REPUBLIC OF THE...

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. 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。 Table 3.1-1 は、これら対象 12 火力発電所の性能並びに運転データを取りまとめたもので

ある。1/2 は IP 社分の発電所を、また、2/2 は PJB 社分の発電所をまとめている。今回の対象 12 火力発電所は、ジャワ・バリ地域に IP 社並びに PJB 社が所有する発電所

のうち、出力合計 100 MW 以上の発電所が選ばれ、PLN 社並びに IPP 所有の発電所及び

地熱発電所は、今回の調査対象から除外されている。従って、ジャワ・バリ系統と本調査の間では、対象火力発電所の全設備容量が異なって

いる。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。

3 - 1 ファイナルレポート


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

ファイナルレポート 3 - 2


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%)

(1) Review of the Operation Data as of 20/06/2005: Scheduled and Unscheduled Outages

Table 3.1-2 にまとめた計画停止の出力合計 1,528.5 MW (12.1%) は、下表の内容をまとめ

たものである。

Scheduled Outage Data of 12 Thermal Power Stations on 20/06/2005

P/S PLTU/ PLTG (U)

Outage (MW) Remarks (Notes)

Suralaya PLTU #2 Δ371 MW Under inspection, including SH/RH re-tubing works

PLTU #3 & #4 Δ 60 MW Under long-term stoppage (Now under commissioning )

PLTGU BLK 1 Δ173 MW GT-1-1 inspection, Combined 2-2-1 operation

Tanjung Priok

PLTG #3 Δ 18 MW Stopped

Tambak Lorok PLTGU BLK 2 Δ153 MW GT-2-1 inspection, Combined 2-2-1 operation

Pesanggaran PLTD #1 Δ 4.5 MW Under long-term maintenance during 2005

Pemaron PLTG #2 Δ 45 MW Under installation for commission.

PLTU #4 Δ165 MW Under AH inspection Muara Karang

PLTGU Δ150 MW Under ST inspection (3 GTs operated as open cycle)

Gresik PLTU #4 Δ195 MW Under mainte./rehabilitation works

Muara Tawar PLTGU BLK 1 Δ194 MW GT-1-2 inspection, Combined 2-2-1 operation

同様に、Table 3.1-2 の事故停止の出力合計 1,651 MW (13.0%) は、下表の内容をまとめた

ものである。



Unscheduled Outage Data of 12 Thermal Power Stations on 20/06/2005

P/S PLTU/ PLTG(U)

Outage (MW) Remarks (Notes)

Suralaya PLTU #4 Δ371 MW SH tube leakage, forced outage.

PLTGU BLK 1 Δ450 MW Oil supply failure, unscheduled. Grati

PLTG BLK 2 Δ300 MW Oil supply failure, unscheduled.

Gresik PLTGU BLK 2 Δ130 MW 315 MW load limit operation due to GT-2-3 compressor row #19 blade crack, unscheduled.

Paiton PLTU #1 Δ400 MW Under vibration adjustment, unscheduled.

参考までに、PLN 社並びに IPP 所有の発電所ユニットで 2005 年 6 月 20 日当時停止して

いた出力合計は、下表の項目をまとめて 895 MW になる。

Scheduled Outage Data of PLN and IPP Own Units on 20/06/2005 P/S PLTU/PLTG(U) Outage(MW) Remarks (Notes)

IPP-Paiton PLTU Δ615 MW Scheduled inspection

PLN-M.T awar PLTG BLK 4 Δ140 MW GT 4.2 inspection, scheduled.

PLN-M. Tawar PLTG BLK 4 Δ140 MW GT 4.1 inspection, scheduled.

PLN 社並びに IPP 所有の発電所は、PLN 社の Muara Tawar 発電所ブロック 3 並びに 4 ガスタービン (PLTG) と IPP Paiton 発電所一般汽力#5-#8 である。これらの設備容量合計

は、3,320 MW となるので、停止中の出力合計 895 MW は 27%に相当することになる。

2005 年 6 月 20 日の計画停止／事故停止データを分析した結果は、次のようにまとめら

れる。

① Suralaya #2石炭焚き400 MWがチューブ取替工事で計画停止中 (Δ371 MW)。Suralaya #4 石炭焚き 400 MW がチューブリーク事故で事故停止し、供給支障の引き金とな

った (Δ371 MW)。

② Paiton #1 石炭焚き 400 MW が、定期点検後の立ち上げ時振動トラブルで停止し、修

理中であった (Δ400 MW)。

③ Grati のブロックⅠコンバインド (450 MW) とブロック II ガスタービン (300 MW)が、燃料供給トラブル（供給停止）のため運転できなかった (Δ450 MW + Δ300 MW)。

④ その他の事故停止の出力合計：1,135 MW

⑤ その他機械トラブルによる負荷制限の出力合計：152.5 MW

これらをまとめると、つぎのようになる。主要な事故あるいはトラブル： ①＋②＋③＝1,892 MW (14.9%) 計画停止出力：1,528.5 MW 事故停止出力： 1,651 MW 停止出力合計：3,179.5 MW(25.1%) 予備力（率）： 1,287.5 MW (10.2%)



予備率として 10.2%という数値は、きわめて妥当な数値と思われるが、代わって、主要

な事故あるいはトラブルの停止出力の割合 14.9%という数値は、非常に高い数値と考え

られる。従って、これらの主要事故あるいはトラブルがなければ、2005 年 6 月 20 日の

深刻な電力供給不足は発生しなかった可能性が高い。

このことから主要な要求事項は次の 2 点となる。 ① 石炭焚きユニットのチューブ取替工事を含む信頼性改善のためのリハビリ ② 油 (HSD) 供給の拡大もしくはオイル削減

以下の 3 つの表は、ジャワ・バリ地域の主要なガスタービンコンバインドプラント (PLTGU) 発電所 3 ヶ所のガス／HSD 発電量記録をまとめたものである。

Gresik PLTGU B-I, B-II, B-III Gas/HSD Consumption Records in 2003-2005

2003 (GWh/y) 2004 (GWh/y) 2005 (GWh/y)* Gas Fired HSD Fired Gas Fired HSD Fired Gas Fired HSD Fired

Block-I 3,193 (100%) － 3,434 (100%) － 1,314 (45.4%) 1,436 (54.6%)

Block-II 677 (33.1%) 1,367 (66.9%) 13 (0.6%) 2,270 (99.4%) 444 (22.1%) 1,567 (77.9%)

Block-III 2,753 (100%) － 2,558 (100%) － 2,947 (100%) －

Total 6,625 (82.9%) 1,367 (17.1%) 6,005 (72.6%) 2,270 (27.4%) 4,705 (60.5%) 3,003 (39.5%)

Total 7,793 8,275 7,708

＊The data for 2005 is calculated for the yearly generation based on 10 months records.

Grati Block I &Block II Gas/HSD Consumption Records in 2003-2005 2003 (GWh/y) 2004 (GWh/y) 2005 (GWh/y)*

Gas Fired HSD Fired Gas Fired HSD Fired Gas Fired HSD Fired Block-I － 898(CF24.2%) － 942(CF25.4%) － 2,093(CF51.8%)

Block-II － 258(CF10.5%) － 365(CF15.0%) － 490(CF18.5%）

Total － 1,156 － 1,743 － 2,583

Total 1,156 1,743 2,583

* The data for 2005 is calculated for the yearly generation based on 11 months records.

T. Priok PLTGU B-I & B-II Gas/HSD Consumption Records in 2003-2005

2003 (GWh/y) 2004 (GWh/y) 2005 (GWh/y)* Gas Fired HSD Fired Gas Fired HSD Fired Gas Fired HSD Fired Block-I 3,857(99.5%) 19(0.5%) 2,537(82%) 569(18%) 1,711(64%) 975(36%)

Block-II 2,123(96.1%) 86(3.9%) 2,943(80%) 736(20%) 1,639(69%) 732(31%)

Total 5,980(98.0%) 105(2.0%) 5,580(81%) 1,305(19%) 3,350(66%) 1,707(34%)

Total 6,085 6,885 5,057

2003 年－2005 年における上記主要 PLTGU の 3 発電所の特記事項は次の通り。

① Gresik 発電所 PLTGUs ブロックⅠ/Ⅱ/Ⅲのガス比率 100%/33%/100% → 45%/22%/100% ブロックⅠ/Ⅱ/Ⅲ合計のガス比率 83% → 60%



② Grati 発電所 HSD 油焚き PLTGU/PLTG ブロックⅠの CF (Capacity Factor) CF=24% → CF=52% ブロックⅡの CF CF=10% → CF=18%

③ T. Priok 発電所 PLTGUs ブロックⅠ/Ⅱのガス比率 100%/100% → 64%/69% ブロックⅠ/Ⅱ合計のガス比率 100% → 66%

同様に、上記 3 発電所の全体の傾向をまとめると、以下の表のようになる。

Gas/HSD Consumption Trend of Major PLTGUs in 2003-2005 2003 (GWh/y) 2004 (GWh/y) 2005 (GWh/y)

Gas Fired HSD Fired Gas Fired HSD Fired Gas Fired HSD Fired

Total 12,605 (83%) 2,628 (17%) 11,585 (69%) 5,318 (31%) 8,055 (52%) 7,293 (48%)

Total 15,233 16,903 15,348

以上から主要なコンバインドプラント発電所 3 ヶ所全体の 2003 年－2005 年におけるガ

ス/HSD 油消費の傾向は、次のように整理できる。

① 全体の年間発電量はほぼ一定である。(15 TWh/y -17 TWh/y)

② ガス燃焼比率は、83%から 52%へ低下している。このことは、ガス供給不足（枯渇）

傾向を示している。

③ 代わって、HSD 油の燃焼比率が 17%から 48%へ上昇している。このことは、HSD供給上量的な問題点が生まれる可能性があり、Grati 発電所では 2005 年 6 月 20 日に

HSD 供給停止という現実に直面した。

④ Grati 発電所のブロックⅠコンバインドプラント (PLTGU) とブロック I ガスタービ

ンプラント (PLTG) に関する特記事項については、効率のよいブロックⅠ PLTGUは、CF=52%で運用されているが、単独運転のため性能の悪いブロックⅡ PLTG は

CF＝18%でしか運転されていない。このことは、ブロックⅡを早期にコンバインド

プラントに転換すべきことを意味している。

JICA 調査団として、12 火力発電所の運転データについて、更に次のコメントを加えた

い。 ① アッシュエロージョンによるボイラのチューブリーク事故は石炭焚きボイラに共

通の問題である。 ② 油供給問題は Grati 発電所固有の問題であるが、他発電所に波及し共通の問題とな

る可能性がある。 ③ 油減らし計画案が強く求められている。 ④ タービン振動調整のメンテナンスが、石炭焚きユニットの信頼性改善のために必要

とされる。



また、上記 4 項目については、余寿命評価 (RLA) に関連する項目を含んでおらず、む

しろ人体の健康診断に相当する“設備診断”に関連するものであることに留意したい。

(2) 2005 年 6 月 20 日の性能データのレビュー：出力低下 (Capacity Derating)

前記の Table 3.1-2に記載した 698 MW の出力低下の数値は、下表をまとめたものである。

Capacity Derating Data of 12 Thermal Power Stations on 20/06/2005

P/S PLTU/ PLTG(U)

Installed Capacity

Available Capacity

PLTU Derating

PLTG(U) Derating

Suralaya PLTU #1-#7 3,400 MW 3,400 MW - PLTU #3,#4 100 MW 90 MW Δ10

PLTGU 1,2 1,195 MW 1,075 MW Δ120

T. Priok

PLTG #1,#2 52 MW 36 MW Δ 16 PLTU #1-#3 300 MW 290 MW Δ10 T.Lorok

PLTGU 1,2 1,034 MW 970 MW Δ 64 Grati PLTGU 1,2 868 MW 767 MW Δ101 Perak PLTU #3,#4 100 MW 90 MW Δ10

PLTD-#11 76 MW 61 MW Δ15 Pesanggaran

PLTG #1-#4 126 MW 110 MW Δ 16 Gili.&Pem. PLTG 231 MW 224 MW Δ 7

IP Total 7,482 MW 7,113 MW Δ45 MW Δ324 MW PLTU #1-#5 700 MW 650 MW Δ50 Muara

Karang PLTGU 509 MW 469 MW Δ40 PLTU #1-#4 600 MW 590 MW Δ10

PLTGU 1-3 1,579 MW 1,435 MW Δ144

Gresik

PLTG #1,#2 40 MW 34 MW Δ 6 Paiton PLTU #1,#2 800 MW 800 MW -

PLTGU B1 660 MW 603 MW Δ 57 Muara Tawar PLTG B2 290 MW 268 MW Δ 22

PJB Total 5,178 MW 4,849 MW Δ60 MW Δ269 MW Total 12,660 MW

(100%) 11,962 MW (94.49%)

Δ105 MW (0.83%)

Δ593 MW (4.68%)

ここで、“Installed Capacity”（設置容量）とは、いわば定格容量あるいは呼称容量ともい

うべき発電端出力のことで、設計条件下の大設計容量であり、劣化がない状態では通

常マージン（余裕）を持っている。

“(Maximum) Available Capacity”とは、ある劣化条件による出力低下で運転しうるユニッ

トの大容量（MW）と定義される。

参考までに、Table 3.1-1 における “Dependable Capacity”とは、ある指定期間において季

節的な制限要因で修正された容量と定義されている。

従って、設置容量 (Installed Capacity) と大有効容量 (Available Capacity) との差は、劣

化容量 (deterioration capacity) あるいは単に劣化出力 (derating)と呼ばれる。



Table 3.1-2 において、IP 社並びに PJB 社の PLTU derating（一般汽力）の全劣化出力 (derating) 合計はわずかに 105 MW (4.8%) に過ぎない。このことは、一般汽力において

は表面的にはほとんど劣化出力 (derating) を生じていないことを意味する。一方、コ

ンバインドプラント(PLTGU) 並びにガスタービンプラント (PLTG) の劣化出力は 593 MW (4.68%) で一般汽力に比べ大きな値だが、この数値自身はあまり大きな数値ではな

い。PLTU にかかわる性能劣化の検討については後述する。 JICA 調査団は、今般の調査に当り日本の電力中央研究所 (CRIEPI) が開発した火力プラ

ント効率解析プログラム（商品名：EgWin）を購入した。このソフトプログラムを使っ

て、Muara Tawar 発電所の単独運転ガスタービンのケースを解析してみた。

下図は、ガス焚き時の熱バランス図であり、定格出力 144.4 MW、定格 TIT（ガスター

ビン入口温度）1,100°C の場合を再現したものである。

Muara Tawar GT Open Cycle (Gas firing, Base load)

下図は、油焚き時、TIT を定格の 1100°C とし、出力を求めた時の熱バランスを示す。こ

の場合の出力は 140.7 MW であった。

Muara Tawar GT Open Cycle (Oil firing, Base load)



下図は、油焚き時 TIT を 1070°C に Derating した場合の出力を求めた熱バランス図であ

る。この場合、出力は 133.0 MW になった。

Muara Tawar GT Open Cycle (Oil firing, TIT 1070℃)

Table 3.1-3 Capacity Derating Summaries on PLTGUs/PLTGs

Summary of P.P. Efficiency Analysis Program Results; Gas, Base load (TIT 1100C) : Output 144.4MW, Exhaust Temp. 543.2C Oil, Base load (TIT 1100C) : Output 140.7MW, Exhaust Temp. 541.2C Oil, Derated mode (TIT 1070C) : Output 133.0MW, Exhaust Temp. 524.3C Gas, Base→Oil, Base (same TIT) : Δ4MW, Exhaust Temp. Δ2C Gas, Base→Oil, Derated (TITΔ30C) : Δ10-12MW, Exhaust Temp.Δ15-20C

① Actual Data for T.Lorok/M.Karang PLTGUs (GT Type: GE-9E )

Gas, Base load : 109.65/107.86MW Oil, Base load : 107.0/105.76MW T.Lorok Oil firing, Available Capacity : 105MW M.Karang Gas/Oil, Available Capacity : 103MW (Oil Firing Derated)

＊There is no capacity derating in terms of gas/oil firing for both. ② Actual Data for Grati/Gresik PLTGUs (GT Type: MHI-701D )

Gas, Base load (Gas, Peak load) : 112.45MW(118.59MW) Oil, Peak & Base load : 100.75MW Grati Oil firing, Available Capacity : 100.75MW Gresik BLK 1&2 (Gas)/Oil, Available Capacity : 100.0 MW Gresik BLK 3 Gas/(Oil), Available Capacity : 105.0 MW

＊There is no capacity derating in terms of gas/oil firing for both. ③ Actual Data for T.Priok/M.Tawar PLTGUs(GT Type: ALSTOM GT-13E/13E2)

13E Gas, Base load : 131.4 MW 13E Oil, Base load (Oil, Derated) : 129.2 MW(125MW) 13E2 Gas, Base load : 145.0 MW 13E2 Oil, Derated mode : 133.8 MW T.Priok B-1&2 Gas/Oil, Available Capacity : 125.0 MW M.Tawar B-1&2 Oil, Available Capacity : 133.8 MW

＊There is no capacity derating in terms of gas/oil firing for both

ジャワ・バリ地域には、Table 3.1-3 にまとめたように、6 ヵ所の大容量コンバインドプ



ラント発電所がある。これらのコンバインド発電所は、世界の主要なガスタービンサプ

ライヤーの GE、MHI（三菱重工業）並びに ALSTOM（旧 ABB）が納入したものである。

Table 3.1-3 にまとめたコンバインドプラント発電所は全て元々ガス/油 (HSD) 二重燃焼

方式として計画されたもので、発電所サイトには油貯蔵タンクとガス受け入れ設備も設

置されていた。しかしながら、上記のコンバインドプラント発電所のうち、Muara Tawar、Tambak Lorok 並びに Grati 発電所については、いまだかってガス燃焼を行ったことはな

い。また、ガス焚きを行ってきた残りの Muara Karang、Tanjung Priok 並びに Gresik 発電

所についても、油焚き比率が上昇してきている。この事情については、3.1.1.1. (1)項で

概観した。

ジャワ・バリ地域のこれら全ての大型コンバインドプラント発電所では、油焚き時に

Derating 運転（負荷を下げて運用すること）を行っており、その状況を上記の Table 3.1-3にまとめてある。これによれば、PLTGU並びに PLTGによる出力低下 593 MW (4.68%) という数値は、ほとんど全てが“油焚きによる Derating”によるものということになり、

すくなくともこれら 6 ヵ所の大型コンバインドプラント発電所においては、出力低下

(Capacity Derating) を生じてないということになる。

一般汽力 (PLTU) の出力低下 (capacity derating) を論じる前に、一般汽力の特記事項を

まとめると次のようになる。

• 燃料熱入力：出力低下に応じて変更可能、あるいは、調整可能（ガスタービンの場合は、一方、ガスタービン入口温度を一定とする運転により、

燃料熱入力は出力低下に応じて減少する）

• 一般汽力のマージン（余裕）： 10-20% ボイラ蒸発量 (MCR:Max. Continuous Rating) = タービン保証蒸気流量 = 定格時ター

ビン蒸気流量 × 1.10-1.20 （上記マージン 20%のもの：非再熱の 50 MW & 100 MW 機, マージン 10%のもの：

再熱サイクルの 200 MW & 400 MW 機）

• ボイラ並びに補機類（ファン、ポンプ、燃焼システム等）は、あるマージンをもっ

てボイラ MCR（大連続蒸発量）を基準として設計される。石炭の微粉炭システムは、通常予備ミル 1 台を持っている。（例えば、常用 4 台＋予

備 1 台）

• タービン並び補機類（復水器、給水加熱器等）は、あるマージンをもってタービン

保証蒸気流量を基準として設計される。

• 発電機並びに補機類は、定格出力を基準として設計される。（発電機容量は、タービンの劣化あるいは出力低下と関係がない。）

次表は、典型的な非再熱サイクルの Tambak Lorok 一般汽力 (PLTU) #1 & #2 各 50MW 機

の性能試験結果をまとめてある。



Tambak Lorok PLTU #1 & #2 50 MW Performance Data Items Data in 1979 Data in 2005 Design Figures

Output (MW) 44.3/44.6 44.7 50

Throttle Flow (tons/h) 137/182 175/210 (210: B-MCR)

175 (Supposed)

Boiler Efficiency (%) 84.5/83.3 86.4/86.6 86

Gross Turbine Heat Rate (kcal/kWh)

2250/2370 (10% derated)

2650/2800 (Supposed: 2570)

2030 (Supposed)

Gross Plant Heat Rate (kcal/kWh) 2395/2783 2960-2972 2360

Tambak Lorok 1/2 号 50 MW 機では、約 20%の出力低下に相当する性能低下が生じている

ことが分かる。そのうちの半分の 10%分は、1979 年までの初期段階で燃焼問題に起因し

たもので、残りの半分の 10%分は、その後現在までに生じたものといえる。しかしなが

ら、ボイラ MCR は 210t/h もあり、まだ出力低下したタービン蒸気流量に対して余裕が

ある。従って、PLTU のこのクラスの性能低下による出力低下の問題は顕在化していな

い。

下表は、典型的な再熱サイクルユニットである Paiton 発電所石炭焚き一般汽力 1・2 号

機 400 MW の性能データをまとめたものである。新鋭で且つ大型火力である Paiton 1 号機であるが、運開後 10 年間で約 11%の性能劣化を

生じている。定格負荷におけるタービン蒸気流量は、1165t/h から 1295t/h へ上昇してい

る。1295t/h という蒸気流量は、ボイラ MCR 流量の 1300t/h にほぼ等しい。従って、1号機はマージンなしで運用されていることになる。しかしながら、PLTU のこのクラス

でも出力低下そのものは問題点として顕在化していない。

Paiton PLTU #1&#2 400 MW Performance Data Items Data in 1996 Data in 2005 Design Figure

Output (MW) 400 400 400

Throttle Flow (ton/h) 1165 1297 (+11%) (1300:B-MCR)

1170 (Supposed)

Boiler Efficiency (%) 86.7 87.7 88

Turbine Heat Rate (kcal/kWh) 2075 2150 1900 (Supposed)

Plant Heat Rate (kcal/kWh) 2390 2450 2160

前述の Table “Capacity Derating Data of 12 Thermal Power Stations on 20/06/2005”に示すよ

うに、一般汽力の出力低下の総和は 105 MW (0.83%) にしか過ぎないと言えるが、実態

は熱効率の低下により燃料の焚き増しで定格出力を確保しており、出力低下問題が顕在

化していないだけである。インドネシアの一般火力では 10%ないし 20%程度の出力低下

を生じていると思われる。

2005 年 6 月 20 日のデータから引き起こされる本調査活動の要求事項を次のようにまと

められる。



出力低下 698 MW (5.5%) に対応する計画案原容量を回復させるリハビリ案原容量を超える容量アップの Modification 案付加出力（ガスタービン出力等）を生じるリパワリング案 O リパワリング案と組合せた油減らし案

計画停止 1,528.5 MW (12.1%) に対応する計画案補修工事あるいは定期検査期間を短縮する Modification 案補修工事の重複期間を避ける Modification 案

非常停止 1,651 MW (13.0%) に対応する計画案設備診断（Facility Assessment）による予防保全のリハビリ案頻発する（計器による）トリップ停止を保全する Modification 案リパワリング案に対する余寿命診断に基づく機器の寿命延長案

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

ブロック 1 はコンバインドサイクルプラント (PLTGU) で 3 台のガスタービン、3 台の

熱吸収器 (HRSG) 及び 1 台の蒸気タービンからなり、ブロック 2 は 2 台のシンプルサイ

クルガスタービン (PLTG) からなる。ブロック 2 のガスタービンは元々3 台あったが、

1997 年に 1 台がバリ島に移設され、現在 Gilimanuk 発電所として運用されている。



Muara Tawar 発電所のガスタービンは当初二重燃焼方式で設計されていたにも拘らず、

1997 年の運転開始以来ガスを使用した実績は無い。油 (HSD: High Speed Diesel) を燃料

として使用する場合は発電可能出力が低下するため、低格 950 MW に対して現在の発電

可能出力は 871 MW (-79 MW) である。発電所では P3B にガスタービンの単機発電可能

出力を 135 MW と報告しているが、実際には 132 MW しか発電できない。この発電可

能出力の変更はガスタービン入口温度 (TIT) を 1,070°C に変更したためである。ブロッ

ク 2 の発電可能出力 133.8 MW は移設された Gilimanuk 発電所のガスタービンが本発電

所でオープンサイクルとして運転されていた場合から算出された値である。

Muara Tawar のブロック 1 及びブロック 2 PLTGU の HRSG は運転開始当初から深刻なチ

ューブ漏れに悩まされ、また新型 13E2 型ガスタービンの燃焼トラブルも頻発した。そ

のため、運転実績は過去数年極めて低い稼動率で推移して来たが、2004 年資料では稼働

率は格段に向上している。上記のガスタービン入口温度 (TIT) の出力低下運用がこの改

善に今後も寄与するもと思われる。

Muara Tawar 発電所ではガス焚きをしていないため、PLTGU ブロック 1 の HRSG の伝

熱面に煤塵が付着し、熱吸収が低下して煙突ガス温度が高めとなっており、これが蒸気

タービン (ST-1-0) の出力低下の要因となっている。

ブロック 2 の出力増強に関しては以下の案が考えられる。ブロック 2 に 1 台のガスタービン、3 台の HRSG 及び 1 台の蒸気タービン／発電機

を増設してコンバインドサイクル化 (PLTGU 3-3-1)する。（注：この増強案は既に

PLN の電源拡張計画 “Add-on Project” として提案されている。）

(2) Gresik 発電所

Gresik 発電所は一般火力（PLTU：ボイラー/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。

PLTGU のブロック 1、ブロック 2、ブロック 3 はいずれも二重燃焼方式（ガス/HSD）で

設計されている。ガスタービンおよびコンバインドプラントの発電可能出力は HSD 焚

きでは約 5%出力低下を起こす。ガス焚きガスタービンの定格出力が 112.5 MW である

のに対し、HSD 焚きガスタービンの出力は 105 MW で、実際には HSD 焚きのコンバイ

ンドサイクルプラント、ブロック 1、ブロック 2、ブロック 3 のブロック単位の定格出

力は 460 MW (GT 100 MW × 3 + ST 160 MW) となっている。HSD 焚きの蒸気タービンは

油に含まれる硫黄による低温腐食を抑えた運用により HRSG での熱吸収が低下するの



で出力低下は比較的大きくなっている。

Table 3.1-5 Main Features for Gresik Power Station Operation Status of 20/06/2005



Dependable Capacity

Derating Conditions

As of 2005 Nov.

Dependable Capacity

Operation/ Outage

Capacity Derating



GT-1-1 112.45 105/100 100/95 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)

ガスタービンは、空気圧縮翼の汚れにより経時的に出力低下が生じるが、年 2 回の頻度

で翼洗浄を実施することにより、5 MW 程度の出力が回復される。

PLTUの 1 号機及び 2 号機は 2000 年に日本政府の無償資金協力で大幅なリハビリテーシ

ョンを実施しており、この中には効率回復のためのタービン回転子翼取替えと保安／安

全システムの改善が含まれている。1 号機、2 号機とも現在は発電可能出力 95 MW（5 MW出力低下）で順調に運転されている。PLTUの 3 号機、4 号機は元々油焚き(MFO: Marine Fuel Oil)で設計されていたが、日本政府の無償資金協力で12005 年にリハビリでガス焚き

1 リハビリ工事は 2006 年 2 月に完了した。



に転換、もしくは転換中であり将来出力低下は無いと思われる。上記のPLTUの 4 基は

ほぼ定格出力で運転されており、出力回復のためのリハビリ・変更計画は当面不要と思

われる。

Figure 3.1-1 は Gresik 発電所へのガス供給ルートを示している。ガスは EMP と KODECOから供給されているが、EMP からのガス供給が 2005 年の 11 月に一時的に 10 mmscfd 減

少し、それ以降 Gresik 発電所には KODECO (95 mmscfd)と EMP (5 mmscfd) からの計 100 mmscfd のガス供給量となっている。

ガス供給不足により、PLTGU のブロック 1 並びにブロック 2 の 1 台はガス焚きを続け

られるが、残り 5 台のガスタービンは HSD 焚きを余儀なくされている。ブロック 3 の 3台のガスタービンは 2005 年 11 月以降も引続きガス焚きを行っている。

Karimunjawa Island

Jepara

Rembang

Semarang

200 K

M

.

Tuban

GFB

GFB

KODECO

MADURA

KODECO

Surabaya

KEPODANG

BP MURIAH

Bawean Island

TJP

BP

BP

W. KANGEAN FIELDPAGERUNGAN FIELD

RESERVES 1.5 TCF15 MMBBLS Condensate

Kangean Island

SIRASUN - TERANG0.9 TCF

KE-5100 BCF

70 KM

440 KM

C

J A V A

BALIPAITON ( PLN )2 x 400 MW COAL

L E G E N D :SUPPLY : DEMAND :

PIPELINES EXISTINGPLANNEDGAS FIELD

DUAL OIL / GASGASCOALCEMENT PLANTPETROCHEMICAL

C

PAITON ( IPP )2 x 615 MW COAL2 x 600 MW COAL

Probolinggo

GRESIK ( PLN )2 x 100 MW FUELOIL2 x 100 MW FUELOIL / GAS2 x 526 MW DIESEL / GAS1 x 526 MW GAS GRATI ( PLN )

342 MW GAS527 MW DIESEL/GAS

TAMBAK LOROK( PLN )300 MW FUEL OIL1000 MW GAS / DIESEL

TAJUNG JATI - B

PGN SurabayaPipeline System

Source: Presentation material provided by Gresik P/S

Figure 3.1-1 Distribution of Gas from Producer to UP. Gresik

2005 年 11 月時点での HSD 焚きガスタービンは以下の通りである。

Gas and HSD Firing Turbines for Combined Cycle Plant

PLTGU GT 1 GT 2 GT 3

Block 1 HSD HSD Gas

Block 2 HSD HSD Gas to HSD*

Block 3 Gas Gas Gas

Note: Gas to HSD from November 2005 Source: Gresik power station



調査団が Gresik 発電所を訪問した時点では、ブロック 2 は発電可能出力である 315 MWの負荷で運転されていた。この理由はガスタービン (GT-2-3) の空気圧縮機翼にクラッ

クが発生し、ガス焚きでは 40 MW HSD 焚きでは 30 MW に出力を制限しているためで

あった。このトラブルは 2005 年 3 月から続いており、部品が発電所に届く 2006 年 3 月

まで続く予定である。深刻な電力供給不足が起こった 2005 年 6 月 20 日時点で既にこの

トラブルは発生しており、145 MW の出力低下に相当する。発電所側から海外から調達

するこの種の発送期間は通常 1 年ほどかかるとの説明があった。

当該発電所では以下の改善案が考えられる。部品発送期間の半減化案

注：この案は発電可能出力の約 1/2 に相当する等価出力低下回復に寄与する。

出力増強案としては PLTU 1 号機、2 号機に対し以下の案が考えられる。 2 台の 200 MW クラスのガスタービン追加し、2 台の HRSG 追加し、既設の蒸気タ

ービン／発電機を活用するコンバインドサイクル (PLTGU 1-1-1 × 2 ブロック) を建設する案

(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

イラーは 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

発電した電力は 500 kV に昇圧して送電されている。環境対策として、高さ 200 m のコンクリート製煙突と電気集塵機は備えているが、脱硝

装置 (De-NOx) や IPP 発電所には設置されている脱硫装置 (De-SOx) は備えていない。石炭灰は PJB 専用の灰捨場で処理されており、2020 年までの灰捨場容量が確保されてい

る。副産物であるフライアッシュは Gresik Cement Co. に販売されている。Paiton 発電所



は PJB 全体の発電量の約 20%を占めている。主燃料は石炭であるが、起動時のウォーム

アップ用として負荷 25%まで HSD 油を使用している。現状では設計時石炭より水分が多いHHV 4,800 kcal/kgの低品位石炭で運転しているため、

1 台の予備ミルを含めて 5 台のミル（粉砕機）の全稼動を強いられており、運転の柔軟

性と余裕度の低下に直面している。

PLTU の 1 号機、2 号機はタービン翼の腐食が原因と思われる大幅な効率低下もしくは

熱消費率低下が発生している。特に PLTU 1 号機の発電可能出力は 390 MW で、これは

ボイラ MCR (maximum continuous rating) の余裕度もしくはタービンの保証流量から約

10%低下した値である。PLTU 2 号機は 400 MW の発電可能出力を有しているが、殆ど余

裕度は無い。しかし、両者の発電可能出力は上記の表に示した通り 400 MW に回復している。PLTU 1号機は 2005 年 6 月 20 日時点では PLTU 1 号機は 2005 年 2 月以降振動調整補修作業ため

停止していたが、今回の調査時では 1 号機、2 号機ともタービンの振動問題は発生して

おらず正常に運転されていた。

PLTU 1 号機、2 号機は過去 3 年間で 9 回の RH (Reheater) チューブ漏れを起こしており、

発電所側から「チューブ漏れは終段 RH チューブパネルの同一箇所で発生しており、

各終段RHチューブパネル 4枚をより高温部材のT21 (9 % Cr Steel) に交換しなければ

ならない。」との説明があった。また、このトラブルは低品位石炭を使うようになって

から発生したとのことであり、石炭燃焼状態に影響を及ぼしていると考えられる。

PLTU 1 号機、2 号機に関して以下のリハビリ・変更案が考えられる。 1) 初期温度上昇を含むミル（粉砕機）容量向上案 2) タービン翼の高効率タービン翼への取替え案 3) 終段 RH チューブパネル（4 枚）の高品位チューブへの取替え案

注：上記の 1)及び 2)案は既に JBIC の輸出金融プロジェクトとして PLN 内で準備中。

(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。主燃料は重油 (MFO: Marine Fuel Oil) であり、発電所から約 1 kmの距離にあるPertaminaのタンクからパイプラインで輸送されており、現時点では燃料供給に特に支障は無い。

PLTU 3 号機、4 号機の発電可能出力は約 30 MW まで低下しており、その理由は燃焼火

炎が背面の炉壁管や過熱器 (SH) に当たり、過熱器噴霧量の増量が必要となるため、負

荷制限を行っているためである。こうした負荷制限は Tanjung Priok 発電所の PLTU 3 号

機、4 号機で見られた事象と同じと思われる。現在の 30 MW の負荷制限運転データから

はこれ以上の出力低下は認められない。



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

PLTU 3 号機、4 号機のリハビリ・変更案として以下の案が考えられる。もし必要なら、燃焼システムの変更（改善）案及びタービンのリハビリ・変更案

注：燃焼システムの変更案は、近 Tanjung Priok 発電所の PLTU 3・4 号機で実施されており、その経

験が良い事例となる。この変更案が成功すれば、同様の変更案が他にも適用されるものと考えら

れる。

PLTU 3 号機、4 号機の出力増強案としては以下の案が考えられる。 200 MW クラスのガスタービン 1 台の追加、HSRG 1 台追加および既設の蒸気ター

ビン／発電機を活用したコンバインドサイクル化 (PLTGU 1-1-2)

注： 1) 2 台の 50 MW 蒸気タービンとのベストマッチングから見れば少し定格出力は高いが、コンバ

インド化には F タイプのガスタービンが適しているとも思われる。 2) 既設の PLTU 蒸気タービンを活用する出力増強案は Muara Karang PLTU 1 号機から 3 号機で適

用されたコンバインド化プロジェクトと類似している。

(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。

定格出力 720 MW の新しいコンバインドサイクルプラント（PLTGU ブロック 3）は PLTU 3 号機及び 4 号機に隣接し、現在解体中の PLTU 1 号機、2 号機の跡地に建設される予定

である。この新プラントは JBIC 融資（2003.3.31 L/A 締結済）案件であり、1,300°C ク

ラスの F 型ガスタービン 2 台、HRSG 2 台および蒸気タービン／発電機 1 台の構成とな

る予定である。

発電所へのガスは BP と契約し、ジャワ近海から供給されている。近年ガス供給量が減

少しており、不足分は HSD を使用している。



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

1972 年に建設された PLTU 3 号機、4 号機は過去から海水漏れによる蒸気タービン劣化

が発生し、通常より早い速度で出力低下が進行していた。そのため 1994 年に日本政府

の無償資金協力で中間負荷対応運転 (WSS: Weekly Start and Stop) 対応と熱効率を 29%から 32%に回復する改修工事を初に実施した。しかし政府の燃料政策の変更と改修し

なかった部品や設備の劣化により、3･4 号機はこの改修工事の後、4 年間しか運転され

ず、その後止まっていた。2005年の 6月から 9月及び 10月から 12月にかけて IP (Indonesia Power) は自己資金で、3 号機と 4 号機の燃焼システムの改修とボイラチューブの取替え

作業を完了したばかりである。2005 年 11 月時点で、これらのリハビリ工事と改修工事

を終えた 4 号機は安定した試験運転を行っているとのことであった。

PLTGU のコンバインドサイクルユニットに関する出力低下には恒久的なものと一時的

なものとがある。恒久的なものとしては、コンバインドの蒸気タービンの出力低下があ

る。定格出力 200 MW に対し、建設当初から 185 MW しか発電できない。現在 PLTGUとしての発電可能出力が 175 MW まで低下しており、冷却（海水もしくは半塩水）水流

制限が復水器の冷却容量不足を起こし、これが上述の出力低下 (25 MW) に繋がったと

思われる。

一時的出力低下としては、HSD の使用によるコンバインドサイクル用ガスタービンの出

力低下（各 5 MW）及び PLTGU ブロック 2 の GT-2-3 の発電機不都合による出力抑制 (10 MW)がある。GT-2-3 の発電機は発電機巻き線の初期不具合から 10 MW の出力抑制を行

っていた。GT-2-3 発電機の対策は今回調査団が訪問した時期に実施中で、現在は 115 MWまで回復している。ガスタービンは空気圧縮機の汚れにより経時的に性能が低下するが、

時期を得た翼洗浄を実施して、性能を回復させている。



以下のリハビリ案が考えられる。ブロック 1 及び 2 の ST-1-0 と ST-2-0 の復水器と冷却システムのリハビリ

注：この案を実施するには冷却水流を制限させている要素の詳細検討と解析が必要である。このリハビリを実施す

れば 25 MW × 2 基の出力回復が予想される。

以下の出力増強案が考えられる。 1 台の 200 MW クラスのガスタービン追加、1 台の HRSG 追加および既設の 2 台の

蒸気タービン／発電機 (ST-1-0, ST-2-0) を使ってのコンバインドサイクル化 (PLTGU 1-1-2)

注： 1) 2 台の 50 MW 蒸気タービンとのベストマッチングから見れば少し定格出力は高いが、コンバインド化には

F タイプのガスタービンが適しているとも思われる。 2) 既設の PLTU 蒸気タービン(ST-1-0, ST-2-0) を活用する出力増強案は Perak 発電所で提案している案と類似

している。

(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

PLTUの 1 号機、2 号機、3 号機は 2 台の 250 MWクラスのガスタービン及び 2 台のHRSGの追加と合わせてJBIC融資（2003.7.22 にL/A締結済）の下でコンバインドサイクル化す

ることが既に決まっている。まず 2 台のガスタービンをオープンサイクルモードで 2007年に運転を開始し、その後現在のPLTU 1 号機から 3 号機をボイラ解体のために停止し、

既設の 3 台の蒸気タービンのコンバインド化つなぎ込みの改修改造（2-2-3 系）を行う

予定である。

現時点では PLTU 1 号機から 3 号機まで定格出力の 100 MW に対し、各々90 MW まで出



力低下を起こしている。この 10 MW の出力低下は専らボイラの経年劣化によると思わ

れ、上記の出力増強計画で PLTU 1 号機から 3 号機の出力強化が計画されているので、

特にこの時点で出力低下対策は必要無いと思われる。

ガス焚き（ガス／HSD の二重燃焼方式）、ボイラチューブおよび AH エレメントの取替

えを含むリハビリ案は PLTU 4 号機、5 号機で近実施された。更に JBIC の輸出金融を

使って大幅なリハビリ工事を行うことが既に決まっている。このリハビリ工事には蒸気

タービン翼の取替え、復水器・ポンプ、励磁機・昇圧機、ボイラチューブ等の取替えが

含まれている。

調査団が PJB 本社を訪問した際、PJB 側から Muara Karang 発電所の PLTU 4 号機、5 号

機の冷却水用ポンプ室が度々浸水するので、ポンプシャフトを 1m 伸ばしたいとの要望

があった。その後調査団がMuara Karang 発電所に再訪問した際にこれを確認した。PLTU 5 号機は年点検の中で、また 2 台の CWP (Cooling Water Pump) は修理中で、PLTU 4号機は 4 号機、5 号機共有の CWP を使って運転されていた。

PLTGU ブロック 1 は二重燃焼方式（ガス／HSD）で設計されており、蒸気タービン (ST-1-0) の定格出力はガスタービンのピーク負荷運転時に対応し、大容量 185 MW とい

う大型で設計されている。現在の蒸気タービンの発電可能出力は HRSG での熱吸収低下

と関連した劣化により 160 MW となっている。

発電所向けのガスは BP と契約し、近海 (Java Sea) から供給されている。Muara Karang発電所向けのガス供給は順調であり、HSD を代替燃料として使用することは稀である。

ジャワ・バリ系統で深刻な電力供給不足が発生した 2005 年 6 月 20 日当日、PLTU 4 号

機は空気加熱器の点検で停止中、Semarang に PLTGU ブロックの蒸気タービン ST-1-0 も

定期点検で停止しており、PLTGU は 3-3-0 系でガスタービンのみシンプルサイクルで運

転されていた。

新しいリハビリ／改修計画及び出力増強計画は特に無い。

(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。

UBP Semarang は Tambak Lorok 発電所の全ユニットを管理する他に、Sunyaragi 発電所

及び Cilacap 発電所も管理している。Tambak Lorok 発電所全ユニットは通常中間負荷対

応で運転（WSS:Weekly Start and Stop：週末起動・停止）されている。

コンバインドサイクルプラントの全ガスタービンは二重燃焼方式で設計されているに

も拘らず、運転開始以来一度もガスを使ったことが無い。



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

PLTU 3 号機の Semarang リハビリ・ガス転換プロジェクトは JBIC 融資で 2006 年に着工

された。IP (Indonesia Power) 本社の関係者の話では、IP 側は 1 号機から 3 号機までの全

ての PLTU ユニットを対象としてリハビリ・ガス転換プロジェクトを一括提案したが、

結果的には 3 号機のみがインドネシア政府に承認されたとのことであった。

この PLTU 3 号機のリハビリプロジェクトには以下の項目が含まれている。 • ガス燃焼器を含むボイラー及び付属機器、AH 改修、1 台の BFP の追加 • HP/IP、LP 回転子、監視機器、全 I&C システムの改修などを含む蒸気タービンの改造 • 油密封ユニットの更新やリハビリ等を含む発電機・付属機器

PLTU 3 号機の SH/RH チューブについては 2005 年の定期点検で該当 SH/RH チューブの

取替えを既に行っている。

PLTU 1 号機、2 号機の発電可能出力は 100 MW の定格出力に対し約 90 MW で 10 MW の

出力低下を起こしているが、これは 1984 年以降加熱器 (SH) への火炎の侵食（フレー

ムアタックの一種）によるものである。性能試験報告書では極めて大幅な熱消費率劣化

が PLTU 1 号機、2 号機で起こっていると報告されている。従って PLTU 1 号機、2 号機

では 15 ~ 20 MW の出力低下に相当する本質的な性能劣化を生じていると考えられる。

Tambak Lorok 発電所ではガス焚きをしていないため、PLTGU ブロック 1 及びブロック 2の HRSG の伝熱面に煤塵が付着し、熱吸収が低下して煙突ガス温度が高めとなっており、

これが蒸気タービン (ST-1-0, ST-2-0) の出力低下の要因となっている。

PLTU 1 号機、2 号機の想定されるリハビリ案は以下の通り。 • ガス燃焼システムを含むボイラ・付属機器の改修



• HP/IP ローター及び LP 回転子の更新を含む蒸気タービンの改修 • 油密封ユニットの更新・改修を含む発電機・付属機器の改修

注：リハビリ案の内容は PLTU 3 号機で行われるものとほぼ同じ内容である。

PLTU 1 号機、2 号機の想定される出力増強案は以下の通り。 200 MW クラスのタービン 1 台追加、1 台の HRSG 追加および既設の 2 台の蒸気タ

ービン／発電機を利用したコンバインドサイクル化 (PLTGU 1-1-2)

注： 1) 2 台の 50 MW 蒸気タービンとのベストマッチングから見れば少し定格出力は高いが、コンバインド化には

F タイプのガスタービンが適しているとも思われる。 2) 既設のPLTU蒸気タービン (ST-1-0, ST-2-0) を活用する出力増強案はPerak発電所に対する提案と類似して

いる。

(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。

Tab;e 3.1-11 Main Features for Grati 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-1-1 112.45 100.75 100.0 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)

ガスタービンは 3 種類の定格出力、即ちベース負荷時ガス焚きでは 112.45 MW、ピーク

負荷時ガス焚きでは同じく 118.59 MW およびベース負荷時とピーク負荷時油焚きでは

100.75 MW となっている。一方、蒸気タービン (ST-1-0) は定格出力 198.87 MW で設計

され、油焚き時の発電可能出力は 159.58 MW である。従って、PLTGU ブロック 1 では

油焚きの定格出力は 462 MW で PLTG ブロック 2 では同 306 MW となる。

IP 側からの説明では、P3B は PLTGU ブロック 1 と PLTG ブロック 2 は当面中間負荷対

応の運転を続ける意向であるとのことであった。また、Grati 発電所にブロック 3 として

IPP によるコンバインドサイクルプラントを将来増設する計画があり、既に用地は敷地

内に確保されている。現在の冷却水（海水）取水用の水路幅もこの増設に足りる程十分

に広い。



PLTGU のブロック 1 及び PLTG のブロック 2 のガスタービンは元々ガス／HSD の二重

燃焼方式で設計され、ガスパイプラインも発電所まで敷設されているにも拘らず、ガス

タービンは今に至るまで、ガスを使ったことが無い。

深刻な電力供給不足が起こった 2005 年 6 月 20 日の当日は、ブロック 1 及びブロック 2の運転は燃料供給トラブルで停止していた。この運転停止による損失出力は全部で約

760 MW に相当し、当日のジャワ・バリ地域の発電出力低下のかなりの部分をしめてい

た。

出力増強計画では以下の案が考えられる。既設の PLTG ブロック 2 の 3 台のガスタービンに 3 台の HRSG と 1 台の蒸気ター

ビン／発電機を増設してのコンバインドサイクル化（3-3-1 系）注： 1) IP はブロック 2 に隣接するサイトにブロック 3 としてコンバインドサイクルプロジェクトを IPP 開発で

開発する計画を持っているので、この案の実現性は低いかも知れない。 2) この案は追加燃料無しで 160 MW の出力増が期待できる。

(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)

Suralaya 発電所はインドネシアでの初の石炭焚き発電所であり、3,400 MW という巨大

な定格出力を有している。発電所には 7 台の PLTU（一般火力）があり、その内訳は定

格出力 400 MW が 4 台と定格出力 600 MW が 3 台である。1 号機から 7 号機までの 7 台

のボイラは全て B&W (USA) 製で同 7 台のタービン／発電機は MHI/MELCO（三菱重工

／三菱電機）製である。PLTU 1 号機から 7 号機まで全てベース負荷対応運転を行って

おり、通常 3,220 MW (270 MW × 4 + 580 MW × 3)の電力をジャカルタ地区に送っている。

7 台のボイラは Sumatera Bukit 石炭を対象に設計されたが、近年 Sumatera での石炭産出

が減少しているため、Kalimantan の低品位石炭と混合して使用せざるを得ない状況にあ

る。設計石炭の HHV は 5,100 kcal/kg で水分含有率は 23.6%であるが、Kalimantan 石炭



では HHV が 4,225 kcal/kg、水分含有率 28.3%の石炭も含まれている。一応 HHV 4,800 kcal/kg となるよう混合しているが、1 台の予備ミルを含めて全 5 台のミル（粉砕機）を

使わざるを得ない状況である。5 台ミル全ての稼動は石炭の粉砕能力という観点から見

れば余裕度が非常に低くなり、低品位石炭を使っている限りこの状態は継続する。 Suralaya 発電所では SH（過熱器）や RH（再熱器）のチューブ漏れトラブルの経験を有

し、自身でその補修も行って来た。

深刻な電力供給不足が発生した 2005 年 6 月 20 日の当日、PLTU 2 号機は SH 及び RH チ

ューブ部品の取替えのため長期間運転停止中であり、また、PLTU 4 号機もたまたまチ

ューブ漏れのトラブルが発生し運転停止に追い込まれていた。従って 2005 年 6 月 20 日

当日は 800 MW の電力が発電所から送電できなかった。調査団が 2005 年 11 月に発電所

を訪問した際には、PLTU 1 号機が SH/RH チューブ部品取替え工事中で運転を止めてい

た。このような SH/RH チューブの取替えは残りの PLTU 3 号機、4 号機でも今後必要に

なってくると思われる。

調査団が発電所から入手した性能試験データは、蒸気タービンの熱効率は現時点でやや

低下し、それに伴って発電可能出力も若干低下していることを示していた。回転予備

(Spinning Reserve) として 5%の過負荷運転による出力増を図る場合には、より高効率の

タービン翼に取り替える必要があると思われる。

PLTU 1 号機から 4 号機に対し、調査団として以下のリハビリ／改修案を提案したい。 1) 一次空気温度上昇対策を含むミル能力の増加改修案 2) 高効率のタービン翼への取替えを含むタービン性能向上案 3) 特に PLTU 3 号機と 4 号機に対して、SH/RH の取り替えリハビリ案

しかしながら、上記の全てのリハビリ/改修案は既に JBIC の輸出金融案件として予定さ

れているので、今回調査団から Suralaya 1 号機から 4 号機に対する提案は無い。

(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。

11 基のディーゼル発電機の合計定格出力は 75.82 MW であるが、2005 年 12 月現在の発

電可能出力は定検直後の 1 号機を含めて 60.9 MW まで経年劣化している。シンプルサイ

クル運転のガスタービン(PLTG) については、4基の定格出力合計 125.45 MWに対して、

2005 年 12 月現在の発電可能出力は同様に 109.7 MW まで経年劣化している。



Table 3.1-13 Main Features for Pesanggaran Power Station Operation Status of 20/06/2005



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

以下の図はバリ島での電力供給バランスを示す。

A COMPARISON OF

MAXIMUM PEAK LOAD to BALI SUPPLY CAPACITY (21st May 20904)

Total Capacity 503.55 MW

0

100

200

300

400

500

0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 18:30 19:00 19:30 20:00 20:30 21:00 22:00 23:00 24:00

Time

MW

Load of Bali System

DGs Pesanggaran 51.88 MW

GTGs Pesanggaran 109.67 MW

GTC Gilimanuk 132.00 MW

Sea Cables 210.00 MW

Peak Load = 374.3 MWon 19:00 local time

Source: Bali Presentation Material “Bali Generation Business Unit”

UBP Bali Max. Peak Load to Supply Capacity 上図からバリ島 2004 年の電力供給状況は以下通り。ピーク電力需要 374 MW 日負荷需要 200 ~ 260 MW バリ島発電可能出力 294 MW

従って、ピーク負荷時間帯ではジャワ島からの送電線による電力供給を常時必要とす

る状態である。



以下は 2004 年のバリ島発電所の運転パターンである。 Pesanggaran 発電所ピーク負荷時間帯以外 = 65.0 MW ピーク負荷時間帯内 = 110.0 MW Gilimanuk 発電所ピーク負荷時間帯以外 = 80.0 MW ピーク負荷時間帯内 = 100.0 MW

バリ島では電力需要は過去数年で毎年 10%程伸びており、現在の需給バランスのギャッ

プを埋めるためには毎年 35 MW ~ 40 MW の電力供給増が必要となる。

従って、例えば PLTG 3 号機、4 号機に 2 台の HRSG と 1 台の蒸気タービンを追加して

コンバインドサイクル化する案などはバリ島における地元発電所からの電力供給不足

を解消する効果的な案と思われる。

以下に考えられる PLTG 3 号機、4 号機の出力増強案を示す。 PLTG 3 号機、4 号機に 35 MW クラスボトミングプラント HRSG × 2 缶と蒸気ター

ビン × 1 台を追加するコンバインドサイクル化 (2-2-1) 案

(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


Capacity


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

前述のように、Gilimanuk 発電所は殆どベース負荷対応で運転されている。1 台の HRSGと 1 台の蒸気タービンを追加してコンバインドサイクル化することも、バリ島の（地元

発電所からの）電力供給不足を解消するのに効果的と思われる。この案を実行するには

追加の建設用地とボトミングプラント用の新たな冷却水が必要となるが、HSD 供給シス

テムを補強する必要は無い。

以下に考えられる PLTG１号機の出力増強案を示す。 PLTG#1 に 60 MW クラスのボトミングプラント HRSG 1 缶と 1 台の蒸気タービン

を追加してコンバインドサイクル化 (1-1-1) 案



(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



PLTG #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

PLTG 1 号機、2 号機の上記コンバインドサイクル化は PLN によれば延期されたとのこ

とである。当該発電所に関しては出力回復・増強に繋がる提案は無い。

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。 ① 既設プラント（コンポーネント）の余寿命評価並びに寿命延長 • 既設蒸気タービンローターの更新の有無 • 既設発電機固定子の巻き直しの有無 ② 既設タービンの蒸気条件の適用性 • 既設 50 MW機及び 100 MW機の蒸気条件：88 kg/cm2g × 510°C • コンバインドプラント転換用排ガスボイラの 1 ドラム設計 ③ ガスタービンと既設蒸気タービンの容量適合性 • コンバインドプラントの容量比： GT 出力 2 : ST 出力 1 • 既設 ST 容量が決まっている場合、適正な GT の選定 • 高性能には既設蒸気タービンを改造



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 －－

Suralaya 石炭焚き#1－#4 400 MW 機、Muara Karang #4－#5 ガス転換 200 MW 機並びに

Paiton 石炭焚き#1 & #2 400 MW 機については、PLN 承認のリハビリ計画案が既に JBIC円金融案件として提案されている。また、Muara Karang #1－#3 各 100 MW 蒸気タービ

ンを利用した 720 MW 級コンバインドプラント転換案は、円借款案件として承認されプ

ロジェクト化が完了している。従って、これらの発電所に対しては、本 JICA 調査団か

ら基本的に新たな提案はない。 Gresik PLTU #1 及び #2 のコンバインドサイクル転換案については、PLN の関係者に打

診したところ、日本政府の無償資金協力でリハビリを実施したばかり（2000 年）であり、

コンバインドサイクル化に伴う既設ボイラの撤去は受入れ難いとの回答により、今回の

提案から除くこととした。 Paiton 発電所については、終 RH パネル 4 枚の更新の Modification 提案を残したが、

これは、この種のボイラチューブリークは長期のプラント停止を引起す要因となりうる

からである。



3.1.1.4 油減らし案の追加提案本調査研究の主テーマは、容量回復 (Capacity Recovery)、出力上昇 (Uprating) 並びに増

出力 (Repowering) である。 ① 原容量を回復あるいは出力アップするリハビリ案・Modification 案 ② ある容量（出力）を追加するリパワリング案 ③ 実務的な補修工事・定検による発電量を回復させる Modification 案 ④ 余寿命評価による非常停止を減少させる予防的リハビリ案これらのコンセプトに基づき、第 1 回ワークショップにおいて、上記の Table 3.1-16 に

示す第 1 次提案を行った。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.

100MW (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.

60MW (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.

24MW (65-20-21)

これらの三つの油減らし案について、その効果を概略計算した結果は次の通りである。 ① UBP Semarang： T.Lorok, Sunyaragi, Cilacap 各発電所 T.Lorok PLTU #1 & #2: 50 MW × 2÷0.3 = 330 MWf Sunyaragi PLTG #1 - #4 Total 80 MW, Cilacap PLTG #1 & #2 29 MW × 2, 138 MW÷0.28

= 490 MWf New GT for C/C 238 MW÷0.34 = 700 MWf



MW Gain (238 - (80 + 58) =) + 100 MW (700 GWh/y) Oil Reduction (700 - (330 + 490) =)Δ120 MWf (Δ80 kton/y) 従って、UBP 単位で、100 MW のゲインと 80 k-ton/y の油節約が可能

* MWf とは、MW thermal の意で、熱量の単位である。

② UBP Perak/Grati： Perak, Grati 各発電所 Perak PLTU #3 & #4: 50 MW × 2÷0.3 = 330 MWf Grati PLTG B-II ST 160 MW, GT 110 MW × 3÷0.32 = 1030 MWf MW Gain (160 MW - 100 MW=) + 60 MW (420 GWh/y) Oil Reduction (1030 - (1030 + 330) = Δ330 MWf (Δ220 kton/y) 従って、UBP Perak/Grati単位では、60MW の出力ゲイン 60MW 並びに 220 k-ton/y の

油節約が期待できる。この場合、油節約とは、MFO (Marine Fuel Oil) のことである。 ③ UBP Bali：Gilimanuk, Pesanggaran 各発電所 Pesanggaran PLTU #1 & #2: (20 + 21) MW÷0.28 = 145 MWf Gilimanuk + ST 65 MW: GT 132MW÷0.33 = 400 MWf MW Gain (65 MW - (20 + 21)) = +24 MW (168 GWh/y) Oil Reduction (400 - (400 + 145)) = Δ145 MWf (Δ97 kton/y) 従って、UBPバリ単位で、24MWのゲイン並びに97 k-ton/y の油節約が期待できる。 UBP バリについては、更に追加して Pesanggaran 発電所のディーゼル発電#1-#4 停

止すれば、油減らしを大化できる思想が出てくる。この案につては、後掲の第 4.1.1章で検討する。

従って、三つのリパワリング計画案を残し、それらに対応する三つの油減らし案を詳細

検討用として残し、第 4 章で詳しく技術的並びに経済的な検討を行う。これらの 6 つの計画案を Table 3.1-18 にまとめた。

Table 3.1-18 Final Proposals for Further Study

Power Station Proposed Plan MW Gain Tambak Lorok One block of C/C conversion (PLTGU 1-1-2) of PLTU #1 & #2 STs 250 MW (GT) Grati One block of C/C conversion (PLTGU 3-3-1) of PLTG Block 2 GTs 160 MW (ST) Gilimanuk One block of C/C conversion (PLTGU 1-1-1) of PLTG GT 65 MW(ST) UBP Semarang One block of combined cycle conversion plan (PLTGU 1-1-2) consisting

of a newly installed GT instead of the existing Sunyaragi’s and Cilacap’s PLTGs, a HRSG and the existing two STs

100 MW (238-(80+58))

UBP Perak Grati

One block of combined cycle conversion project (PLTGU 3-3-1) combining the existing three Grati BLK 2 GTs, newly installed three (3) HRSGs and one (1) ST instead of the existing two Perak STs

60+αMW (160-100+GT uprating)

UBP Bali One block of combined cycle conversion project (PLTGU 1-1-1) combining the existing Gilimanuk GT, a newly installed HRSG and a newly installed ST instead of two Pesanggaran PLTG #1&#2 GTs.

24MW (65-20-21)



3.1.2. 水力発電設備 3.1.2.1. 調査対象発電所の位置

(1) Saguling

Saguling 発電所は Java 島西部の Bandung 市の西およそ 25 km の Citarum 川上流部に位置

する。位置詳細は添付資料 HY-1 の通りである。

(2) Cirata

Cirata 発電所は Java 島西部の Bandung 市の北西およそ 30 km の Citarum 川中流部に位置


(3) Soedirman

Soedirman 発電所は Java 島中部の Yogyakarta 市の北西およそ 90 km の Serayu 川中流部に

位置する。位置詳細は添付資料 HY-2 の通りである。

(4) Sutami

Sutami 発電所は Java 島東部の Malang 市の南西およそ 40 km の Brantas 川上流部に位置


3.1.2.2. 調査対象発電所における発電設備の仕様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

注）発電所の定格出力 (Rated Capacity) について Saguling, Cirata, Soedirman 各発電所の定格出力 (Rated Capacity) が以下に示すように従来のデータと少し異

なるところが見受けられる。これは当初の発電所計画時点で設計した定格出力に対して、現状においては発電機の定格容量 (kVA) に定

格力率を掛けた値を UNIT あたりの定格出力 (kW) として算定しているためと思われる。計画当初の定格出力の数値は将来の劣化を見込んで通常、計算上の数値に対し少し余裕をみて小さめに設定

する（つまり機械自体の出力は多少大きめに設定されている。）ため上述のような逆算をすると見かけの定

格出力が増加するものと判断される。



Rated Capacity

発電所名当初計画時定格出力

今回確認した

定格出力発電機定格容量定格

力率

計算上の発電機定格出力

Saguling 700 MW 700.72 MW 206.1 MVA * 4 0.85 206.1 * 0.85 = 175.18 * 4Cirata 1000 MW 1008 MW 140 MVA * 8 0.9 140 * 0.9 = 126 MW * 8 Soedirman 180 MW 180.9 MW 67.01 MVA * 3 0.9 67.01 * 0.9 = 60.3 * 3

この資料における発電所の定格出力は現在インドネシアでの採用値とした。

各発電所の単線結線図を添付資料 HY-4 ~ HY-7 に示す。

3.1.2.3. 発電設備の現状と発電出力の低下量とその原因

(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。この点について 2004 年のオーバーホール時、ランナのギャップ測定，主軸のアライメ

ントを実施したが異常はなかった。自動電圧調整装置 (AVR) および調速機 (GOV) の制御部分が陳腐化している。 Saguling はジャワ・バリ系統システムの周波数調整をする LFC (Load Frequency Control)の機能を有している。運転停止および LFC 指令による出力制御は発電所コントロール室

で実施される。 LFC 運転のため出力の変更に即応出来るよう余裕を持たせて運転している。従って、50 ~ 60%程度の低負荷での運転が多く、水車効率面から見ると効率の悪い運転である（水

車の効率特性は通常 90 ~ 95%出力点で高の効率となるよう設計されるため、低負荷側

では効率が悪い）。水質悪化のため、冷却水システムに不具合（漏水，腐食）があり、順次冷却装置の取替

え配管の取替えを実施している。 1 号機ドラフト点検通路から多少の漏水はあるが、特に大きな問題となるものではない。放水路からのH2S（硫化水素）ガスにより発電所本館内のリレーに接触不良を起こすこ

とがあり、定期的に接点を磨いている。 2002 年、主要変圧器にトラブルが発生し、1 相分が取替えられている。 Unit 4 の水車ランナが新しいものに取替えられ、交換したランナは予備として保管され

ている。



新ランナは近の CDF (Computer Fluid Dynamic) technologyを用いた新の設計技術に

より効率特性が従来のものより格段に改善さ

れ、同一水量では出力が 2 ~ 3%の上昇が見込め

るが、発電機および主要変圧器の容量面での課

題があるため（保証出力の OVER）出力は現状

通りとし、発生電力量の増加を見込むことが現

実的である。 Saguling の場合 4 台の水車ランナを取替えるこ

とにより、年間発生電力量が 40,000 MWh 程度

増加することが期待出来る。右図に効率特性（例）の比較を示す。注）本図は旧設計時の水車高効率点を 1 とした場合の相対効率を示す。

設備の停止状況を次表に示す。

Table 3.1-20 Annuals Scheduled Outage and Forced Outage Hour (Saguling) Year Scheduled outage Forced outage Remarks

Unit 1 442.74 5.2 Unit 2 754.97 1.0 Unit 3 358.05 0 Unit 4 1795.58 0

2000

Average ― 1.55 Unit 1 4.5 5.69 Unit 2 698.37 3.99 Unit 3 965.82 2.9 Unit 4 117.87 5.83

2001

Average ― 4.60 Unit 1 4609.6 0 Unit 2 1803.72 0.87 Unit 3 389.83 2.83 Unit 4 281.83 6.02

2002


2003


2004

Average ― 21.77 Unit 1 550.5 0 Unit 2 446.97 27.45 Unit 3 315.88 34.25 Unit 4 137.52 8.17

2005

Average ― 17.47

Source; INDONESIA POWER data

次図に各号機の計画停止および事故停止時間の推移を示す。

Improvement of Turbine Efficiency (Sample)

0.8

0.85

0.9

0.95

1

1.05

0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1

Relative Output

Rel

ativ

e ef

fcie

ncy

Old DesignNew Design



0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

2000 2001 2002 2003 2004 2005

Year

Hou

r

Unit1 Unit2Unit3 Unit4

Saguling Scheduled Outage Hour

05

101520253035404550

2000 2001 2002 2003 2004 2005Year

Hou

r

Unit1 Unit2Unit3 Unit4

Saguling Forced Outage Hour

2002 ~ 2003 年に 1 号機の計画停止時間が特に長いのは、主要変圧器の修理のためである

と判断される。近の平均事故停止時間が増加傾向にあるが、これは制御装置の予備品の欠落によるもの

であるとのコメントを IP 社から得た。

(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。水質悪化のため冷却水システムを閉鎖循環型への変更を計画している。 Cirata はジャワ・バリ系統システムの周波数調整をする LFC (Load Frequency Control) の機能を有している。運転停止および LFC 指令による出力制御は開閉所コントロール室で

実施される。 LFC 運転のため出力の変更に即応出来るよう余裕を持たせて運転しているため 50%程

度の出力での運転が多く、水車効率面から見ると効率の悪い運転である。（水車の効率

特性は通常 90 ~ 95%出力点で高の効率となるよう設計されるため、低負荷側では効率

が悪い。）運転台数を減らし、1 台あたりの運転出力を増加させることにより効率上昇を図るよう

P3B に働きかけているとのコメントがあった。



過去には発電機のコイルに重大な異常が見られ一部コイルの取替えが実施されている。 8 号機のガイドベーンサーボモーターの緩閉鎖用スプリングが破損したままで運転して

いる。他号機にも同様のトラブルが発生しないか心配している。水車のランナはキャビテーションによる壊食も少なく溶接補修は実施されていない。 5 号機の水車内部を点検する機会があり、スパイラルケース，ガイドベーン，ステイベ

ーン，インレットバルブ，ランナー，ドラフトチューブ等をチェックした。内部は非常

に良好な状態でありコロージョンもほとんど無く、また、ランナについてもキャビテー

ションによる壊食も見られなかった。入口弁からの漏水も皆無であった。近の平均事故停止時間は 1997，1998 年に比較して大幅に減少している。

これは、2 期の運転開始時の初期故障が終息し、安定運転期に入っているものと考えら

れる。

Cirata のネックは発電機コイル間接続部にあるのではないかと考えられ、定期的な部分放電（コ

ロナ放電）に対する監視が有効と考えられる。発電機コイルの接続部については 1 ~ 4 号機については既に半田付け方式からロウ付け方式に

修理済で、5 ~ 8 号機については当初からロウ付け方式が採用されているのでこの点については

問題はないと考えているとのコメントを PJB 社から得た。

設備の停止状況を下表に示す。

Table 3.1-21 Analysis Scheduled Outage and Forced Outage Hour (Cirata) Scheduled outage Forced outage Remarks Year

Unit 1 1556.24 13.33 Unit 2 904.42 23.23 Unit 3 1391.23 34.1 Unit 4 1174.18 19.75 Unit 5 672.95 209.45 Unit 6 308.74 107.35 Unit 7 - - Unit 8 - -

1997

Average 62.7 Unit 1 156.43 41.07 Unit 2 258.92 3.21 Unit 3 0 40.26 Unit 4 6600 0 Repair the stator winding Unit 5 576.08 76.2 Unit 6 395.68 504.11 Unit 7 302.17 0 Unit 8 312.42 0

1998

Average - 83.11 Unit 1 417.83 56.15 Unit 2 404.0 0 Unit 3 1271.33 2.23 Unit 4 415.8 0 Unit 5 653.55 0 Unit 6 524.05 0.55 Unit 7 792.5 8.87 Unit 8 656.48 0

1999

Average - 59.04 2000 Unit 1 3001 22.73 Repair the stator winding



Scheduled outage Forced outage Remarks Year Unit 2 0 15.55 Unit 3 2752.04 11.77 Repair the stator winding Unit 4 419 8.53 Unit 5 0 45.33 Unit 6 0 38.0 Unit 7 0 59.68 Unit 8 374.72 29.9

Average - 28.94 Unit 1 4577.45 8.64 Repair the stator winding Unit 2 2618.01 0 Repair the stator winding Unit 3 6658.5 3.93 Repair the stator winding Unit 4 259.48 2.97 Unit 5 252.17 7.08 Unit 6 47.5h 0 Unit 7 142.85 18.01 Unit 8 112.25 5.93

2001

Average - 4.74 Unit 1 677.41 0 Unit 2 2075.86 6.0 Repair the stator winding Unit 3 4498 64.76 Repair the stator winding Unit 4 450.08 5.4

2002

Unit 5 427.53 9.58 Unit 6 370.37 3.61 Unit 7 344.5h 3.78 Unit 8 373.25 0.55

2002

Average - 11.71 Unit 1 0 2.25 Unit 2 0 0 Unit 3 8760 0 Repair the stator winding Unit 4 748.8 24.43 Unit 5 965.95 34.57 Unit 6 752.17 4.38 Unit 7 0 1.42 Unit 8 778.42 2.37

2003

Average - 8.68 Unit 1 465.76 5.27 Unit 2 774.68 0.47 Unit 3 1488.01 22.7 Repair the stator winding Unit 4 0 0 Unit 5 272.6 0 Unit 6 347.5 9.0 Unit 7 1032.58 0.48 Unit 8 650 14.68 Repair the stator winding

2004

Average - 6.58 Unit 1 224.67 37.64 Unit 2 202.03 9.97 Unit 3 509.21 26.38 Unit 4 561.18 1.95 Unit 5 0 0.37 Unit 6 0 18.19 Unit 7 417.12 17.26 Unit 8 3652.06 0 Repair the stator winding

2005

Average - 13.97

Source; PJB data

下図に各号機の計画停止時間および事故停止時間の推移を示す。



01000

20003000

4000

5000

60007000

8000

9000

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005Year

Hou

r

Unit1 Unit2 Unit3Unit4 Unit5 Unit6Unit7 Unit8

Cirata Scheduled Outage Hour

0

100

200

300

400

500

600

1997 1999 2001 2003 2005Year

Hou

r

Unit1 Unit2 Unjt3Unit4 Unit5 Unit6Unit7 Unit8

Cirata Forced Outage Hour

Units 1, 2, 3, 4 および 8 についてステータコイルの修理（コイルの取替えおよび接続部

の修理）が実施されている。コイルの取替えに関しては 3 号機は全数、他号機は部分的とのことであった。 3 号機は 2002 年にコイルを焼損している。また、8 号機は発電機上部のケーブル支えの

破損により、ケーブルがロータに巻き込まれてショートし、コイルを焼損した。特に、3 号機は 2000 年後半から 2002 年にかけて、コイル接続部の真鍮化を実施し、ま

た、2003 年一杯および 2004 年初頭にかけてコイルの修理・全取替えを実施しており、

非常に長時間の停止をしている。 3 号機の停止期間が特別長いのは修理契約に時間を要したとのコメントがあった。

(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。設備の停止状況を下表に示す。



Table 3.1-22 Analysis Scheduled Outage and Forced Outage Hour (Soedirman) Scheduled outage Forced outage Remarks Year

Unit 1 184 1.9 Unit 2 201.03 0.25 Unit 3 220 0

1995

Average - 0.72 Unit 1 131 0.77 Unit 2 98 0 Unit 3 268 0.38

1996

Average - 0.38 Unit 1 103.17 0 Unit 2 82.25 0 Unit 3 105.53 0.65

1997

Average - 0.22 Unit 1 81.15 0 Unit 2 82.88 0.52 Unit 3 135.33 4.77

1998

Average 1.76 Unit 1 0 0 Unit 2 0 0 Unit 3 0 0

1999

Average - 0 Unit 1 8.8 4.42 Unit 2 4.67 0 Unit 3 6.0 0

2000

Average - 1.47 Unit 1 241.17 97.92 Unit 2 149.57 45.53 Unit 3 119.92 0

2001

Mean - 47.82 Unit 1 71.5 0 Unit 2 108.33 3.17 Unit 3 147.57 2.77

2002

Average - 1.98 Unit 1 145.5 0 Unit 2 332.58 0 Unit 3 141.32 0

2003

Average - 0 Unit 1 128.8 0 Unit 2 107.85 8.63 Unit 3 247.9 5.48

2004

Average - 4.7 Unit 1 205.4 0 Unit 2 130.0 0 Unit 3 113.27 1.95

2005

Average - 0.65

Source; INDONESIA POWER data




0

50

100

150

200

250

300

350

1995 1997 1999 2001 2003 2005Year

Hou

r

Unit1Unit2Unit3

Soedirman Scheduled Outage Hour

0

20

40

60

80

100

120

1995 1997 1999 2001 2003 2005Year

Hou

r

Unit1Unit2Unit3

Soedirman Forced Outage Hour

計画停止に関しては、一時非常に簡素化されていた時期があったが、近年は再び点検の

綿密化が図られている。 2001 年の長時間トラブルは主回路母線の故障による。事故停止は非常に少ない。

定期点検の周期の再見直しについて検討の余地がある。

(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。特に乾季でダム水位が低下した時にダム湖内に発生した“あおこ”の影響で推力軸受の

冷却装置に詰りを生じ頻繁に清掃が必要となっている。 2004 年 10 月の 1 号機オーバホール点検時にメーカによりステータコイルの余寿命診断

が実施され余寿命は残り 2 年と判定されている。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。



ステータコイルの診断結果については設備の有効利用の観点から今後の参考とすること

とし、定期点検時にコイルのテスト（PI 値，Tan δ，コロナ等の計測値）結果を注意深く

見守ることで当面の改修は実施しない方向とすることで良いと判断する。 Sutami のような比較的小出力機 (35 MW) では系統への影響度や経済性も配慮して事後

保全的な考えを採用することも大切と考えられる。

設備の停止状況を下表に示す。

Table 3.1-23 Analysis Scheduled Outage and Forced Outage Hour (Sutami) Scheduled outage Forced outage remarks Year

Unit 1 112.88 0 Unit 2 133.12 0 Unit 3 119.4 0

2001

Average 0 Unit 1 129.75 0 Unit 2 129.35 0.51 Unit 3 132.65 21.8

2002

Average 7.44 Unit 1 144 2 Unit 2 138.71 11 Unit 3 192 0

2003

Average 4.33 Unit 1 120 0 Unit 2 96 0 Unit 3 744 0

2004

Average 0 Unit 1 72 0 Unit 2 48 0 Unit 3 96 0

2005

Average 0


0

100

200

300

400

500

600

700

800

2001 2002 2003 2004 2005Year

Hou

r

Unit 1Unit 2Unit 3

Sutami Scheduled Outage Hour



0

5

10

15

20

25

2001 2002 2003 2004 2005Year

Hou

r

Unit1Unit2Unit3

Sutami Forced Outage Hour

近の 6 年間における事故停止の回数、時間は他所に比べて非常に少ない。この点にお

いては適切な運転・保守業務が実施されているためと判断される。

3.1.2.4. 過去の修理実績

(1) Saguling

水質問題から水車および発電機の冷却器が腐食により漏水が発生し冷却器チューブの

材質を Cu(90%) + Ni(10%)のものに順次取替、修理している。また、更に耐腐食性に優

れた Cu(80%) + Ni(20%)のものに変更する計画がある。材質は Bandung 工科大学に研究

依頼し選んだとのことであった。また、冷却配管も順次取替えている。 1 号主要変圧器（1 相分）が損傷したため取り替えている。コントロール室の制御システムについて新のコンピュータシステムに取替え済みである。

4 号機ランナを取り替えている。これにより水車効率が上昇したが、発電機および主要

変圧器の定格出力を超えないよう運転している。保護リレーについても順次新型に取り替えている。

(2) Cirata

主要な修理事項は発電機ではステータコイルの修理が挙げられる。また、水車では主軸

封水装置修理が挙げられる。その他はマイナーな項目であり、現在は全体として順調であると判断される。

(3) Soedirman

営業運転開始後順調に運転を続けており大きな修理は実施していない。ランナのキャビテーション壊食は深さが 5 mm 以上となった場合溶接補修するが大きな

補修量とはなっていない。また、キャビテーションによる年間の壊食量は 0.5 kg 程度で

ある。



(4) Sutami

全体として建設当初の設備をそのまま使用しており、主要部品の修理としては水車ラン

ナのキャビテーション壊食の溶接修理程度である。ランナの修理としては主として表面保護のためのコーティングを実施しており、キャビ

テーション壊食が深くなると溶接補修する。予備ランナを点検する機会があり状態を確認したが、壊食量も比較的少なく今後も十分

使用に耐えると判断される。 3.1.2.5. 将来の修理計画

(1) Saguling

発電所本館内のリレーの接点が硫化水素ガスにより不具合を起こすので無接点形の設

備にしたいとの意向がある。自動電圧調整装置および調速機制御装置の制御用部品が陳腐化しており、予備品の入手

が困難になっているため取り替えたいとの意向がある。

(2) Cirata

水質問題から冷却水システムの腐食が進んでおり、閉鎖循環型システムへの変更計画が

ある。また、コントロール室に設置されている制御用コンピュータが陳腐化しており、予備品

の入手も難しくなってきつつあるので取り替えたいとの意向がある。併せて監視盤も取

り替えたいとのことであった。

(3) Soedirman

設備は現状問題を起こしていないが、自動電圧調整装置、調速機、発電所制御用のモジ

ュールが陳腐化しており、部品の入手が困難となっているので来年以降順次取替えを計

画している。

(4) Sutami

154 kV 系統並列用遮断器が 30 年を経過し陳腐化し予備品の補給が困難になっているこ

とおよび空気漏れをおこしていることから早急に取替えが必要になっている。同一構内にある P3B 社の遮断器は既に SF6 ガス遮断器に取替えられている。水質問題から冷却システムに腐食が進んでいるため配管系等を取替えるとともに、頻繁

に清掃が必要となっている発電機軸受け油クーラの位置変更が計画されている。水車ランナの取替えにより効率上昇が期待できるので、発電機コイルの巻替えによって

出力増加が可能か検討していきたいとのコメントがあった。調速機および自動電圧調整装置が陳腐化しているため取替えを計画している。



遮断器については、これが故障すると発電機を系統に並列させることが不可能になり運転

出来なくなるため早急の取替えを要する。水車の効率については、近の設計手法の進歩により効率改善が顕著で以前の設備に比べ

て少なくとも 2 ~ 3%は効率が上昇する。しかしながら、出力アップをねらうとすれば、発電機および主要変圧器に多大の影響を与

えるため慎重な検討が必要である。むしろ出力は現状のままとし効率上昇分を kWh の増

加としてとらえることが better と考える。これによる年間発生電力量の増加は 9,000 ~ 13,500 MWh が見込める。

3.1.2.6. 貯水池の現状と課題

(1) Saguling

Saguling貯水池のあるCitarum川は、バンドンを流域内にもち、南東から北西方向へ流

下し、ジャカルタの東部でジャワ海に注ぐ西ジャワ大の河川である。流域面積は 6,000 km2で、琵琶湖の集水域の約 2 倍の広さを持つ。Sagulingダムは、このCitarum川にカス

ケードで開発された 3 ダムのうちも上流に位置する。他のダムは、発電専用のCirataダム（1988 年運転開始）と下流にある多目的のJatilhurダム（1965 年）である。Saguling

ダムは、1985 年 2 月に湛水を開始し、1986 年から運転を開始した。発電所は、貯水池の堆砂状況をモニターするため、貯水池内（湛水面積 52 km2）に

固定した 47 横断測線を使い、年一回 12 月に定期的に横断測量を実施し、結果を毎

年レポートにまとめている。これらの定期測量に追加し、2004 年 12 月にインドネ

シア国のコンサルタントに委託し、貯水池内の詳細な深浅測量を実施した。この調

査では、貯水池内にトラバースを組み測点を増やし、等高線の入った貯水池の深浅

測量図を作成した。これらの測量による、貯水池の容量の変化を以下に示す。

初期湛水時

1985 年 2 月

発電所による深浅測量結果 2004 年 12 月

コンサルタントによる

詳細深浅測量結果 2004 年 12 月

総貯水容量（百万m3） 881.0 (100%) 809.1 (92%) 730.5 (83%)

有効貯水容量（百万m3） 609.0 (100%) 588.0 (97%) 560.3 (92%)

死水容量（百万m3） 272.0 (100%) 221.1 (81%) 170.2 (63%)

下図は、発電所が実施している貯水池の深浅測量結果より作成した堆積土砂量の推移を

示すものである。この図中に点線で示した線が設計時に推定した土砂の累積値を示す。

黒色の棒グラフは、深浅測量より得られた堆砂量である。



0102030405060708090

100

1985 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Year

Vol

ume

(x10

6 m3 )

Sedimentation Volume Accumalation of Sedimentation Designed Sedimantation Volume

発電所の 19 年間のモニタリングによる年平均堆砂量は 3.8 百万m3/年 (= (881.0-809.1) / 19)、もしくは、単位流域面積当たりの比堆砂量 1,650m3/km2/年で、これは、詳細設計時

の推定値 4 百万m3/年をやや下回っており、ほぼ、予想した堆砂が進んでいるものと判

断できる。しかし、近年に実施したローカルコンサルタントによる詳細な深浅測量の結

果では 7.9 百万m3/年 (= (881-730.5) / 19) と詳細設計時の約 2 倍のスピードで堆砂が進

行している結果となる。満水位（標高 643 m）時の水面積は 52 km2と広大な貯水池である。また、大小の支流が

流入して複雑な形の貯水池を作っているので、深浅測量に誤差が入り易い地形である。

2 つの測量結果が異なる原因を探り、必要であれば、毎年実施している深浅測量の測線

を増やすなどして、精度を上げ今後の傾向を確かめることが必要である。

一方、発電所は堆積土砂の処理方法について検討を始めている。堆積土砂中に有害物質

が含まれている可能性が高いので注)、堆積土砂除去後の処理が新たな問題になるとの認

識である。このため、堆積土砂を捨てるのではなく、有効利用する一つの方法としてレ

ンガ作りを試みているが、セメントを混ぜないと強度が出ず、経済性が低いことが判明

している。注） "Riset Ungulan Terpadu (RUT) Tahun Anggaran 2004, Laporan Akhir Penelitian Periode Tahun 2004,

KLASAFIKASI BIOAVAILABILITAS LGAM BERAT PADA SEDIMEN DENGAN MENGGUNAKAN PENDEKATAN KONSEP, TRIAD: STUDI KASUS PADA WADUK SAGULING-JAWA BARAT" によ

ると、Saguling 貯水池湖畔 13 箇所の河床堆積物を採取し底質試験を実施し、土砂にカドミウム、

鉛、銅等の重金属が含まれていることが報告されている。カドミウムは、0.07 ~ 0.26ｍg/kg の量

が検出されている。

既に述べたように、上流のバンドンおよび周辺地域から排出される生活廃水、処理不足

の工場廃水、また、農地からの農薬の混じっ

た水が流れ込むなどで貯水池の水質は悪化

している。これら汚染源は広域かつ多数に亘

り、また、関連する行政機関も多岐に亘るた

め、これまで何度か対策案が出されたが、財

政的な理由もあって、有効な対策がなされて

いないのが現状である。このため発電所は、

水質改善といった根本的な対策をあきらめ



冷却パイプの材質変更等のような対処療法的な処置によりこの状況をしのいでいる。な

お、貯水池の水質は、1990 年からパジャジャラン大学と共同で 3 ヶ月毎にモニターして

いる。貯水池の上流端では、上流から流れ込む生活廃棄物、また、富栄養化の進行により発生

している水草を除去し処理するため、年間約 1,000 万円もの費用が必要となっている。

文中の写真は、Saguling の報告書より転写したもので、水草の異常な発生状況と膨大な

廃棄物の状況が見て取れる。

(2) Cirata

Cirata貯水池は、Saguling貯水池の下流に位置する。両発電所は、ほぼ同時期に計画・建

設された発電所なので、Cirataの設計時には、Sagulingの貯水池で留まる土砂量と残留域

からの流入土砂量を考慮し、Cirata貯水池の年堆砂土砂量 5.7 百万 m3 /年を推定した。次

図は、発電所が実施している貯水池の深浅測量結果より作成した堆積土砂量の推移を示

すものである。この図中に点線で示した線が設計時に推定した土砂の累積値を示す。黒

色の棒グラフは、深浅測量より得られた堆砂量である。

0102030405060708090

100

1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Year

Vol

ume

(x10

6 m3 )

Sedimentation Volume Accumalation of Sedimentation Designed Sedimantation Volume

Cirata 貯水池の堆砂状況

完成時 1987 年

発電所による深浅測量結果 2002 年

総貯水容量（百万m3） 1,973 (100%) 1,901 (96.4%)

有効貯水容量（百万m3） 796 (100%) 777 (97.6%)

発電所の 15 年間のモニタリングによる年平均堆砂量は 4.8 百万m3/年 (= (1,973-1,901) / 15)、もしくは、比堆砂量 1,165m3/km2/年で、これは、設計時の推定値 5.7 百万m3/年を下

回っており、ほぼ、予想した堆砂が進んでいるものと判断できる。

(3) Soedirman

Murica 管理事務所は、Soedirman 貯水池の深浅測量を毎年実施している。管理事務所が

取り纏めた 1990 年から 2004 年の貯水池縦断図を下記に示す。



+ 231 El. Muka Air Tinggi

+ 224,50 El. Muka Air Rendah

+ 206 El. Ambang Pintu Power Intake

+ 180 El. Ambang Pintu DDC

+ 235 El. Puncak Dam

9.933 m

Penampang Memanjang Waduk setelah 16 tahun operasi

PERKEMBANGAN LAJU SEDIMENTASIWADUK PB. SOEDIRMAN

KETERANGAN :Th. 2000Th. 1999Th. 1998Th. 1997Th. 1996Th. 1995Th. 1994Th. 1993Th. 1992Th. 1991Th. 1990 Th. 2001

Th. 2002Th. 2003Th. 2004

+ 231 El. Muka Air Tinggi

+ 224,50 El. Muka Air Rendah

+ 206 El. Ambang Pintu Power Intake

+ 180 El. Ambang Pintu DDC

+ 235 El. Puncak Dam

9.933 m9.933 m

Penampang Memanjang Waduk setelah 16 tahun operasi

PERKEMBANGAN LAJU SEDIMENTASIWADUK PB. SOEDIRMAN

KETERANGAN :Th. 2000Th. 1999Th. 1998Th. 1997Th. 1996Th. 1995Th. 1994Th. 1993Th. 1992Th. 1991Th. 1990 Th. 2001

Th. 2002Th. 2003Th. 2004

KETERANGAN :Th. 2000Th. 1999Th. 1998Th. 1997Th. 1996Th. 1995Th. 1994Th. 1993Th. 1992Th. 1991Th. 1990

KETERANGAN :Th. 2000Th. 1999Th. 1998Th. 1997Th. 1996Th. 1995Th. 1994Th. 1993Th. 1992Th. 1991Th. 1990

Th. 2000Th. 1999Th. 1998Th. 1997Th. 1996Th. 1995Th. 1994Th. 1993Th. 1992Th. 1991Th. 1990 Th. 2001

Th. 2002Th. 2003Th. 2004

Th. 2001Th. 2001Th. 2002Th. 2002Th. 2003Th. 2003Th. 2004Th. 2004

この結果より、有効貯水容量が 16 年間で 22%減り、今後 16、17 年間で貯水池が満杯に

なると管理事務所は危機感を持っている。

Soedirman 貯水池の堆砂状況初期湛水時

1988 年 IP による深浅測量結果

2004 年総貯水容量（百万m3） 165.0 (100%) 97.9 (59.3%)

有効貯水容量（百万m3） 47.0 (100%) 36.9 (78.5%)

上表は管理事務所の実施した深浅測量より作成したものである。この表によれば、16年間の年平均堆砂量は、4.19 百万 m3 /年（4,100 m3/km3/年）である。上流域のプランテ

ーションの開発により、流域から流れ込む土砂量が増えてきているとのことであった。

管理事務所は、堆砂土砂を排除するため、貯水池上流域で浚渫を実施している。また、

取水に際し、堆積土砂の流入を避けるため、取水口のゲートを使いフラッシングを実施

している。下表は、管理事務所で聴取した、2003 年 11 月から 2004 年 10 月までの 1 年

間のダムサイトでの推定生産土砂量（流域で発生し貯水池へ流れ込む土砂の総量）の内

訳である。

項目土砂量（m3） 1) 浚渫量 300,000 2) フラッシング量 21,189 3) 発電、洪水吐きからの（推定値） 764,997 4) 貯水池に残留した土砂量（深浅測量結果） 2,895,168

3,981,354 年間生産土砂量（上記 1) ~ 4)の合計）

発電所は、浚渫・フラッシングにより排砂の努力をしているが、上表によると、1 年間



で貯水池に残留した堆砂量約 3 百万 m3に較べ、浚渫量・フラッシング量はその 10%程

度で、効果は薄いようである。なお、浚渫した土砂の一部は建設材料として利用してい

るが、細かい材料は破棄している。しかし、発電所によれば、近はこの土砂を捨てる

用地の確保が難しくなってきているとのことである。

設計時にコンサルタントが作成した Reference Manual によると、貯水池の寿命を 30～60年と推定しており、貯水池堆砂が将来問題となることを予想していたようである。この

マニュアルでは、堆砂対策として、越水が予想される時に、取水口のフラッシングゲー

トを優先的に開け、土砂を排除するよう指示している。

(4) Sutami

Sutami水力発電所のあるBrantas川の流域面積は 11,800 km2で、ソロ川に継ぎジャワ島で

2 番目に大きい河川である。Brantas川は、Arjuno山、Kawi山、Kelud山から成る火山群の

裾野をMalang市付近から時計回りに周回し、スラバヤ市へ流れ込む。流域に火山地帯を

持つため流域の生産土砂量は大きい。 Sutami の貯水池の堆砂状況は、当時の国際協力事業団が平成 9 年 2 月から平成 10 年 10月に実施した「ブランタス川流域水資源総合管理計画調査」に述べられている。完成後

約 25 年間で、下表のように貯水池の半分近くの容量が堆積土砂で埋まっていると報告

されている。

Sutami 貯水池の堆砂状況

完成時 1972 年

深浅測量結果 1997 年 8 月

総貯水容量（百万m3） 343.00 (100%) 183.42 (53.5%)

有効貯水容量（百万m3） 253.00 (100%) 146.63 (58.0%)

この報告書によると、Sutami貯水池は完成以来 7 百万m3/年もの量が毎年貯水池に溜まっ

たが、1988 年上流に完成したSengguruhダムにより堆砂は一時止まった。しかし、5 年間

ほどでSengguruh調整池がほぼ満砂状況となり、再び堆砂が進んでいる状況である。

Brantas 川は Saguling、Cirata のある Citarum 川の状況に似て、上流部に Malang という、

人口で第 8 番目に大きい学園都市を持つ。この Malang の家庭および工場からの排水、

廃棄物等が流れ込み、Brantas 川の水質悪化の原因となっている。乾季に"あおこ"が発生

すると言う Sutami貯水池も SagulingとCirataの貯水池と同様に富栄養化が進んでいるも

のと考えられる。Sutami ダム上流約 10 km にある Sengguruh 調整池では、調整池の大半

が土砂で埋まるとともに、下記の写真のようにホテイアオイが大量に発生し、取水口へ

の流入を防ぐ努力がなされている。また、生活廃棄物も大量に流入しており、これらの

処理は、Saguling 同様、大きな財政的な負担になっているものと考えられる。現場では、

これらの土砂および廃棄物を捨てる場所の確保に困っているとの声を聞いた。



Sengguruh 調整池のホテイアオイと除去作業

これら Brantas 川のダム貯水池および洪水吐き等の付帯設備は、水資源公社 PJT (Perum Jasa Tirta) が所有し管理している。

3.1.2.7. 土木設備と鋼構造物の現状と課題

発電所における土木設備と鋼構造物は、直接発電所の電力量 (kW, kWh) に寄与しない

が、これら設備の安全性が保てないような事態が発生すると、発電所の機能を損ねるば

かりでなく周辺住民および周辺環境に脅威を与える事態となり、発電所の運転が止まる

ことになる。このような観点で、土木構造物と鋼構造物について各発電所で以下のよ

うに聴取した。

(1) Saguling

1) Bottom Outlet

Saguling は、下流への放流のため Bottom Outlet を備えている。この放流設備の取水

口は、洪水吐きゲートもしくは発電用取水口呑み口より標高の低い場所に設置され

ており、貯水池が運転水位より低くても下流への放流が可能となる構造である。こ

の設備の目的は、①建設後の初期湛水時の下流への放流、②湛水後の緊急時の放流

を可能とすることである。初期湛水時の試運転以降はゲート・バルブを開けること

はなかったが、2005 年 8 月（もしくは 9 月）に Bottom Outlet の高圧ゲートとバル

ブの機能試験を発電所が実施した。ゲートとバルブを交互に開閉し、通水はさせな

かったが、それぞれの開閉機能が健在であることを確認した。緊急時への備えは確

認できたが、Bottom Outlet の取水口を覆っている堆積物には重金属など有害物質が

蓄積されている可能性があり、試験放流であっても緊急時以外の運転は下流環境へ

の重大なリスクがあり危険であると考える。

2) 鉄管路

2002 年に鉄管路の伸縮継ぎ手部から漏水が見られたので、発電所は、パッキンを交

換し補修した。鉄管の内径は 4.3m と大きく、補修に大掛かりな作業を要するはず

であるが、独自でやり遂げたとのことである。



3) モニタリング設備

ダム本体と主な斜面に据え付けた計器、また、測量等によりダムおよび斜面の挙動

を監視し安全をモニターしている。貯水池の深浅測量もこの一環である。観測はマ

ニュアルに従い実施しており、毎年報告書にまとめている。2004 年の報告書による

とダムからの漏水量は 455（4 月）～122（10 月）リッター／分である。雨期の計測

値には、ダムおよびその周辺斜面に降った降雨量も含まれると思われるので、雨の

ない乾季の漏水測定値がダム本体からの漏水量であろう。2004 年に観測された漏水

量は、小さいと言える。しかし、他のモニタリングの観測値も同様であるが、貯水

池堆砂のまとめ方のように、長期間トレンドを観察し評価する必要がある。ダムおよび基礎に取り付けた地震計は既に壊れたが、米国製センサーを使ったバン

ドン工科大学作成の地震計計測システムを導入している。

4) テレメータリングシステム

上流域に配置した水位観測所、雨量観測所からリアルタイムに気象水文データを発

電所に送り、洪水への効果的な対処、および、効率的な運転のため、テレメータリ

ングシステムを発電所の設備として設置した。当初は、バンドンの公共事業省

DPMA にも同時にデータを電送し、Citarum 川の一元管理を意図していた。現在、

DPMA には繋がっておらず、Saguling のテレメータリングのデータは、発電所が独

自に開発した発電所の統合管理システム UPPO に繋がり記録されている。しかし、

洪水の予報、また、運転に利用しているように見えない。

(2) Cirata

チラタでは現在、公共事業省の指導による 5 年に 1 回のダムの安定性評価を実施中であ

り、この中で、長期間のデータを取り纏め評価する作業を実施している。近々に公共事

業省が招聘した学識経験者から成るダム安全委員会での審査を受けるとのことである。

1) Bottom Outlet

サグリンと同様に 2006 年 3 月、底部に配置されたゲートとバルブを交互に開閉し

通水させなかったが、それぞれの開閉機能が健在であることを確認している。

2) モニタリング設備

モニタリングは建設当初より継続し、データを毎年報告書にまとめ本店に報告して

いるが、Saguling と同様、長期間に亘るトレンドを探り、挙動を評価するというこ

とがなされていない。

ダム安全委員会によるダム安全性評価の中で、コンクリートの中性化試験を実施し

ている。この結果によると、水質の悪化は電気機械設備への影響に留まらず、河川

水に接する、もしくは、飛沫をかぶるコンクリート構造物の中性化が他の構造物よ

り進んでいることが報告されている。



現在、地下式発電所の空洞モニタリングのため据え付けた各種センサーを修復し、

システムを更新し、モニタリングを継続中である。

3) 地震計

ダムおよびダム基礎に設置した 4 箇所の地震計が既に壊れている。Cirata ダムは高

さ 126m のハイダムであり、また、インドネシアで唯一のコンクリート表面遮水式

ダムである。地震時の加速度は地震がダムに与える影響を知る上で重要な指標と成

ることと、今後のこのタイプのダムの設計に有益な資料となる。なお、チラタはダ

ム安全委員会の提言を受け、2007 年度予算にて修復の予定である。

4) 下流警報装置

下流警報装置が 2005 年 4 月から使えなくなっている。この警報装置は、発電を開

始する時と洪水吐きゲートを開ける時に、下流住民に急激な増水を警報するための

設備である。特に、Cirataは 1996 年から増設により発電使用水量は、以前の倍の 1,080 m3/sとなっており、8 基全開運転時、人為的な洪水が生じる状態になっている。下

流域住民の安全確保という観点から、早急な復旧が望まれる。なおチラタは、ダム安全委員会の提言を受け、2007 年度予算で修復のためのスタデ

ィを実施する予定である。

5) テレメータリングシステム

個別の気象水文観測所は稼働しているが、これらのデータを電送するシステムが機

能していない。リアルタイムでの情報伝達により、より効果的な洪水調整、また、

効率的な運転が可能となる。ただし、Cirata では、洪水吐ゲートを開けるような大

きい洪水を経験していないようである。ダム安全評価のための報告書によると、電送装置、雨量計等が壊れている他、盗難

により装置の一部が無くなっている箇所もあるとのことである。チラタは、下流警

報装置と同様、テレメータリングシステム再構築のためのスタディを 2007 年度予

算で実施予定である。

(3) Soedirman

ダムを中心としたモニタリングは年一度取り纏め本店に報告している。異常値はない。

ダムからの漏水量は、雨季の高が 300 リッター/min で乾季は殆どゼロである。下流警報装置は、初期のものが壊れたので 1999 年に更新している。テレメータリング

は機能していないが、水位観測所 3 箇所と雨量観測所 3 箇所の機器は稼働しており、定

期的に記録を収集している。

(4) Sutami

Brantas 川の水管理を行っている水資源公社 PJT (Perum Jasa Tirta) がダムと洪水吐き等

の付帯設備を管轄しているので、土木設備と鋼構造物の情報は得られなかった。


REPUBLIC OF THE...

Documents

Transcript of REPUBLIC OF THE...