 31.5 32.0 8.0

(2/26-2/27) Maintenance outage (6 month inspection) (9/10-9/11) Maintenance outage (6 month inspection) (12/21) Maintenance outage (MTr. painting)

Unit 2 35.2 57.0 8.0

3.17

(1/08-1/09) Maintenance outage (6 month inspection) (7/08-7/10) Maintenance outage (inlet valve inspection) (12/23) Maintenance outage (MTr. painting) (12/24) Maintenance outage (MTr. inspection) 8.13 (1/01) CB excitation fault

2002

Unit 3 108.23 33.0 6.33

2.77

(4/08-4/12) Maintenance outage (inlet valve) (10/08-10/09) Maintenance outage (6 month inspection) (12/31) Maintenance outage (MTr. Painting)) (11/25) Cooling water flow trouble

Unit 1 31.92 28.75 84.83

(1/23-1/24) Maintenance outage (6 month inspection) (6/7-6/8) Maintenance outage (penstock inspection) AI(8/4-8/7)

Unit 2 31.0 28.75 272.83

(2/21-2/22) Maintenance outage (predictive inspection) (6/07-6/08) Maintenance outage (penstock inspection) GI(9/15-9/26)

2003

Unit 3 9.73 28.75 102.83

(4/23) Maintenance outage (6 month inspection) (6/07-6/08) Maintenance outage (penstock inspection) AI(11/10-11/14)

Unit 1 128.80 AI(8/02-8/07) Unit 2 107.85

0.7 0.07 7.0 0.87

AI(7/19-7/23) (2/09) Contactor solenoid trouble (3/22) Ditto (5/05-5/06) CB exciter trouble (5/7) Excitation trouble

2004

Unit 3 247.9 1.48 2.98

GI(9/06-9/16) (12/17) Excitation fault (12/21) Ditto

1.02 (12/29) Ditto Unit 1 205.4 GI(9/05-9/15) Unit 2 130.0 AI(7/15-7/20)

2005

Unit 3 113.27 1.95

AI(8/01-8/06) (5/07) Excitation fault



定期点検周期実績を下表に示す。

Record of Periodical Inspection 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005Year

Unit 1 AI AI AI AI AI AI GI Unit 2 AI AI AI AI GI AI AI Unit 3 AI AI AI AI AI GI AI

AI; Annual Inspection Source; INDONESIA POWER data GI; General Inspection MO; Major Overhaul

6 month maintenance inspection



周期としては、AI はほぼ毎年に実施されている。当所は、機器の運転状態が比較的良好であるため MO の実施は控えられている。また、1999 ~ 2002 年の間は点検内容を簡素化し点検時間を 30 時間程度に短縮した

6 month maintenance inspection の形を採用し、点検の簡素化が図られていた。

3) 各定期点検の所要日数

ここ数年の記録では AI は 5 ~ 6 日程度、GI では 9 ~ 11 日程度で推移している。 (4) Sutami


大きな事故は無く機器は建設当初の状態でそのまま使用している。下表に計画停止、事故停止履歴を示す。

Table 3.2-16 Cause of Scheduled Outage/Forced Outage & Outage Hour (Sutami) Year Scheduled

outage hour Forced outage

hour Cause of outage

Unit 1 112.88 AI (7/02-7/08) Unit 2 133.12 GI (7/16-7/20)

2001

Unit 3 119.4 AI (7/23-7/27) Unit 1 129.75 AI (7/01-7/06) Unit 2

2002 129.39

0.38 0.13

AI (7/08-7/13) (2/27) Lock out relay 86-3 operated (3/30) Ditto

Unit 3 132.65 0.72 21.08

AI (4/08-4/12) (10/16) 11kV disconnecting switch coil trouble (11/29) Main strainer valve broken

Unit 1 144 2

GI (8/20-8/26) (4/13) Main valve opening operation stuck

Unit 2 138.71 11

AI (7/07-7/11) (11/14) Circuit breaker (ABB) support loosen

2003

Unit 3 192 GI (7/24-7/31) Unit 1 120 AI (823-8/29) 2004 Unit 2 96 AI(7/12-7/16) Unit 3 744 MO (9/27-11/04) Unit 1 72 AI (7/04-7/07) Unit 2 48 AI(7/18-7/20)

2005

Unit 3 96 AI(7/11-715) Source; PJB data


定期点検周期実績を下表に示す。 Record of Periodical Inspection

Year 2001 2002 2003 2004 2005 Unit 1 AI AI GI AI AI Unit 2 GI AI AI AI AI Unit 3 AI AI GI MO AI

AI; Annual Inspection Source; PJB data GI; General Inspection MO; Major Overhaul



今後 10 年の点検計画を下表に示す。

Planning of Periodical Inspection Period Year 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Unit 1 AI AI GI AI AI MO AI AI AI GI Unit 2 MO AI AI AI GI AI AI MO AI AI Unit 3 AI MO AI AI AI AI GI AI AI AI

AI; Annual Inspection Source; PJB data GI; General Inspection MO; Major Overhaul

なお、2004 年の 3 号機 AI 実績によると前回 AI から今回 AI の間の運転時間は 4431時間である。MO に関しては 2004 年の 1 号機の実績によると MO ~ MO の間隔は 7年となっておりこの間に 6 回のインスペクションが実施されたと記録されている。

3) 各定期点検所要日数

AI では 2004 年の実績によると 3 号機の点検で 6 日間と短期間で実施されている。 MO では 2004 年の 1 号機の実績によると 40 日間で実施されている。

2005 年の定期点検(AI)の所要日数が大幅に削減されている。この点は Brantas Office の努力によるもので、これにより発電設備の利用可能率の向上を

図ることが出来、系統の信頼度向上につながる。

3.2.2.9. 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、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。

運転要員と保守要員を定期的に交代させることは、全体の skill up の有効な方法であると

考えられるので、定期的な交代を定着させることが望ましい。

(1) Saguling

Saguling 発電所は IP 社の 1 組織である “UNIT BISNIS PEMBANGKITAN SAGULING” （サグリン発電ビジネスユニット）が受持つ 8 箇所の水力発電所のうち大規模 (700 MW) を有する発電所である。各発電所には各々運転・保守員が配属されている。



総人員は 495 名で、Saguling の運転・保守に関わる人員としては、Engineering 17 名、

Operation 56 名、Maintenance 56 名である。組織図は添付資料 HY-13 の通りである。

(2) Cirata

Cirata 発電所は PJB 社の 1 組織である “UNIT PEMELIHARAAN CIRATA”（チラタ運転・

保守ユニット）が受け持つインドネシア大規模 (1,000 MW) の水力発電所である。総人員は 192 名で、運転・保守に関わる人員としては、Engineering 4 名、Operation 57名、Maintenance 51 名である。組織図は添付資料 HY-14 の通りである。

(3) Soedirman

Soedirman 発電所は IP 社の 1 組織である “UNIT BISNIS PEMBANGKITAN MRICA”（ム

リチャ発電ビジネスユニット）が受持つ 12 箇所の水力発電所のうち大規模 (180 MW) を有する発電所である。総人員は 472 名、各発電所には各々運転・保守員が配属されている。運転および保守部門の年齢構成はそれぞれ若年が 20 歳、高齢が 50 歳となっており、

また、経験年数も短が 2 年である。また、エンジニアリング部門では、年齢構成が 49 ~ 55 歳とベテランを揃えている。このことから、人員構成は適当なものではないかと推測される。運転・保守に関連する部門の年齢構成、経験年数および担当分野等を下表に示す。

Main Data for Engineering, Maintenance and Operation 1 Engineering 5

Experience year min. 20 Age Varied from 49-55 Qualification Expert in O/M design, machinery, electrical Duties Adviser in O/M design, quality, supervisor

2 Operation 29 Experience year min. 2 Age Varied from 20-50 Qualification Expert in operation Duties Operation PLTAPB. Soedirman and power trading

3 Maintenance 25 Experience year min. 2 Age Varied from 20-50 Qualification Expert in maintenance electrical, mechanical, control instrument Duties Maintenance electrical, mechanical, control instrument equipment

4 Planning & Monitoring 16 Experience year min. 2 Age Varied from 28-53 Qualification Expert in planning & monitoring operation and maintenance Duties Planning & monitoring operation and maintenance

Source INDONESIA POWER data

組織図は添付資料 HY-15 の通りである。



(4) Sutami

Sutami 発電所は PJB 社の 1 組織である “UNIT PEMELIHARAAN BRANTAS”（ブランタ

ス運転・保守ユニット）が受持つ 12 箇所の水力発電所のうち大規模 (105 MW) を有

する発電所である。総人員は 348 名で 37 名の outsourcing を含む。各発電所には各々運転・保守員が配属されている。 Sutami 発電所の保守 staff として社員のほかに 4 名を外部委託している。 Sutami に関係する運転保守の社員の経験および年齢構成を下表に示す。また、下図に年齢構成と経験年数の分布を示す。

Age Grouping

Age 50 ~ 59 40 ~ 49 30 ~ 39 20 ~ 29 Number of staff 13 4 4 0

Source; PJB data

Experience Grouping Experience year >30 20 ~ 29 10 ~ 19 <9 Number of staff 1 8 12 0

Source; PJB data

0

5

10

15

50～59 40～49 30～39 20～29Age

Num

ber o

f the

Sta

ff

0

5

10

15

>30year 20~29 10~19 <9yearExperience

Num

ber o

f the

Sta

ff

Sutami Age Grouping of Staff Sutami Experience Grouping of the Staff

年齢構成としては平均年齢が高いため、若年層の配置育成が必要と思われる。経験年数は現状では全く問題ないが、ギャップが出来ないような人員計画を立てること

が重要と考える。

組織図は添付資料 HY-16 の通りである。



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。この統合運

転の目的は、下流に位置する多目的ダムであるジャティルフルに求められる下流域の

灌漑、上水、工業用水等のための水量を確保することである。このため、各月の各貯水

池の目標水位を設定することにより 3貯水池の統合運用を合理化するルールカーブを作

成している。各ダム管理者はこのルールカーブを基本として、P3B（中央給電指令所）

からの指示により貯水池を運用し、発電している。

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。

この委員会のメンバーは、Dinas Pengoriou Jawa Bara（州政府内にある公共事業省）、Pusat Penelition & Peugemerongon Air（公共事業省）、Badan Meteorology dan Geophisika（気象・

地球物理局）、P3B（中央給電指令所）、サグリン発電所 (PT. Indonesia Power)、チラタ発

電所 (PT. PJB) とジャティルフルの所有者である Perusahaan Umum Jasa Tirta II (PJT II)である。管理委員会は毎月 1 回の定例ミーティングを開催する。初回は毎年 1 月で、こ

の時、平均年、豊水年、渇水年の流入量を想定した 3 本のルールカーブを各メンバーに

示す。月例会では、次月をどのルールカーブを目標とし、運転するか協議が行われる。

(1) 貯水池運用シミュレーション

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

シミュレーション・プログラムの基本式を以下に示す。 AS = AM – (AK + E) または AK = AM –AS – E ここで、 AS ：貯水池貯水容量（貯水の場合：＋、貯水池から放水する場合：－） AM ：流入量 AK ：流出量 E ：蒸発等の損失量

シミュレーションでは、1 月の貯水池水位を前月 12 月の実績水位としている。計算上の

終年である 12 月の貯水池水位は、1 月の水位もしくはそれ以上の水位となるよう設定

している。流入量は、チタルム川の 1988 年から前年までの月流量を確率処理し、対ピ

アソンⅢ型確率密度関数で、豊水年、平均年、渇水年の流入パターンを決めている。



(2) ルールカーブによる運転状況

一般に、発電専用の貯水池では、できるだけ高水位を維持し、かつ、洪水吐きからの越

水量を小とするよう運用する。実際には、乾季になる前に貯水池を満水にし、乾季に

貯水池から水を補給し、流量が大きくなる右記に入ったら水を貯め、徐々に水位を上げ

満水にする。

サグリンの洪水吐からの越水量は、1993 年から 2003 年の日運転記録から作成したFigure 3.2-3 に見られるように、非常に小さい。1993、1994、2001、2002 年の越水量は、それ

ぞれ 160、91、7、27 百万m3で、これは年流入量の 4.5、2.9、0.2、1.1%に相当し、非常

に小さいと言える。チラタでは、洪水吐きからの越水量を示す記録は得られなかったが、

ここ数年越水することなく、洪水吐ゲートが使われていないということであった。従っ

て、チラタにおいてもサグリンと同様、洪水吐きからの越水量は小さいと考えられる。

このように、サグリン、チラタの越水量が少ないのは、次図に見られるように貯水池の

水位が運転高水位 (HWL) に達していない現在の運転状況にある。

600

610

620

630

640

650

1985 1990 1995 2000 2005

Res

ervo

ir W

L (E

l.m)

0

100

200

300

400

500

600

700

Mon

thly

Dis

char

ge (m

3/s)

Reservoir Water Level (El.m) HWL LWL Inflow (m3/s) Outflow (m3/s) サグリンの貯水池運用状況

180

190

200

210

220

230

1985 1990 1995 2000 2005

Res

ervo

ir W

L (E

l.m)

-

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

Mon

thly

Dis

char

ge (m

3/s)

Reservoir Water Level (El.m) HWL LWL Inflow (m3/s) Outflow (m3/s)

チラタの貯水池運用状況



なぜ貯水池の水位が運転高水位 (HWL) に達しないのか、以下の 2 つの要因が考えら

れる。

理由-1：流入量の減少

次図はサグリンとチラタの各年の流入量（棒グラフ）と 5 年間平均流入量（折れ線グラ

フ）を示すものである。下図の 5 年間平均流入量によると、各発電所の流入量は、1995ないし 1996 年を境に減少する傾向を示している。サグリンの 2003 年の平均流入量は 60 m3/sで、これは 1992 年の 136 m3/sの半分以下の流入量であった。

Saguling

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

Ann

ual I

nflo

w V

olum

e (m

illio

n m

3)

A nnual Inflow Volum e 5 year Average

Cirata

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

Ann

ual I

nflo

w V

olum

e (m

illio

n m

3)

Annual Inflow Volum e 5 year Average

理由-2：下流への水需要の増加

下流域の人口の増加、工業・農業の発展に伴い、サグリン、チラタの完成した 1980 年

代に比べ、下流域の水需要は増加しているものと考えられる。これが貯水池が満水にな

らない要因の一つとして考えられる。

実際の貯水池の運用を Figure 3.2-4 で見ることができる。各グラフの上段はルールカー

ブと貯水池水位を示し、下段はシミュレーションによる予想値と実際の流入量・流出量

を示す。この図から以下のことが言える。

1) 雨季初期の貯水池水位

一般に、雨季の豊水期になったら貯水池の水位はできるだけ高水位に保つことが望

ましい。2001 年 11 月の流入量は予想値より多く、このためサグリンとチラタの貯

水池水位は回復基調を示している。しかしながら、おそらくルールカーブを遵守す

るあまり、12 月に求められる放水量より大きい水量を放水し、貯水池水位を下げて

しまっている。この 12 月の過大な放水が無ければ、貯水池水位は高水位 (HWL) まで回復でき、永く高水位に保つことができたと考えられる。



2) 乾季の貯水池水位

チラタの 2001、2002 年の乾季の貯水池運用をグラフで見ると、下流で求められる

以上の水量を放流し、結果として、水位の回復を妨げている。日々の運転はP3B（中

央給電指令所）の指示に基づき実施しているため避けられないことではあるが、も

しこの過大な放水が無ければ、貯水池水位を永く高水位に保つことができたと考え

られる。*1)

*1): P3B によると、下流域への水供給不足が予想される場合、P3B は各貯水池の有効容量の比率に見合った水

量を放水するよう各ダム管理者に指令する。逆に、流入量が多いと予想される場合は、各貯水池の有効容

量の比率よる水量を貯水池に貯留することが許される。P3B は、この考え方を「Equal Sharing」と称し、

流入量の多寡による損益を 3 貯水池で分配する考え方を示した。上記 2)の「下流で求められる以上の水

量を放流し」たのは、下流域の水不足が予想され、この「Equal Sharing」が適用された結果かも知れない。

3) ルールカーブ

Figure 3.2.2-4 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。

(3) 提案

ルールカーブは、年 1 回しか作られていないため、現在の水位に見合った運転がなされ

ない傾向がある。従って、ルールカーブをより短期間で、例えば 10 日もしくは 15 日間

隔で改正し、実際の水位にできるだけ追随できるカーブとし、高水位運転を心がけるべ

きである。



YearTotalInflow

(x106 m3) (x106 m3) (%)1993 3,538 160 4.5% 3,075.2

1994 3,137 91 2.9% 2,729.8

1995 2,817 0 0% 2,254.9

1996 3,030 0 0% 2,504.0

1997 1,737 0 0% 1,325.9

1998 3,601 0 0% 3,131.8

1999 2,645 0 0% 2,319.1

2000 2,463 0 0% 2,272.5

2001 3,454 7 0.2% 2,959.3

2002 2,450 27 1.1% 2,313.3

2003 1,901 0 0% 1,780.2

2004 2,182 1,990.5

Total 32,954 284 0.86%

Spilled Water through Spillway AnnualGeneration

(GWh)

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

Dis

charg

e V

olu

me (

millio

n m

3)

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

Anual Energ

y (

GW

h)

Total Inflow Outflow through Spillway Annual Energy

no record

Figure 3.2-3 Inflow and Spilled Water at Saguling Reservoir



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

wAc

tual

Inflo

wA

ctua

l Out

flow

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

LA

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l WL

Inflo

wO

utflo

wA

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l Inf

low

Act

ual O

utflo

w

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

ual O

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


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e C

urve

HW

LLW

LA

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l WL

Inflo

wO

utflo

wA

ctua

l Inf

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Act

ual O

utflo

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

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HW

LLW

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tual

WL

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Inflo

wAc

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Out

flow

2004

Cira

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175

180

185

190

195

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205

210

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Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

Jan

Reservoir WL (m)

50150

250

350

450


Rul

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HW

LLW

LAc

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WL

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tual

Inflo

wAc

tual

Out

flow

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

Monthly Discharge (m3/s)R

ule

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WL

LWL

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flow

Out

flow

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l Out

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2002

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

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HW

LLW

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l WL

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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

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HW

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utflo

w

Fig

ure

3.2-

4

Res

ervo

ir O

pera

tion

in S

agul

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

ジャワ島は東西に長さが約 1,000 km に渡る細長い島であり、電力流通設備においても

2005 年 11 月時点でジャワ島西部の Suralaya 発電所からジャワ島東部の Paiton 発電所に

至る長距離の 500 kV 北周り送電線（2 回線）を中心に系統が構成されている。ジャワ島西部にジャカルタをはじめとする大規模な需要地を抱え、一方でジャワ島東部

に Paiton、Gresik など大規模電源が存在している。このため北回りの 500kV 送電線は西

向きの重潮流となっており、系統安定度による送電制約が生じ、東部の発電機をフルに

発電できない状況となっている。具体的には Ungaran-Mandirancan, Mandirancan-Bandung Selatan の 2 区間の 500 kV 送電線

において制約が行われており、その値は 1,800 MW となっている。2005 年の運用実績で

は平均 1,135 MW の潮流が流れている状況であった。 2004 年大ピーク負荷時の 500 kV 潮流状況を Figure 3.3-1 に示す。

Source; EVALUASI OPERASI SISTEM TENAGA LISTRIK JAWA-BALI TAHUN 2004

Figure 3.3-1 500kV Power Flow in the Maximum Load of Java 2004 (September 28th, 18:30)

なお、この安定度対策としてジャワ島南部に南回り 500 kV、2 回線の送電線を建設中で

あり（2.1.2 章参照）、完成が待たれているところである3。

3 南回り 500kV送電線建設は 2006 年 6 月に完成。



3.3.2. 既設送変電設備と利用率

(1) 設備概要

1) 送電線

送電線の設備概要を下表に示す。架空線、地中線、海底ケーブルのトータルの概要

である。 Outline of Transmission Line Facilities

Length of transmission line (km)

Number of line

Year 500kV 150kV 70kV Year 500kV 150kV 70kV 2001 2,849 10,475 3,935 2001 51 626 226 2002 3,128 10,581 3,935

2002 34 633 226 2003 3,532 11,209 3,861 2003 38 639 206 2004 3,578 11,195 3,765 2004 38 664 224

Source; PLN P3B STATISTIK 2004

2) 変電設備

変電所数と変圧器設備概要を下表に示す。

Outline of Substation and Transformer Number and capacity of transformer at each voltage

500/150kV Number of substation at each voltage

Year 500kV 150/70kV 150kV 70kV

2001 18 Year Number Capacity

(MVA) Number Capacity (MVA) 264 85

2002 19 2001 30 14,500 68 3,966

273 86

2003 20 2002 30 14,500 69 3,966 2003 287 87

2004 20 32 15,500 59 3,462

2004 32 15,500 60 3,522 Source; PLN P3B STATISTIK 2004

290 115

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

2004 年のジャワ・バリ系統において N-1 クライテリアを満たさない送電線と、また変圧

器の利用率を下表に示す。



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。

N-1 クライテリアを満足していない送電線、変圧器においては、今後の需要増加も考慮

すると、早急に新規増設が必要な状況であるといえる。 Load of Transformer

500/150kV Transmission Line not Satisfied

with N-1 Criteria 150/70kV Load (× %) Number Capacity

(MVA) Number Capacity (MVA)

Voltage (kV)

Number of line

Distance(km)

500 2 <20 －－－－

20 < = × <40 1 250 3 170 567

150 35 40 < = × <60 2 750 10 760 977 8 4,000 21 1,253 60 < = × <80 70 14

80 < = × <100 21 10,500 19 984 327


0 0 × > = 100 －－ Total 32 15,500 54 3,274

Source; EVALUASI OPERASI SISTEM TENAGA LISTRIK JAWA-BALI TAHUN 2004, etc.

3.3.3. 事故件数

2004 年では停電事故件数は 247 件（配電除く）、供給できなかった電力量は 7,718 MWhであり、また 150 MW 以上の負荷遮断を伴う事故が 11 回発生している。

Number of Service Interruption and Energy not Supplied (MWh) Year Number of service interruption Energy not supplied (MWh) 2003 285 7,530 2004 247 7,718


下図に原因別の停電事故件数を示す。年次に関係なく、圧倒的に設備による事故が多い

ことがわかる（全体の 46%）。これに比べるヒューマンエラー事故はそれほど多くない。



0

20

40

60

80

100

120

140

160

Nature

/Weather

Equipment Animal Human

error

Kite Over load Tree Relay

Malfunction

Others

2001 2002 2003 2004

Source; PLN P3B STATISTIK 2004

Figure 3.3-2 Service Interruptions by Source of Faults (times)

次に設備別、電圧別の停電事故回数を調査した。2004 年における送電線 100 km・1 回線

あたりの変圧器 1 台あたりの停電事故回数と送電線 1 回線あたりの事故回数を下図に示

す。

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 Tranmission Line 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。



3.3.4. 周波数一定レベルの信頼度と効率的な運転を保証するために必要なルール及び手続きが定め

られている ATURAN JARINGAN Jawa-Madura-Bali によると、定常時の周波数の許容範

囲は 50±0.2 Hz と規定されている。また発電機の脱落などにより周波数が 49.5 Hz 以下

となった場合は周波数低下量及び周波数低下速度に応じ、自動負荷遮断を実施している。主な LFC（周波数制御）の実施対象となっている発電機は Saguling、Cirata 等の大規模

水力発電所と Paiton, Suralaya, Gresik 等の大規模火力発電所である。また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。なお、2004 年ジャワ・バリ系統においては、発電機の脱落などにより 49.5 Hz 以下に低

下した回数は 310 回であり、そのうち 20 回は負荷遮断を実施している。また 50.5 Hz 以

上となったのは 28 回であった。

3.3.5. 電圧ジャワ・バリ系統の電圧調整は発電機の無効電力調整、コンデンサ・リアクトル等の調

相設備の入切、負荷時タップ切替変圧器によって実施されている。 500 kV における電圧の許容変動範囲は±5%である。2004 年ジャワ・バリ系統の運用評

価が記載された EVALUASI OPERASI SISTEM TENAGA LISTRIK JAWA-BALI TAHUN 2004 によると 2004 年においては 500 kV 変電所 20 箇所のうち、1 ヶ月の間に大で 15箇所の変電所で下限値 475 kV を下回り、特に Mandirancan 変電所においては 435 kV ま

で低下した。なお 5 箇所の変電所では 475 kV 以上を維持しており、これらはすべて

Region 4（ジャワ島東部）内の変電所であった。ジャワ島東部において電圧が安定して

いるのは 3.1 章で述べた通り、東部に大規模電源が集中しているためであると考えられ

る。 Figure 3.3-2 に 500 kV 南回り送電線が完成した 2007 年の潮流図を示す。ピーク負荷時に

おいても全ての 500 kV 変電所で電圧が許容範囲内に収まっていることがわかる。理由

としては2ルート化により無効電力のロスが減ることが想定される。一方、南回り500 kV送電線が完成後、軽負荷時において電圧が上昇することが懸念されるが、これに対して

は 2005 年 11 月の調査団の調査により、南回り 500 kV 系統における Paiton, Kediri, Klatan, Tasikmalaya 等の変電所においてリアクトルが設置されていることを確認している。



Capacity [MW](Voltage [kV])

SubstationPower station

Source; Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik 2006-2015

Figure 3.3-2 Power Flow Drawing in 500 kV Java-Bali (2007)


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REPUBLIC OF THE PHILIPPINESopen_jicareport.jica.go.jp/pdf/11838943_04.pdf(2) Cirata 1) 管理の現状 予備品についてはPJB 全社レベルでMIMS(Mincom information maintenance

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