B. Coal Fired Steam Power Plant (CFSPP) outside Jawa Island
2.3. PLN及び発電会社の財務状況の確認
2.3.3. Indonesia Power の財務状況
下表にIndonesia Power (IP)の損益計算書を示す。
IPの2003年及び 2004年の損益計算書を下表に示す。2005年財務状況報告書は最終報 告書作成時点では未完成であった。2004 年について言えば、営業利益 (Income from Operation) は2,888 B.Rp.と2003年の実績を上回った。PJB同様2005年の二度の燃料高 騰がIPの財務状況に及ぼす影響に注意が必要である。
ファイナルレポート 2 - 14
Table 2.3-3 Profit and Loss Statement of IP
Description (in Billion Rp.) 2004 2003
Revenues
Sales of electricity 16,337 15,621
Other operating income 159 83
Total Revenues 16,537 15,704
Operating Expenses
Fuel 9,748 8,670
Depreciation 2,123 2,295
Maintenance 1,264 1,380
Employee Affairs 583 474
Others 200 182
Total Operating Expenses 13,649 13,001
Income from Operations 2,888 2,703
Other Income (Charges)
Repayment of tax due to revaluation of plant asset 1,788 -
Interest income 15 16
Penalty income 4 2
Income (loss) for foreign exchange rate (22) 16
Interest expense (1,241) (1,059)
Others-net (17) 15
Income before Tax Expense and Minority
Interesting Net Income of Consolidated Subsidiaries
3,414 1,693
Tax Expense (1,008) (521)
Income before Minority Interest in Net Income of Consolidated Subsidiaries
2,406 1,172
Minority Interest Net Income of Consolidated Subsidiaries
0 1
Net Income 2,406 1,174
Source; Annual Report of Indonesia Power Income Statement provided on July 17, 2006
2 - 15 ファイナルレポート
2.4. 技術移転に関する情報収集・整理 2.4.1. 火力発電所
第一次現地調査において、インドネシアの火力発電所に係る余寿命診断は日本で行って いる余寿命診断と異なっていることが判明した。日本では20年以上使用する発電所が、
安全に使用できるか、2年に1回の定期検査を4年に1回行ってもよいかのチェックに 使用するのに対し、インドネシアの余寿命診断は日本で行われている、定期検査の設備 診断に相当するものが大半あった。また日本では国で定められた技術基準があり、減肉 などは問題が起こる前に取り替えを行っているため、発電停止が少ないものと考える。
Table 2.4-1に一般汽力 (PLTU) の現状をとりまとめた。
これによれば今まで蒸気漏れで問題のあったボイラーチューブは取替えが既に進んで おり、今後大きな問題にならないと考える。以下にそれぞれボイラー、タービン、発電 機の問題点を述べる。
1) ボイラーについては既にLITBANG（PLNの研究所）が彼等のやり方で、余寿命評 価を行っており、SH (Super Heater), RH (Re Heater), WW (Water Wall) Tube が減肉し ている発電所を、順次更新している。石炭火力ではPaiton 1, 2号機が一箇所のチュ ーブに集中して漏洩しており、その対策が必要と思われる。
2) タービン本体については現在まだインドネシア側として余寿命診断を実施してお らず、メーカー側が診断 (Suralaya 2U) を実施している。
Gresik 4号では復水器チューブの穴あきで海水リークが度々発生しており、海水の
Clによる影響と考えられるトラブルが低圧タービンの最終段の損傷に見られる。
3) 発電機については固定子絶縁の劣化がSuralaya 2号でメーカーから報告されており、
当時の絶縁材から評価が必要である。
ガスタービン及びコンバインドサイクルについては日本と同様の時間管理による検査 方法であり、特に変わるものは無かった。ただ当初ガス焚を考えていた発電所にガスが 来ず、S分の多いHSD を燃料としているため、HRSGのチューブ腐蝕が見られる。
ファイナルレポート 2 - 16
Table 2.4-1 Current Situation for Remaining Life Assessment and Performance Assessment
Commis sioning
Operating Time Power Station
Unit Capacity
(MW)
yy.mm 2006.2 base
Remaining Life Assessment
&
Performance Assessment
取替状況
1 TU 400 1985.04 20Y10M 2 TU 400 1985.06 20Y 8M 3 TU 400 1989.02 17Y00M 4 TU 400 1989.11 16Y 9M 5 TU 600 1997.06 8Y 8M 6 TU 600 1997.09 8Y 5M Suralaya
7 TU 600 1997.12 8Y 2M
Boiler Remaining Life Assessment (BRLA), No. 073.BKIT.007E.2004
Unit -1 UBP SURALAYA (2004, LITBANG)
Life Extension for Suralaya, Preliminary Boiler Inspection for Unit 2
(1998.01, Babcock & Wilcox International, Inc.) Suralaya Steam Power Plant Unit-2,
・ 1uBo under repla. (SH, RH, ECO), 2005.11~12
・ 2UBo repla. finish, 2005.6 ~ 8
・ 2UT repla. by MHI (2004.9)
・ 2UG repla. by MELCO (2004.7)
3 TU 50.0 (1998) 6Y Bo, Cond’ 2003.3 ~ 2005.9
Tanjung Priok
4 TU 50.0 2005.12 0Y 2M
1 TU 50.0 1978.09 27Y 5M
Life Time Assessment of Condenser Tube, Unit 3 A& B (2004.05, PT. Superintending Company of Indonesia Engineering and Transformation (SUCOFINDO)) Remaining Life Assessment Boiler Unit-2 PLTU Tambak Lorok UBP Semarang No. 056. BKIT. 097A. 2004 (2004.07, LITBANG) Remaining Life Assessment Boiler Unit-3 PLTU Tambak Lorok UBP Semarang No. 189.UPI.454A.2003 (2003.05, LMK)
・ 1UBo finish repla.
2 TU 50.0 1978.10 27Y 4M ・ 2UBo not yet repla.
Tambak Lorok
3 TU 200.0 1983.07 22Y 7M ・ 3UBo finish repla.
Plan to gas using 1 TU (25.0) 1964.xx Remaining Life Assessment Boiler Unit-3
(ALSTOM)
2 TU (25.0) 1964.xx Tanjung Perak Harbor, Surabaya, Indonesia 3 TU 50.0 1978.04 27Y10M Perak Thermal Plant # 3 & 4 (ST－
Rehabilitation MHI)
SH, WW, Burner, 2005.11 ~ 12 IP
Perak
4 TU 50.0 1978.07 27Y 7M Thermal Performance Test Report SH, WW, Burner 2005.9 ~ 10 1 TU 100.0 1979.02 27Y00M
2 TU 100.0 1979.02 27Y00M 3 TU 100.0 1979.06 26Y 8M 4 TU 200.0 1981.11 28Y 3M Muara
Karang
5 TU 200.0 1982.06 27Y 8M
Remaining Lfe Assessment of Boiler #4 & #5, No.189.BKIT.421A.2004
(2004, LITBANG)
Conversion to C.C and gas firing
1 TU 100.0 1981.08 24Y 6M 2 TU 100.0 1981.11 24Y 3M 3 TU 200.0 1988.03 17Y11M Gresik
4 TU 200.0 1988.07 17Y 7M
Laporan Hasil Pengkajian Sisa Umur, Steam Bioler Power Plant Unit I, PT. PJB II UP.
GRESIK (2004, PT SURVEYOR INDONESIA) Laporan Hasil Pengkajian Sisa Umur, Steam Bioler Power Plant Unit II, PT. PJB II UP.
GRESIK (2004, PT SURVEYOR INDONESIA) Remaining Life Assessment, Boiler Pembangkit Listrik Unit 3, PLTU GRESIK (2004.08, PT SURVEYOR INDONESIA)
・ 1.2 UT blade finish repla.
・ 3UT blade under repla.
(2005.9)
・ 4UT blade finish (2005.6 ~ 9)
・ 1, 2, 3, 4 UBo finish LRA
1 TU 400.0 1994.04 11Y10M PJB
Paiton
2 TU 400.0 1993.11 12Y3M
Steam Turbine Inspection Report on Paiton Power Station Unit 1 and 2 (2004.08, Toshiba) Inspection Report Boiler Paiton Unit 1, 2 (2004.07, Toshiba)
Boiler Remaining Life Assessment (BRLA) PLTU Paiton UNIT 1 (2005.9LITBANG)
2 - 17 ファイナルレポート
(1) 余寿命診断について
当初考えていた日本における余寿命診断とインドネシアの余寿命診断は内容が異なっ ているため、今回提案する寿命診断は以下のとおりとする。
a) ボイラーのSH, RHチューブ、蒸発管の減肉調査方法の内、減肉予測が出来る極値 統計法を使用した寿命予測
b) タービンロータの脆化劣化余寿命予測設備診断方法の紹介 c) 発電機固定子の絶縁劣化の設備診断方法の紹介
(2) 技術移転のためのトレーニング
技術移転のためのトレーニングは極値統計を使用した、ボイラーチューブ減肉予測、タ ンク内腐蝕による減肉の予測手法を行う。
このための基礎となる統計手法演習、減肉計測箇所の特定等のトレーニングを行う。
(3) 今後の課題として
長期に使用する蒸気タービン、発電機があれば、今から余寿命診断の準備にかかること も必要である。このため日本で行われている余寿命診断の論文の概要紹介を行う。
(4) その他日本で過去に問題となり解決している事例
• 効率が低下する原因となって問題となったボイラーチューブの水蒸気酸化スケール の生成とその対策の紹介。
2.4.2. 水力発電所
第1次現地調査において4発電所（Saguling, Soedirman, Cirata, Sutami発電所）およびPLN 研究開発部門 (LITBANG) での非破壊検査や発電機固定子絶縁診断技術とそれらを用 いた余寿命診断技術の現状と、余寿命診断技術移転の可能性について調査を行った。
また、本調査で技術移転を考えているケーシング・ステーベーン、ランナ、および発電 機固定子コイルの余寿命診断手法についての概要を紹介するとともに、各所のニーズ調 査を実施した。現地調査結果は以下の通りである。
(1) Saguling発電所
ランナ、ケーシング部の非破壊検査や、発電機固定子コイルの絶縁診断は実施されてい ない。また余寿命診断も実施されていない。
ランナは定期点検に合わせ適時溶接により補修しているが、溶接量の管理は実施されて いない。
ファイナルレポート 2 - 18
(2) Cirata発電所
ランナ、ケーシング部の非破壊検査は実施されていない。発電機固定子コイルの絶縁診 断については定期点検に合わせ発電所自身で絶縁抵抗を測定し、LITBANGがtan δを測 定している。部分放電試験は計測機器が無いため実施していない。
余寿命診断については実施されていない。
(3) Soedirman発電所
ランナ、ケーシング部の非破壊検査は実施されていない。しかし、発電機固定子コイル の絶縁診断については定期点検に合わせ絶縁抵抗測定、tan δのみを測定している。
ランナは定期点検に合わせ適時溶接により補修しており、寸法管理も確実に実施されて いるが溶接量の管理は実施されていない。
なお、発電所より各機器の余寿命診断を実施したいが、方法がわからず困っており、是 非余寿命診断技術の技術移転を実施してほしいとの要望があった。
(4) Sutami発電所
ランナ、ケーシング部の非破壊検査は実施されていない。発電機固定子コイルの絶縁診 断については定期点検に合わせ絶縁抵抗のみ測定している。
ランナは定期点検に合わせ適時溶接により補修しており、寸法管理も確実に実施されて いるが溶接量の管理は実施されていない。
なお、2004年に日本のメーカーにより水車、発電機、制御盤の現地調査が行われ、その 中でランナの非破壊検査および発電機固定子コイルの絶縁診断が実施されていた。そし て、発電機固定子コイルにおいては絶縁診断結果をもとに余寿命診断が実施されていた。
(5) LITBANG
火力発電所設備での余寿命診断は既に実施しているが、水力発電所設備に関しては実施 していない。
なお、本調査で技術移転を考えている水力の余寿命診断技術について興味を示し是非技 術移転を実施してほしいとの要望があった。
また、日本における水力での余寿命診断の実例を早い機会に教えて欲しいとの要望を受 けた。
調査結果よりインドネシアの水力発電所は非破壊検査や絶縁診断技術を活用した余寿 命診断は殆んど実施されていない。しかし、余寿命診断に対する関心は高く、その効果 と必要性については既に理解されおり、これらを老朽化が進んだ発電所に適用すること は予防保全による重大事故防止に大いに期待できる。
以上に示す現状を踏まえ、現段階では、今回の技術移転において、予防保全の考え方を 定着させることを目的とした、非破壊検査および発電機固定子絶縁診断等の検査技術を 用いる余寿命診断技術の移転を提案することとする。具体的な技術移転内容としては、
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・ケーシング、ステーベーンの非破壊検査結果による余寿命診断手法
・ランナの溶接補修量管理による余寿命診断手法
・発電機固定子コイルの絶縁診断結果による余寿命診断手法
が考えられる。何れも測定・試験用機材が必要となることから、調査団による現地実作 業での技術移転は考えていない。そこで調査団がこれまで国内で実施してきた測定・試 験結果、さらには最新の研究報告を用いたレクチャーを行うことにより、今後インドネ シアでの試験器材等のハード的条件が満たされ次第、試験・判定作業が可能となる程度 までのスキルアップを計画する。
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