DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT DAN INDEKS KINERJA PEMBANGKIT

(1)

PROSEDUR TETAP

DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT

DAN

INDEKS KINERJA PEMBANGKIT

No. PLN/DKP-IKP/2007 - 01

JUNI 2007

DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT

DAN

INDEKS KINERJA PEMBANGKIT

DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT

DAN

INDEKS KINERJA PEMBANGKIT

(2)

No. Dokumen : PLN/DKP-IKP/2007 - 01 PROSEDUR TETAP DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT

DAN INDEKS KINERJA PEMBANGKIT PT PLN

(PERSERO) _{Berlaku Efektif} _{: Juni 2007}

(3)

KATA PENGANTAR

Informasi mengenai kondisi dan kesiapan Pembangkit berdasarkan Standar Internasional sangat diperlukan dalam operasi sistem. Operator sistem akan menggunakan informasi tersebut sebagai dasar dalam pengambilan keputusan perintah dispatch. Akurasi tingkat sekuriti dan keandalan sistem akan tergantung kepada kebenaran atau kemutakhiran dari informasi tentang kondisi dan kesiapan Pembangkit tersebut.

Disamping itu, kebutuhan operasi sistem saat ini juga menghendaki diberlakukannya; a). mekanisme niaga yang mendorong kesiapan Pembangkit, dan b). pengertian yang sama tentang cara perhitungan indeks kinerja pembangkit. Informasi mengenai kesiapan Pembangkit aktual menjadi salah satu parameter yang penting dalam menentukan besar pembayaran yang akan diperoleh Pembangkit. Oleh karena itu mekanisme deklarasi kondisi Pembangkit dan cara perhitungan Indeks Kinerja Pembangkit perlu disusun agar dapat membantu operasi sistem dalam mempertahankan sekuriti dan keandalan, serta merupakan sumber informasi kesiapan aktual Pembangkit untuk keperluan perhitungan pembayaran dan agar semua pihak terkait dapat menggunakan parameter dan metode perhitungan yang sama untuk keperluan operasi sistem maupun pembangkit.

Dengan prosedur tetap deklarasi kondisi Pembangkit dan indeks kinerja pembangkit ini diharapkan operasi sistem dan pelaksanaan mekanisme niaga sistem tenaga listrik Jawa Bali dapat berjalan lebih baik dan lancar.

Juni 2007 PT PLN (Persero)

(4)

A. DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR... i

A. DAFTAR ISI ...ii

B. KELENGKAPAN DOKUMEN PROTAP ...iv

B.2. LEMBAR PENGESAHAN ...iv

B.2. DAFTAR DISTRIBUSI...vi

B.3. NOMOR PENGENDALIAN DOKUMEN ...vi

B.4. CATATAN PERUBAHAN DOKUMEN...vi

C. PENDAHULUAN ... 1

C.1. UMUM...1

C.2. DEFINISI...1

C.3. MAKSUD DAN TUJUAN ... 2

C.4. REFERENSI...2

D. PROSEDUR TETAP DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT ... 3

D.1. RUANG LINGKUP ... 3

D.2. DEKLARASI DAN KONFIRMASI KONDISI PEMBANGKIT ... 5

D.2.1. PETUGAS PELAKSANA DAN PENANGGUNG JAWAB ... 5

D.2.2. TATA-CARA ... 7

E. PROSEDUR TETAP PERHITUNGAN INDEKS KINERJA PEMBANGKIT. 10

E.1. RUANG LINGKUP ...10

E.2. DIAGRAM KONDISI (STATUS) UNIT PEMBANGKIT ...11

E.3. PERPINDAHAN KONDISI PEMBANGKIT YANG DIIZINKAN ...12

E.4. DEFINISI …………..………..……… 13

E.4.1. OUTAGE ...13

E.4.2. DERATING ...15

E.4.3. RESERVE SHUTDOWN (RS) DAN NON CURTAILING (NC) ...16

E.4.4. CATATAN OUTAGE DAN DERATING...16

E.5. DURASI...19

E.7.FORMULA PERHITUNGAN INDEKS KINERJA PEMBANGKIT...22

E.7.1. UNIT PEMBANGKIT TUNGGAL...22

E.7.2. UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN/KOMPOSIT (BASIS WAKTU)...24

(5)

E.7.4. FORMULA TANPA OMC...26

E.8. PENGELOMPOKAN KODE PENYEBAB (CAUSE CODE) KONDISI PEMBANGKIT...28

F. PENUTUP ... 28

LAMPIRAN-LAMPIRAN... 29

Lampiran D-1: DAFTAR ALAMAT KOMUNIKASI...30

Lampiran D-2: DIAGRAM ALIR PROSES DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT ...31

Lampiran D-3: Form. H-DKP-P3B ...33

Lampiran D-4: Form. H-DKP-Pembangkit ...34

Lampiran D-5: Form. H-DKP-S-P3B ...35

Lampiran D-6: Form. H-DKP-TS-P3B ...36

Lampiran D-7: Form. H-DKP-TS-Pembangkit ...37

Lampiran E-1: KODE PENYEBAB (CAUSE CODE) KONDISI PEMBANGKIT...38

Lampiran E-1A: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTA ...39

Lampiran E-1B: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTG...45

Lampiran E-1C: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTGU...54

Lampiran E-1D: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTU...74

Lampiran E-1E: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTD...96

Lampiran E-1F: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTP ...101

Lampiran E-2 : KODE PENYEBAB DILUAR TANGGUNG JAWAB PENGENDALIAN PEMBANGKIT (OMC - OUTSIDE PLANT MANAGEMENT CONTROL) ...112

Lampiran E-3A: INTERPRETASI OUTAGE DAN DERATING ...118

Lampiran E-3B: LAPORAN KONDISI PEMBANGKIT ...120

Lampiran E-4 : METODA SINTESIS & FLEET-TYPE ROLL UP UNTUK MENGHITUNG KONDISI DAN KINERJA BLOK ...132

(6)

B. KELENGKAPAN DOKUMEN PROTAP

B.2. LEMBAR PENGESAHAN

(7)

(8)

B.2. DAFTAR DISTRIBUSI

No. Bidang / Unit / Pelaksana Personil

1. Bidang Operasi Sistem P3B JB Manajer, DMOPSIS, DMTRATL, DMRENOP

2. DD PTL PT PLN (Persero) Ulysses R. Simandjuntak

3. DD PKT PT PLN (Persero) _{Agus Darmadi}

4. PT Indonesia Power VPAGA, VPKIT-I, VPKIT-II

5. PT PJB MME, MAGA

6. PLN PMT GM Pembangkitan

7. PLN TANJUNG JATI B GM Pembangkitan

8. PLN PLTGU CILEGON GM Pembangkitan

B.3. NOMOR PENGENDALIAN DOKUMEN

B.4. CATATAN PERUBAHAN DOKUMEN

Revisi

ke Tanggal Halaman Paragraf Alasan

Disahkan Oleh Fungsi/ Jabatan Tanda Tangan 1 /02/03 2 11/05/06 1-2 1.2 DEFINISI Penyesuaian dan penambahan definisi 2-3 1.3 REFERENSI Penambahan Sub Bab 3-9 1.5 RUANG LINGKUP Penyempurnaan dan penambahan Definisi Outages Nur Pamudji I Made Ro Sakya Ulysses R. Simandjuntak Manager UBOS P3B Manager USEM P3B DD PKP PLN Pusat

(9)

10-15 2. DEKLA-RASI & KONFIRMA-SI KETIDAK-SIAPAN PEMBANG-KIT Perubahan dan penambahan: - Petugas Pelaksana dan Penanggung Jawab - Tata Cara M. Nasai Hamid Sudirmanto Djoko Susanto M. Karamoy MSAGA PT IP MSPT PT IP MME PT PJB PH GM PT PLN PMT 3 30/05/07

- Penggabungan dua protap (PROTAP HDKS dan PROTAP IKP) menjadi satu protap (PROTAP DKP dan IKP)

- Meniadakan perubahan FO ke MO pada sub Bab Definisi Outage dan Derating - Penambahan definisi Planned Extention

(PE), Maintenance Extention (ME), Non Curtailing Event (NC), dan Outside Plant Management Control (OMC).

- Melengkapi Kode Penyebab Komponen lebih terperinci mengacu ke standar GADS-DRI NERC

- Penambahan kelompok Formula; 1). Perhitungan Pembangkit Gabungan

(basis waktu); dan

2). Formula Perhitungan Pembangkit OMC (Outside Management Control)

- Penambahan Lampiran-lampiran: 1). Lampiran D-2: Diagram Alir Proses

Deklarasi Laporan Kondisi Pembangkit; 2). Lampiran E-2: Kode Penyebab OMC; 3). Lampiran E-3A & E 3B: Interpretasi

dan Pelaporan Outage/Derataing; 4). Lampiran E-4: Perhitungan Kinerja

PLTGU (Blok) dengan metode Sintesis dan Fleet-type Roll Up.

Nur Pamudji Ulysses R. Simandjuntak Agus Darmadi M. Nasai Hamid Nusyirwan Sudirmanto Chusnul Hidayat Bernadus Sudarmanto Prawoko Basuki Siswanto Paingot Marpaung MBOPS P3B JB DD PTL PT PLN (Persero) DD PKT PT PLN (Persero) VPAGA PT IP VPKIT-I PT IP VPKIT-II PT IP MME PT PJB Manager MAGA PT PJB GM PLN PMT GM PLN Tanjung Jati B GM PLN PLTGU Cilegon *)

(10)

C. PENDAHULUAN

C.1. UMUM

Sesuai dengan amanat RUPS PT PLN (Persero) dan Anak Perusahaan yang mengharuskan mengukur Kinerja Pembangkit dengan menggunakan standar internasional (NERC 2007), maka diperlukan Tata Cara dan Rumusan Perhitungan Indeks Kinerja Pembangkit yang digunakan di lingkungan Unit Pembangkit PT PLN (Persero).

Data Indeks Kinerja Pembangkit tersebut di atas dapat digunakan untuk perhitungan Kesiapan Komersial Pembangkit sebagai dasar Perhitungan Pembayaran Kapasitas Pembangkit sesuai Perjanjian Jual Beli Tenaga Listrik (PJBTL)/Kesepakatan Transfer Tenaga listrik antara PT PLN (Persero) dengan Perusahaan Pembangkit/PLN Pembangkitan.

Dalam Protap ini Pihak – Pihak yang terkait adalah :

• PT Indonesia Power selaku pihak penjual, selanjutnya disebut IP;

• PT Pembangkitan Jawa Bali selaku pihak penjual, selanjutnya disebut PJB;

• PT PLN (Persero) Pembangkitan Muara Tawar selaku pihak pemasok, selanjutnya disebut PMT;

• PT PLN (Persero) Pembangkitan Tanjung Jati B selaku pihak pemasok , selanjutnya disebut TJB;

• PT PLN (Persero) Pembangkitan PLTGU Cilegon selaku pihak pemasok, selanjutnya disebut CLG;

• PT PLN (Persero) selaku pihak pembeli, selanjutnya disebut PLN;

• PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali selaku pelaksana kontrak jual beli tenaga listrik yang bertindak untuk dan atas nama pembeli, selanjutnya disebut P3B JB;

• Semua Perusahaan Pembangkit lain yang terhubung ke grid Sistem Jawa Bali.

C.2. DEFINISI

• UBP adalah Unit Bisnis Pembangkit PT IP • UP adalah Unit Pembangkitan PT PJB • VPAGA adalah Vice President Niaga PT IP

• VPKIT-I/II adalah Vice President Pengusahaan Pembangkit I/II PT IP • MME adalan Manajer Manajemen Energi PT PJB

• MMAGA adalan Manajer Manajemen Niaga PT PJB

(11)

• BOPS adalah Bidang Operasi Sistem yang merupakan bidang dari PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali dan bertugas menjalankan fungsi operator sistem dan menjalankan fungsi pengelolaan transaksi tenaga listrik di sistem Jawa-Bali termasuk didalamnya pengelolaan sistem metering.

• DMN adalah daya mampu netto Pembangkit sesuai kontrak jual beli tenaga listrik antara IP atau Pembangkit dengan PLN.

• Perjanjian Jual Beli Tenaga Listrik (PJBTL) adalah kontrak/perjanjian/ kesepakatan tentang jual beli tenaga listrik atau Transfer Tenaga Listrik antara PLN dengan masing-masing Penjual, yaitu: IP, PJB, PMT, TJB, CLG.

• Aplikasi Dispatch adalah aplikasi pencatatan perintah dispatch.

• Aplikasi HDKP adalah aplikasi pencatatan harian deklarasi kondisi pembangkit.

• Aplikasi GAIS (Generation Availability Information System) adalah aplikasi perhitungan Indeks Kinerja Pembangkit.

C.3. MAKSUD DAN TUJUAN

Protap ini dibuat dengan maksud untuk menjadi pedoman tetap bagi pelaksanaan pencatatan kondisi unit Pembangkit aktual. Data yang diperoleh melalui proses sebagaimana diuraikan pada Protap ini akan digunakan untuk:

1. Keperluan perhitungan Indeks Kinerja Pembangkit yang mengacu pada NERC 2007 (North American Electric Reliability Council);

2. Keperluan perhitungan kesiapan komersial Pembangkit sesuai PJBTL.

C.4. REFERENSI

Protap ini mengacu pada dokumen berikut:

1. Aturan Jaringan Sistem Jawa-Madura-Bali versi 2007

2. Generation Availability Data System - Data Reporting Instructions (GADS DRI) NERC 2007. 3. PJBTL antara PT PLN (Persero) dengan Pembangkit yang masih berlaku.

(12)

D. PROSEDUR TETAP DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT

D.1. RUANG LINGKUP

Protap ini meliputi proses deklarasi dan konfirmasi kondisi aktual Pembangkit yang diakibatkan oleh kondisi berikut:

PEMBANGKIT KELUAR (FULL OUTAGE) 1. SO - Scheduled Outage, meliputi:

PO - Planned Outage: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.1. Protap ini). MO - Maintenance Outage: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.1. Protap ini). 2. SE - Scheduled Outage Extension, meliputi:

PE - Planned Outage Extension: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.1. Protap ini). ME - Maintenance Outage Extension: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.1. Protap ini). 3. FO - Forced Outage, meliputi:

FO1 (U1) - Unplanned (Forced) Outage — Immediate: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.1. Protap ini).

FO2 (U2) - Unplanned (Forced) Outage — Delayed: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.1. Protap ini).

FO3 (U3) - Unplanned (Forced) Outage — Postponed: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.1. Protap ini).

SF - Startup Failure: ((Lihat definisi Outage pada Sub E.4.1. Protap ini). 4. RS - Reserve Shutdown: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.3. Protap ini). 5. NC - Noncurtailing Event: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.3. Protap ini).

PEMBANGKIT DERATING (PARTIAL OUTAGE) 1. SD - Scheduled Derating, meliputi:

(13)

PD - Planned Derating: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.2. Protap ini).

MD (D4) - Maintenance Derating: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.2. Protap ini). 2. DE – (Scheduled) Derating Extension, meliputi:

PDE (DP) – Planned Derating Extension: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.2. Protap ini).

MDE (DM) - Maintenance Derating Extension: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.2. Protap ini).

3. FD - Forced Derating, meliputi:

FD1 (D1) - Unplanned (Forced) Derating — Immediate: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.2. Protap ini).

FD2 (D2) - Unplanned (Forced) Derating — Delayed: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.2. Protap ini).

FD3 (D3) - Unplanned (Forced) Derating — Postponed: (Lihat definisi Outage pada Sub E.4.2. Protap ini).

CATATAN TAMBAHAN

Pada Lampiran E-2, Lampiran E-3, dan Lampiran E-4 diuraikan beberapa contoh interpretasi dan laporan Outage/Derating (termasuk kondisi OMC) yang diharapkan dapat memperjelas pengertian kondisi-kondisi Pembangkit.

Kondisi yang tidak dapat digolongkan sebagai derating adalah sebagai berikut:

a)

Daya mampu aktual Pembangkit yang lebih besar dari atau sama dengan 98% (sembilan puluh delapan persen) dari DMN pembangkit dalam selang waktu setengah jam secara terus-menerus.

b)

Apabila diminta oleh Dispatcher BOPS atau REGION P3B untuk mencapai tingkat pembebanan tertentu, dan pembebanan Pembangkit aktual mencapai tingkat pembebanan tersebut dengan rentang -2% (minus dua persen) dari DMN dalam selang waktu setengah jam secara terus-menerus.

c)

Derating saat Unit Startup

Tiap unit mempunyai waktu "standar" atau "normal" untuk mencapai beban penuh setelah/dari keadaan outage. Jika suatu unit dalam proses start up dari kondisi outage ke

(14)

maka tidak ada derating pada unit. Jika unit memerlukan waktu lebih panjang dibanding waktu start up normal menuju beban penuh atau menuju beban yang ditentukan dispatcher, maka unit dianggap mengalami derating. Kapasitas unit pada akhir periode normal akan menentukan derate dan derate akan berlangsung sampai unit dapat mencapai kemampuan beban penuh atau tingkat beban yang ditentukan dispatcher.

Beberapa hal yang perlu diperhatikan dalam penentuan kondisi Pembangkit adalah sebagai berikut:

a)

Apabila selisih waktu aktual sinkronisasi Pembangkit ke sistem sesuai perintah sinkron dispatcher lebih besar dari 5 (lima) menit (sesuai Grid Code SDC 7.4.3.a) dari target waktu yang disampaikan oleh Dispatcher BOPS atau REGION P3B berdasarkan infromasi dari IP atau Pembangkit, maka hal ini diperhitungkan sebagai kondisi Pembangkit.

b)

Apabila tidak terdapat target waktu spesifik yang diminta oleh Dispatcher BOPS atau REGION P3B dan tingkat pembebanan Pembangkit dicapai melebihi 2 (dua) menit dari prakiraan waktu berdasarkan deklarasi ramping ratenya (sesuai Grid Code 7.4.3.b), maka Pembangkit dianggap mengalami derating. Butir ini diberlakukan jika telah tersedia infrastruktur (hardware dan software) yang mendukung.

c)

Apabila terdapat target waktu spesifik yang diminta oleh Dispatcher BOPS dan REGION P3B, dan bila tingkat pembebanan tersebut dicapai melebihi 2 (dua) menit dari target waktu tersebut (sesuai Grid Code SDC 7.4.3.c), maka Pembangkit dianggap mengalami derating. Butir ini diberlakukan jika telah tersedia infrastruktur (hardware dan software) yang mendukung.

Kondisi-kondisi tersebut di atas yang dapat mempengaruhi perhitungan pembayaran kepada perusahaan Pembangkit, merupakan kondisi awal yang akan digunakan. Jika terdapat ketentuan pada PJBTL yang mutakhir antara perusahaan Pembangkit dan PLN yang menyatakan lain, maka kondisi seperti tersebut diatas akan disesuaikan berdasarkan kontrak tersebut.

D.2. DEKLARASI DAN KONFIRMASI KONDISI PEMBANGKIT

D.2.1. PETUGAS PELAKSANA DAN PENANGGUNG JAWAB

Petugas pelaksana pencatatan real time kondisi pembangkit dan perintah dispatch, melalui Aplikasi Dispatch apabila ada, ditentukan sebagai berikut:

a) P3B:

Dispatcher BOPS untuk Pembangkit yang terhubung ke sistem 500 kV dan dispatcher REGION P3B untuk Pembangkit yang terhubung ke sistem 150 kV dan 70 kV.

b) IP:

Supervisor Operasi atau Operator Pembangkit yang mewakili Supervisor Operasi. c) PJB:

(15)

d) PMT:

Operator pembangkit PLTGU Muara Tawar milik PMT e) TJB:

Operator pembangkit PLTU Tanjung Jati B f) CLG:

Operator pembangkit PLTGU Cilegon

Pelaksana proses acknowledgement penerimaan rekap data kondisi Pembangkit untuk periode tertentu dalam operasi hari berjalan adalah sebagai berikut:

a) P3B:

Supervisor Operasi Real Time BOPS b) IP:

Pelaksana Pengendalian Niaga UBP PT IP c) PJB:

Supervisor Produksi atau Operator Pembangkit yang mewakili Supervisor Produksi. d) PMT:

Operator pembangkit PLTGU Muara Tawar milik PMT e) TJB:

Shift Leader Operator Pembangkit PLTU Tanjung Jati B f) CLG:

Supervisor Produksi Pembangkit PLTGU Cilegon

Pelaksana proses konfirmasi harian kondisi Pembangkit harian ditentukan sebagai berikut: a) P3B:

Supervisor Operasi Real Time BOPS b) IP:

Supervisor Operasi dan Niaga UBP PT IP dan atau Staf Senior Meter dan Setelmen c) PJB:

Supervisor RENDALOP dan atau staf yang mewakili di Unit Pembangkit d) PMT:

(16)

Enjinir Operasi Operator Pembangkit PLTU Tanjung Jati B f) CLG:

Supervisor Produksi Pembangkit PLTGU Cilegon D.2.2. TATA-CARA

a) Unit Pembangkit dengan DMN unit Pembangkit lebih besar atau sama dengan 15 MW harus mendeklarasikan kepada dispatcher BOPS atau dispatcher REGION P3B atau dispatcher Sub-Region Bali sesuai kewenangannya mengenai setiap kondisi Pembangkit aktual baik yang parsial (derating), tidak siap sepenuhnya (DMN = 0) akibat PO, MO, atau FO, kondisi Unit yang siap , maupun kondisi non event curtailing (NC) untuk periode Mingguan (RDM) berikut Cause Code nya. Data pembangkit yang tidak siap akan dimasukkan oleh BOPS ke dalam database HDKP. Data unit Pembangkit yang siap akan di Dispatch dalam ROH (Rencana Operasi Harian).

b) Jika terjadi perubahan kondisi pembangkit dari RDM/ROH, maka pihak Pembangkit atau BOPS/REGION P3B JB akan mendeklarasikan perubahan kondisi Pembangkit tersebut dengan menyebutkan nama dan nomor unit Pembangkit, daya mampu Pembangkit maksimum, waktu mulai dan berakhirnya kondisi tersebut, alasan kejadian, cause code komponen/kelompok dan nama operator/supervisor yang melaporkan dalam Deklarasi Harian Kondisi Pembangkit (HDKP). Jika tidak terdapat deklarasi perubahan kondisi Pembangkit maka daya mampu aktual Pembangkit

yang digunakan untuk keperluan perhitungan kondisi Pembangkit adalah daya mampu mutakhir sesuai RDM yang disampaikan ke BOPS.

Setiap Operator atau Supervisor Operasi yang berkomunikasi secara elektronik, tertulis maupun suara dengan Dispatcher adalah sah sebagai juru bicara unit Pembangkit.

c) Apabila telah menggunakan Aplikasi Dispatch, Supervisor Operasi atau Operator Pembangkit yang mewakili Supervisor Operasi Pembangkit atau yang mewakili harus mengakui telah menerima (acknowledgement) perintah dispatch atau daya mampu maksimum atau informasi lainnya yang di-klaim oleh Dispatcher BOPS melalui Aplikasi Dispatch dan memberikan komentar/informasi/persetujuan kondisi pembangkit atas perintah dispatcher. Apabila dalam perintah Dispasthcer tidak ada waktu untuk memberikan perintah, maka Supervisor Operasi atau Operator Pembangkit yang mewakili Supervisor Operasi Pembangkit wajib mengisikan dalam aplikasi atas perintah dispathcer dan selanjutnya dispatcher hanya melakukan acknowledgement. d) Apabila Aplikasi Dispatch tidak dapat berfungsi atau belum diimplementasikan, maka Dispatcher

BOPS, REGION dan Sub Region Bali harus mencatat semua data dari deklarasi yang dilakukan operator Pembangkit dan informasi operasi pembangkit lainnya pada logbook operasi sistem/logsheet. Komunikasi operasi tersebut harus pula direkam oleh BOPS dengan sarana voice recorder. Hasil dari koordinasi mengenai data/informasi selanjutnya akan dimasukkan oleh BOPS kedalam data base Aplikasi HDKP.

e) Supervisor Operasi Real Time BOPS akan mengirim rekap Data Awal kondisi Pembangkit harian seperti daya mampu maksimum, penyebab kejadian dan cause codenya untuk data yang

(17)

sudah terkumpul pada periode tugas/shiftnya kepada Supervisor Pembangkit atau yang mewakili melalui Web Aplikasi HDKP

f) Supervisor Pembangkit atau yang mewakili akan melakukan acknowledgement atas Data Awal kondisi Pembangkit meliputi daya mampu maksimum, penyebab kejadian dan cause codenya melalui Web Aplikasi HDKP.

g) Form H-DKP-P3B yang berisi Rekap Final data kondisi Pembangkit periode operasi mulai pukul 00:00 WIB hingga 24:00 WIB satu hari sebelumnya akan dikirim selambat-lambatnya pukul 10.00 WIB setiap harinya oleh Supervisor Operasi Real Time BOPS melalui Web Aplikasi HDKP untuk selanjutnya dikonfirmasi oleh Supervisor Pembangkit atau yang mewakili. Lihat Lampiran D-3. h) Supervisor Operasi dan Niaga UBP – IP, Supervisor di Unit Pembangkit – PJB, dan Asisten

Manager Operasi real Time - PLN PMT, Enjinir Operasi – TJB, Supervisor Produksi – CLG, melakukan konfirmasi mengenai data kondisi Pembangkit periode operasi satu hari sebelumnya mulai pukul 00:00 WIB hingga 24:00 WIB satu hari sebelumnya melalui Web Aplikasi HDKP Form H-DKP-Pembangkit (lihat Lampiran D-4) selambat-lambatnya pukul 15:00 setiap harinya. Konfirmasi yang perlu dilakukan yaitu:

Mengisi ruang "Konfirmasi" dengan huruf “S” jika data kondisi Pembangkit disepakati atau mengisinya dengan huruf "TS" jika data kondisi Pembangkit belum disepakati.

IP, PJB, PMT, TJB dan CLG apabila diperlukan, memberikan penjelasan pada kolom "Keterangan" terhadap data kondisi Pembangkit yang belum disepakati.

Mengisi, memperbaiki atau melengkapi data Cause Code penyebab kejadian pada ruang yang terdapat di Aplikasi HDKP.

Jika a) tidak terdapat konfirmasi atas data kondisi harian hingga pukul 15:00 WIB keesokan harinya atau pada hari kerja terdekat setelah hari libur; atau b) terdapat data yang tidak dilengkapi dengan konfirmasi “S” atau “TS”, maka data kondisi yang disampaikan BOPS dianggap sebagai data yang benar.

Apabila jadwal penyampaian deklarasi dan konfirmasi harian jatuh pada hari Sabtu, Minggu atau hari libur, maka proses deklarasi dan konfirmasi sesuai Protap ini dilakukan pada hari kerja terdekat setelah hari libur tersebut.

i) Selanjutnya, BOPS P3B akan memfasilitasi penyelesaian mengenai data kondisi yang belum disepakati (berstatus “TS”) oleh IP, PJB, PMT, TJB, dan CLG berdasarkan data pendukung yang ada.

j) Data kondisi yang telah disepakati akan digunakan oleh BOPS P3B sebagai dasar perhitungan Indeks Kinerja Pembangkit. ..

k) Jika masih terdapat data kondisi yang belum disepakati, maka harus diselesaikan secara kesepakatan bersama antara BOPS dan Pembangkit atau dilanjutkan kepada komisi Grid Code

(18)

l) BOPS harus menyampaikan hasil akhir penyelesaian data kondisi yang berstatus “TS”. Data tersebut dapat dikoreksi dengan alasan yang disepakati oleh BOPS dan perusahaan Pembangkit. (Lihat Lampiran D-6 dan D-7).

m) Apabila terdapat kendala pada saluran komunikasi untuk penggunaan Web Aplikasi HDKP, maka proses konfirmasi dilakukan melalui email, facsimile atau ftp. Alamat email BOPS, UBP - IP, PJB, PMT, TJB dan CLG serta server ftp dapat dilihat pada Lampiran D-1. Selanjutnya BOPS akan mengisikan data tersebut ke database HDKP.

n) Untuk memperjelas proses pelaksanaan deklarasi kondisi pembangkit dapat dilihat pada Diagram Alir pada Lampiran D-2

o) Penunjukan waktu di ruang kontrol P3B Gandul (berdasarkan GPS) digunakan sebagai Waktu Standar untuk semua pencatatan dan pelaporan kejadian Pembangkit.

(19)

E. PROSEDUR TETAP PERHITUNGAN INDEKS KINERJA

PEMBANGKIT

E.1. RUANG LINGKUP

Terdapat 4 metode perhitungan Indeks Kinerja Pembangkit yang disepakati, yaitu: 1. Perhitungan Pembangkit Tunggal (basis waktu)

2. Perhitungan Pembangkit Gabungan (basis waktu) 3. Perhitungan Pembangkit Gabungan (basis energi)

4. Perhitungan Pembangkit Tunggal/Gabungan OMC (Outside Management Control) Indeks kinerja pembangkit yang disepakati untuk mengacu pada Protap ini yaitu:

PER UNIT PEMBANGKIT (Termasuk OMC) **

UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN (Termasuk OMC) ** 1. Availability Factor (AF)

2. Equivalent Availabity Factor (EAF) 3. Service Factor (SF)

4. Planned Outage Factor (POF) 5. Maintenance Outage Factor (MOF) 6. Forced Outage Factor (FOF) 7. Reserve Shutdown Factor (RSF) 8. Unit Derating Factor (UDF) 9. Seasonal Derating Factor (SEDF) 10. Forced Outage Rate (FOR)

11. Forced Outage Rate Demand (FORd) 12. Equivalent Forced Outage Rate (EFOR) 13. Eq. Forced Outage Rate demand

(EFORd)

14. Net Capacity Factor (NCF) 15. Net Output Factor (NOF) 16. Plant Factor (PF)

1. Weighted Availability Factor (WAF)

2. Weighted Equivalent Availability Factor (WEAF) 3. Weighted Service Factor (WSF)

4. Weighted Planned Outage Factor (WPOF) 5. Weighted Maintenance Outage Factor (WMOF) 6. Weighted Forced Outage Factor (WFOF) 7. Weighted Reserve Shutdown Factor (WRSF) 8. Weighted Unit Derating Factor (WUDF) 9. Weighted Seasonal Derating Factor (WSEDF) 10. Weighted Forced Outage Rate (WFOR)

11. Weighted Equivalent Forced Outage Rate (WFORd) 12. W. Equivalent Forced Outage Rate (WEFOR) 13. W. Equivalent Forced Outage Rate demand

(WEFORd)

14. Weighted Net Capacity Factor (WNCF) 15. Weighted Net Output Factor (WNOF) 16. Weighted Plant Factor (WPF)

** Formula OMC digunakan untuk menghitung kinerja pembangkit tanpa peristiwa-peristiwa diluar tangguang jawab

managemen pembangkit tersebut. Formula OMC sama dengan Formula Non OMC. Untuk membedakannya, gunakan tanda “X” di awal persamaan. Contoh: AF menjadi XAF; FOR menjadi XFOR; WEAF menjadi XWEAF; dan seterusnya.

(20)

E.2. DIAGRAM KONDISI (STATUS) UNIT PEMBANGKIT

Berikut digambarkan pengelompokan status unit pembangkit sebagai acuan dalam Protap ini.

TIDAK AKTIF

Retired Mothballed

Inactive Reserve

AKTIF

Available (Zero to Full Load) Reserve *)

Unavailable (No Load)

In Service **) Planned Outage Unplanned O.

Planned Deratings

Forced Maintenance

Unplanned

Deratings Planned P. Extension

Ext. M. SF U3 U2 U1 Scheduled D3 D2 D1 Forced Scheduled Maintenance (D4) Ext.M. No Deratings

*) Not connected, **) Connected

TIDAK AKTIF

Retired Mothballed

Inactive Reserve

AKTIF

Available (Zero to Full Load) Reserve *)

Unavailable (No Load)

In Service **) Planned Outage Unplanned O.

Planned Deratings

Forced Maintenance

Unplanned

Deratings Planned P. Extension

Ext. M. SF U3 U2 U1 Scheduled D3 D2 D1 Forced Scheduled Maintenance (D4) Ext.M. No Deratings

*) Not connected, **) Connected

Gambar-1. Pengelompokan Status Unit Pembangkit

Dua kategori utama status unit pembangkit ditunjukkan pada Gambar-1, yaitu “AKTIF” dan ”TIDAK AKTIF”. TIDAK AKTIF didefinisikan sebagai status unit tidak siap operasi untuk jangka waktu lama karena unit dikeluarkan untuk alasan ekonomi atau alasan lainnya yang tidak berkaitan dengan peralatan/instalasi pembangkit. Dalam kondisi ini, unit pembangkit memerlukan persiapan beberapa hari sampai minggu/bulan untuk dapat siap operasi. Yang termasuk dalam kondisi ini adalah “INACTIVE RESERVE” yaitu status bagi unit pembangkit yang direncanakan sebagai cadangan untuk jangka panjang, “MOTHBALLED” yaitu status unit pembangkit yang sedang disiapkan untuk idle dalam jangka panjang, dan “RETIRED” yaitu unit yang untuk selanjutnya diharapkan tidak beroperasi lagi namun belum dibongkar instalasinya.

Bagian bawah Gambar-1 diatas menunjukkan berbagai status operasi unit pembangkit dengan rincian hingga empat tingkatan. Rincian status demikian merupakan data input yang digunakan dalam program perhitungan indeks kinerja pembangkit pada Aplikasi GAIS (Generation Availability Information System).

(21)

E.3. PERPINDAHAN KONDISI PEMBANGKIT YANG DIIZINKAN

Perpindahan kondisi outage ke kondisi outage lainnya dapat dilakukan setelah persoalan yang mengakibatkan outage awal sudah diselesaikan dan unit siap dioperasikan sebagaimana sebelum outage awal terjadi.

Tabel-E.3. dibawah ini menunjukkan perpindahan kondisi yang diizinkan. Tabel-E.3.: Perpindahan Kondisi Yang Diizinkan KE ¾ DARI À U1 U2 U3 SF MO PO SE ME PE RS DE DM DP FO1 (U1) Y T T Y Y Y T T T Y FO2 (U2) Y T T Y Y Y T T T Y FO3 (U3) Y T T Y Y Y T T T Y SF Y T T Y Y Y T T T Y MO Y T T Y Y Y Y Y T Y PO Y T T Y T Y Y T Y Y ME Y T T Y T T Y Y T Y PE Y T T Y T T Y T Y Y SE Y T T Y T T Y Y Y Y RS Y T T Y Y Y T T T Y FD1 (D1) T T T FD2 (D2) T T T FD3 (D3) T T T MD (D4) Y Y T PD Y T Y DE Y MDE (DM) Y T PDE (DP)

Standar IEEE 762 tidak mengizinkan perpindahan dari/ke status derating ke/dari jenis peristiwa yang lain

kecuali yang telah ditunjukkan (pada Tabel ini)

T Y CATATAN:

(22)

E.4. DEFINISI

E.4.1. OUTAGE

Outage terjadi apabila suatu unit tidak sinkron ke jaringan dan bukan dalam status Reserve Shutdown. Klasifikasi outage secara umum dikelompokkan menjadi tujuh jenis kejadian.

Suatu outage dimulai ketika unit dikeluarkan dari jaringan atau pindah status misalnya dari status Reserve Shutdown menjadi Maintenance Outage. Outage berakhir ketika unit terhubung ke jaringan atau pindah ke status lain.

PO - Planned Outage: yaitu keluarnya pembangkit akibat adanya pekerjaan pemeliharaan periodik pembangkit seperti inspeksi, overhaul atau pekerjaan lainnya yang sudah dijadwalkan sebelumnya dalam rencana tahunan pemeliharaan pembangkit atau sesuai rekomendasi pabrikan.

PE - Planned Outage Extension: yaitu outage perpanjangan yang direncanakan, sebagai perpanjangan Planned Outage (PO) yang belum selesai pada waktu yang telah ditentukan. Ini artinya bahwa sebelum PO dimulai, periode dan tanggal operasinya telah ditetapkan. Semua pekerjaan sepanjang PE adalah bagian dari lingkup pekerjaan yang asli dan semua perbaikan ditentukan sebelum outage mulai.

MO - Maintenance Outage: yaitu keluarnya pembangkit untuk keperluan pengujian, pemeliharaan preventif, pemeliharaan korektif, perbaikan atau penggantian suku cadang atau pekerjaan lainnya pada pembangkit yang dianggap perlu dilakukan, yang tidak dapat ditunda pelaksanaannya hingga jadwal PO berikutnya dan telah dijadwalkan dalam ROM berikutnya.

CATATAN: ROM adalah Rencana Operasi Mingguan yang diterbitkan oleh P3B untuk periode operasi mulai Jum’at pukul 00:00 WIB sampai dengan Kamis minggu berikutnya pukul 24:00 WIB.

ME - Maintenance Outage Extension: yaitu pemeliharaan outage perpanjangan, sebagai perpanjangan MO yang belum selesai dalam waktu yang telah ditetapkan. Ini artinya bahwa sebelum MO dimulai, periode dan tanggal selesainya telah ditetapkan. Semua pekerjaan sepanjang ME adalah bagian dari lingkup pekerjaan yang asli dan semua perbaikan ditentukan sebelum outage mulai. SE - Scheduled Outage Extension: adalah perpanjangan dari Planned Outage (PO) atau

Maintenance Outage (MO), yaitu outage yang melampaui perkiraan durasi penyelesaian PO atau MO yang telah ditentukan sebelumnya.

"Durasi yang ditentukan" dari outage juga menentukan "perkiraan tanggal penyelesaian” dari PO atau MO. Jika unit dijadwalkan untuk perbaikan selama empat minggu, maka unit diharapkan sudah siap operasi empat minggu setelah tanggal mulai outage. Dalam hal outage dimajukan atau dimundurkan untuk keperluan sistem, maka tanggal mulai outage ditambah durasi outage akan menentukan tanggal berakhirnya outage. Sepanjang outage tidak lebih lama dari yang direncanakan, maka tanggal berakhirnya outage digeser agar bersamaan sesuai dengan periode durasi yang telah ditentukan.

(23)

Dalam hal terdapat perpindahan status outage pembangkit, tanggal dan waktu akhir outage yang satu akan menjadi awal outage berikutnya. Status unit hanya dapat diubah jika outage yang pertama telah berakhir. Sebagai contoh, jika unit keluar paksa (FO/U1) disebabkan suatu tabung dinding air bocor (tepat sebelum unit tersebut akan keluar terencana-PO), maka perbaikan kerusakan akibat FO/U1 harus selesai terlebih dahulu sebelum status unit diubah dari U1 ke status PO. Petugas pemeliharaan dapat memulai pekerjaan PO, namun status unit tidak akan menjadi PO sebelum pekerjaan outage U1 selesai dan unit dapat beroperasi kembali.

Semua pekerjaan selama PO dan MO ditentukan terlebih dahulu dimuka dan dikenal sebagai "lingkup pekerjaan awal". SE hanya digunakan pada kondisi dimana lingkup pekerjaan awal memerlukan waktu lebih untuk penyelesaiannya dibanding yang dijadwalkan sebelumnya.

SE tidak digunakan dalam kondisi dimana ditemukan problem/permasalahan tak diduga pada saat outage yang menyebabkan unit keluar dari sistem melampaui tanggal berakhirnya PO atau MO yang diperkirakan. Kondisi ini dianggap sebagai Unplanned (Forced) Outage-Immediate (U1). SE juga tidak digunakan pada kondisi dimana dijumpai permasalahan tak diduga ketika unit startup. Jika suatu unit selesai PO atau MO sebelum tanggal penyelesaian yang diperkirakan, maka apapun permasalahan yang menyebabkan outages atau deratings setelah tanggal penyelesaian tersebut tidak dianggap sebagai bagian dari PO atau MO.

SE atau U1 harus mulai pada waktu yang sama (bulan/hari/jam/menit) yaitu pada saat PO atau MO berakhir.

SF - Startup Failure: yaitu outage yang terjadi ketika suatu unit tidak mampu sinkron dalam waktu start up yang ditentukan setelah dari status outage atau RSH.

Periode Startup untuk masing-masing unit ditentukan oleh Unit pembangkit. Hal ini spesifik untuk tiap unit, dan tergantung pada kondisi unit ketika startup (panas, dingin, standby, dll.). Periode start up dimulai dari perintah start dan berakhir ketika unit sinkron. SF berakhir ketika unit sinkron atau unit berubah status.

FO - Forced Outage: yaitu keluarnya pembangkit akibat adanya kondisi emergensi pada pembangkit atau adanya gangguan yang tidak diantisipasi sebelumnya serta yang tidak digolongkan ke dalam MO atau PO.

FO1 (U1) - Unplanned (Forced) Outage — Immediate: adalah outage yang memerlukan keluarnya pembangkit dengan segera baik dari kondisi operasi, RSH atau status outage lainnya. Jenis outage ini diakibatkan oleh kontrol mekanik/electrical/hydraulic unit pembangkit trip atau ditripkan oleh operator sebagai respon atas alarm/kondisi unit.

FO2 (U2) - Unplanned (Forced) Outage — Delayed: adalah outage yang tidak memerlukan unit pembangkit untuk keluar segera dari sistem tetapi dapat ditunda paling lama dalam enam jam. Outage jenis ini hanya dapat terjadi pada saat unit dalam keadaan terhubung ke jaringan serta melalui proses penurunan beban bertahap.

(24)

FO3 (U3) - Unplanned (Forced) Outage — Postponed: adalah outage yang dapat ditunda lebih dari enam jam. Outage jenis ini hanya dapat terjadi pada saat unit dalam keadaan terhubung ke jaringan.

E.4.2. DERATING

Derating terjadi apabila daya keluaran (MW) unit kurang dari DMN-nya. Derating digolongkan menjadi beberapa kategori yang berbeda. Derating dimulai ketika unit tidak mampu untuk mencapai 98% DMN dan lebih lama dari 30 menit. Kapasitas yang tersedia didasarkan pada keluaran unit dan bukan pada instruksi dispacth. Derating berakhir ketika peralatan yang menyebabkan derating tersebut kembali normal, terlepas dari apakah pada saat itu unit diperlukan sistem atau tidak.

Jika derating unit kurang dari 2% dari DMN dan kurang dari 30 menit, maka derating tersebut dapat dilaporkan . Cara lainnya, semua deratings (lebih besar/kecil dari 2% DMN atau lebih pendek/panjang dari 30 menit) dapat dilaporkan ke P3B.

Sebagai contoh, suatu derate 10% dari DMN tetapi berlangsung 10 menit perlu dilaporkan ke P3B; suatu derate 1% dari DMN tetapi berlangsung 6 jam perlu dilaporkan ke P3B.

PD - Planned Derating: adalah derating yang dijadwalkan dan durasinya sudah ditentukan sebelumnya dalam rencana tahunan pemeliharaan pembangkit. Derating berkala untuk pengujian, seperti test klep turbin mingguan, bukan merupakan PD, tetapi MD (D4).

MD (D4) - Maintenance Derating: adalah derating yang dapat ditunda melampaui akhir periode operasi mingguan (Kamis, pukul 24:00 WIB) tetapi memerlukan pengurangan kapasitas sebelum PO berikutnya. D4 dapat mempunyai tanggal mulai yang fleksibel dan boleh atau tidak boleh mempunyai suatu periode yang ditentukan.

MDE (DM) - Maintenance Derating Extension: adalah suatu pemeliharaan yang derating perluasan sebagai suatu perluasan pemeliharaan derate (D4) di luar tanggal penyelesaian diperkirakan. Ini artinya bahwa di awal Peristiwa D4, derate mempunyai waktu pekerjaan yang diperkirakan dan termasuk tanggal unit untuk kembali operasi. Semua pekerjaan sepanjang D4 dijadwalkan (bagian dari lingkup pekerjaan asli) dan semua perbaikan ditentukan sebelum outage mulai.

PDE (DP) – Planned Derating Extension: suatu outage perluasan direncanakan sebagai suatu perluasan suatu Derate Direncanakan (PD) di luar tanggal penyelesaian diperkirakannya. Ini berarti bahwa di awal PD, derate mempunyai jangka waktu yang diperkirakan (periode waktu) untuk pekerjaan dan penetapan tanggal unit untuk kembali operasi. Semua pekerjaan sepanjang PD yang dijadwalkan adalah (bagian dari lingkup pekerjaan yang asli) dan semua perbaikan ditentukan sebelum outage mulai.

DE - Derating Extension: adalah perpanjangan dari PD atau MD (D4) melampaui tanggal penyelesaian yang diperkirakan.

DE hanya digunakan apabila lingkup pekerjaan yang awal memerlukan waktu lebih untuk menyelesaikan pekerjaannya dibanding waktu yang telah dijadwalkan. DE tidak digunakan dalam kejadian dimana ada keterlambatan atau permasalahan tak diduga diluar lingkup pekerjaan awal sehingga unit tersebut tidak mampu untuk mencapai beban penuh setelah akhir tanggal PD atau D4

(25)

yang diperkirakan. DE harus mulai pada waktu (bulan/hari/jam/menit) saat PD atau D4 direncanakan berakhir.

FD1 (D1) - Unplanned (Forced) Derating — Immediate: adalah derating yang memerlukan penurunan kapasitas segera (tidak dapat ditunda).

FD2 (D2) - Unplanned (Forced) Derating — Delayed: adalah derating yang tidak memerlukan suatu penurunan kapasitas segera tetapi memerlukan penurunan dalam dalam waktu enam jam. FD3 (D3) - Unplanned (Forced) Derating — Postponed: adalah derating yang dapat ditunda lebih dari enam jam.

E.4.3. RESERVE SHUTDOWN (RS) DAN NON CURTAILING (NC)

RS - Reserve Shutdown: adalah suatu kondisi apabila unit siap operasi namun tidak disinkronkan ke sistem karena beban yang rendah. Kondisi ini dikenal juga sebagai economy outage atau economy shutdown. Jika suatu unit keluar karena adanya permasalahan peralatan, baik unit diperlukan atau tidak diperlukan oleh sistem, maka kondisi ini dianggap sebagai sebagai FO, MO, atau PO, bukan sebagai reserve shutdown (RS).

Pada saat unit sedang dalam status RS, seringkali pekerjaan pemeliharaan dilakukan yang menyebabkan unit outage atau derating seandainya diminta operasi dan sinkron ke sistem. Jika pekerjaan pemeliharaan tidak dapat dihentikan atau diselesaikan, maka status RS berubah menjadi outage atau derating.NC – Kondisi Noncurtailing: adalah kondisi yang dapat terjadi kapan saja dimana peralatan atau komponen utama tidak dioperasikan untuk keperluan pemeliharaan, pengujian, atau tujuan lain yang tidak mengakibatkan unit outage atau derating.

NC juga dapat terjadi ketika unit pembangkit sedang beroperasi dengan beban kurang dari kapasitas penuh yang terkait dengan kebutuhan pengaturan sistem. Selama periode ini, peralatan dapat dipindahkan dari operasi untuk pemeliharaan, pengujian, atau lain pertimbangan dan dilaporkan sebagai suatu NC jika kedua kondisi yang berikut dijumpai:

a) Kemampuan unit tidak berkurang sampai di bawah kebutuhan sistem; dan,

b) Pekerjaan dapat dihentikan atau diselesaikan dan tidak mengurangi kemampuan DMN serta waktu ramp-up dalam jangkauan normal nya, jika dan ketika unit telah diperlukan oleh sistem.

Jika kondisi-kondisi ini tidak bisa dipenuhi, laporkan kejadian tersebut sebagai peristiwa outage atau derating, bukannya suatu NC.

E.4.4. CATATAN OUTAGE DAN DERATING a).Outside Management Control Outages

Ada sumber penyebab dari luar yang mengakibatkan unit pembangkit deratings atau outages. Yang termasuk penyebab outages tersebut (tetapi tidaklah terbatas pada) misalnya badai salju, angin topan, angin ribut, kualitas bahan bakar rendah, gangguan pasokan bahanbakar, dan lain lain. Daftar penyebab dan kode penyebabnya lihat pada Lampiran G-2. LAPORKAN SEMUA Peristiwa OMC ke P3B. Peristiwa tersebut tidak boleh digolongkan sebagai cadangan shutdown atau peristiwa noncurtailing.

(26)

b). Testing Terkait Outages

Pengujian On-line: Jika unit harus disinkron pada beban tertentu dalam rangka menguji performance terkait PO, MO, atau FO ( U1, U2, U3, SF), laporkan pengujian tersebut sebagai Derating Direncanakan (PD), Pemeliharaan Yang Derating (D4), atau Derating Tidak direncanakan ( D1). Semua peristiwa tersebut berawal ketika pengujian mulai, dan berakhir ketika pengujian selesai. Laporkan semua produksi energi yang dihasilkan unit selama periode on-line testing tersebut.

Pengujian off-line: Laporkan pengujian terkait outage yang tidak sinkron sebagai bagian dari peristiwa outagenya. Outage berakhir ketika pengujian selesai dan unit telah sinkron atau pindah status lain.

Boleh melaporkan jenis pengujian ini terpisah dari peristiwa outagenya. Dalam hal ini, periode pengujian menjadi suatu peristiwa baru, outage berakhir ketika periode pengujian mulai. Peristiwa Pengujian berakhir ketika unit sinkron atau ditempatkan pada Status Unit yang lain.

c). Derating saat Unit Startup atau Shutdown. Tiap unit mempunyai waktu "standar" atau "normal" untuk mencapai beban penuh setelah/dari keadaan outage. Jika suatu unit dalam proses start up dari kondisi outage ke tingkat beban penuh atau ke tingkat beban yang ditentukan sesuai periode yang “normal”, maka tidak ada derating pada unit. Jika unit memerlukan waktu lebih panjang dibanding waktu start up normal menuju beban penuh atau menuju beban yang ditentukan dispatcher, maka unit dianggap mengalami derating. Kapasitas unit pada akhir periode normal akan menentukan derate dan derate akan berlangsung sampai unit dapat mencapai kemampuan beban penuh atau tingkat beban yang ditentukan dispatcher.

Tidak ada derating untuk unit shutdown. Setiap unit perlu shutdown dengan aman, dengan mengurangi peralatan atau memperhatikan resiko keselamatan personil. Beberapa shutdowns dapat cepat seperti layaknya unit trip; yang lain bisa lebih lambat seperti turunnya unit menuju PO. Dalam kasus manapun, unit tidaklah derated.

d). Derating karena Pengaruh Lingkungan (Ambient-related Losses)

Derating karena kondisi lingkungan, misalnya disebabkan oleh temperatur masukan air pendingin tinggi (kode penyebab 9660, dll.), tidak dilaporkan sebagai peristiwa derating ke P3B. Derating tersebut mudah dihitung dengan mengurangi DMN terhadap Daya Ketergantungannya. Kerugian Energinya adalah derating karena lingkungan dikalikan dengan PH.

e). Kebutuhan Pengaturan Sistem (Dispatch Requirement)

Unit pembangkit yang beroperasi dibawah DMN karena pengaturan sistem, dikenal sebagai " load following" termasuk unit Pembangkit yang diatur oleh LFC (Load frequency control). Kejadian ini tidak dilaporkan ke P3B sebagai derating.

Walaupun Load following tidak dilaporkan ke P3B, setiap pemeliharaan, pengujian, dan lain lain yang dilakukan sepanjang periode load following harus dilaporkan sebagai suatu peristiwa. Di bawah kondisi-kondisi tertentu, pekerjaan ini dapat dilaporkan sebagai peristiwa noncurtailing (NC).

f). Overlap Deratings

Deratings tumpang-tindih satu sama lain dalam waktu bersamaan. Derating-derating ini akan diperhitungkan secara aditip (kecuali yang tertutup dengan suatu outage atau derating yang lebih besar untuk jangka waktu keseluruhan mereka). Ini berarti derating pertama diasumsikan sebagai penyebab utama dari pengurangan beban sampai akhir atau sampai outage penuh mulai.

(27)

Tujuan Kode Derating yang Dominan untuk menandai derating yg mendominasi pada peristiwa Overlaping Deratings. Tandai derating yang dominan dengan ”D”, sehingga tidak akan terjadi pengurangan derating pada peristiwa tersebut. Statistik Unjuk kerja Unit tidak akan terpengaruh. Statistik Kode Penyebab akan jadi lebih akurat dengan jumlah pencatatan yang benar dan dampak yang mendominasi derate.

h). Deratings Bervariasi

Deratings dalam periode tertentu bisa berubah-ubah. Laporan derating ini bisa dilaporkan dengan dua metoda:

1. Laporkan sebagai derating baru setiap kemampuan unit berubah.

2. Menentukan kemampuan unit rata-rata tersedia sepanjang deratings yang berbeda-beda dan hanya satu peristiwa rata-ratanya yang dilaporkan ke P3B.

Contoh Merata-ratakan Derating:

Unit 1000 MW mengalami derating, disebabkan oleh hambatan emisi selama 10 hari ( 240 jam). Selama periode ini, besarnya derating bervariasi sebagai berikut:

1) 30 MW selama 40 jam; 2) 50 MW selama 10 jam; 3) 20 MW selama 110 jam; dan 4) 40 MW selama 80 jam. Sepanjang waktu ini, unit juga mengalami peristiwa outage tidak direncanakan (U1) selama 90 jam dan peristiwa Cadangan Shutdown (RS) selama 20 jam.

Total MWH yang hilang pada setiap tingkatan derating dihitung dan dijumlahkan = ( 40 jam x 30 MW)+ ( 10 jam x 50 MW)+ ( 110 jam x 20 MW)+ ( 80 jam x 40 MW) = 7100 total MWH hilang. Rata-rata MW yang hilang selama 10-day adalah total MWH yang hilang dibagi dengan banyaknya jam keseluruhan periode derating: 7100/240 = 30 MW rata-rata hilang

Jadi, kemampuan unit selama 10-day derating = 1000 MW - 30 MW= 970 MW

i). Force Majeure Outage (FMO): yaitu keluarnya Pembangkit sebagai akibat dari terjadinya bencana alam, perang, kekacauan umum, huru hara, sabotase, pemberontakan, pemogokan atau larangan bekerja atau tindakan industrial oleh para buruh atau karyawan pihak terkait, dan kejadian lainnya yang digolongkan sebagai peristiwa Sebab Kahar (force majeure) yang disepakati Penjual dan Pembeli.

j). Force Majeure Derating, yaitu penurunan kemampuan Pembangkit sebagai akibat dari terjadinya bencana alam, perang, kekacauan umum, huru hara, sabotase, pemberontakan, pemogokan atau larangan bekerja atau tindakan industrial oleh para buruh atau karyawan pihak terkait, dan kejadian lainnya yang digolongkan sebagai peristiwa Sebab Kahar (force majeure) yang disepakati Penjual dan Pembeli.

k). Daya mampu aktual Pembangkit yang lebih besar dari atau sama dengan 98% (sembilan puluh delapan persen) dari DMN Pembangkit dalam selang waktu setengah jam secara terus-menerus. l). Apabila diminta oleh Dispatcher P3B atau REGION P3B untuk mencapai tingkat pembebanan tertentu, dan pembebanan Pembangkit aktual mencapai tingkat pembebanan tersebut dengan rentang -2% (minus dua persen) dari DMN dalam selang waktu setengah jam secara terus-menerus. Dengan demikian, apabila tingkat pembebanan Pembangkit aktual lebih kecil dari tingkat pembebanan yang diminta oleh Dispatcher P3B atau REGION P3B dikurangi 2% (dua persen) DMN, maka Pembangkit dianggap mengalami derating sebesar DMN dikurangi tingkat pembebanan

(28)

i). Dalam hal permintaan PO/MO yang sudah terjadwal ditunda karena kebutuhan sistem sehingga menyebakan FO atau FD maka kondisi tersebut dikategorikan FO OMC atau FD OMC, jika penyebabnya adalah komponen/system yang akan akan dilakukan PO/MO.

E.5. DURASI

Service Hours (SH): adalah jumlah jam operasi unit pembangkit tersambung ke jaringan transmisi, baik pada kondisi operasi normal maupun kondisi derating.

Available Hours (AH): adalah jumlah jam unit pembangkit siap dioperasikan yaitu Service Hours ditambah Reserve Shutdown Hours.

Planned Outage Hours (POH): adalah jumlah jam unit tidak dapat beroperasi sebagai akibat dari Planned Outage untuk pelaksanaan pemeliharaan, inspeksi dan overhaul, yang telah dijadwalkan jauh hari sebelumnya (misal: overhaul boiler, overhaul turbin) + Scheduled Outage Extensions (SE) dari Planned Outages (PO).

Unplanned Outage Hours (UOH): adalah jumlah jam yang dialami selama Unplanned (Forced) Outages U1, U2, U3) + Startup Failures (SF) + Maintenance Outages (MO) + Scheduled Outage Extensions (SE) dari Maintenance Outages (MO).

Forced Outage Hours (FOH): adalah jumlah jam unit keluar paksa sebagai akibat dari gangguan Unplanned (Forced) Outages (U1, U2, U3) + Startup Failures (SF).

Maintenance Outage Hours (MOH): adalah jumlah jam unit tidak dapat beroperasi sebagai akibat dari keluar pemeliharaan karena Maintenance Outages (MO) + Scheduled Outage Extensions (SE) dari Maintenance Outages (MO).

Unavailable Hours (UH): adalah jumlah jam dari semua Planned Outage Hours (POH) + Unplanned (Forced) Outage Hours (FOH) + Maintenance Outage Hours (MOH).

Scheduled Outage Hours (SOH): adalah jumlah jam unit tidak dapat beroperasi sebagai akibat dari keluar terencana baik Planned Outage maupun Maintenance Outage + Scheduled Outage Extensions (SE) dari Maintenance Outages (MO) dan Planned Outages(PO).

Reserve Shutdown Hours (RSH): adalah jumlah jam unit tidak beroperasi karena tidak dibutuhkan oleh sistem (pertimbangan ekonomi).

Synchronous Hours (Syn.H): adalah jumlah jam unit dalam kondisi kondensasi.

Period Hours (PH): adalah total jumlah jam dalam suatu periode tertentu yang sedang diamati selama unit dalam status Aktif.

(29)

Unit Derating Hours (UDH): adalah jumlah jam unit mengalami derating.

Equivalent Seasonal Derated Hours (ESEDH): adalah perkalian antara MW derating unit pembangkit akibat pengaruh cuaca/musim dengan jumlah jam unit pembangkit siap dibagi dengan DMN.

Equivalent Forced Derated Hours (EFDH): adalah perkalian antara jumlah jam unit pembangkit derating secara paksa (forced derating: D1, D2, D3) dengan besar penurunan derating dibagi DMN. Setiap kejadian Forced Derating (D1, D2, D3) dikonversi menjadi jam ekivalen full outage, yang diperoleh dengan cara mengalikan durasi derating aktual (jam) dengan besar derating (MW) dan membagi perkalian tersebut dengan DMN pembangkit (MW). Semua jam ekivalen ini kemudian dapat dijumlahkan.

CATATAN: Termasuk Unplanned (Forced) Deratings (D1, D2, D3) selama Reserve Shutdowns (RS). Besar derating dihitung dengan cara mengurangi Daya mamapu Netto dengan Daya Mampu Aktual pembangkit.

Equivalent Planned Derated Hours (EPDH): adalah perkalian antara jumlah jam unit pembangkit derating terencana (Planned Derating) termasuk Extension (DE) dan besar penurunan derating dibagi dengan DMN. Setiap kejadian derating terencana (PD dan DE) dikonversi menjadi jam ekivalen full outage, yang diperoleh dengan cara mengalikan durasi derating aktual (jam) dengan besar derating (MW) dan membagi perkalian tersebut dengan DMN pembangkit (MW). Semua jam ekivalen ini kemudian dapat dijumlahkan.

CATATAN: Termasuk Planned Deratings (PD) selama Reserve Shutdowns (RS).

Equivalent Unplanned Derated Hours (EUDH): adalah perkalian antara jumlah jam unit pembangkit derating tidak terencana (D1, D2, D3, D4, DE) dan besar penurunan derating dibagi dengan DMN. Setiap kejadian Forced Derating (D1, D2, D3) dikonversi menjadi jam ekivalen full outage, yang diperoleh dengan cara mengalikan durasi derating aktual (jam) dengan besar derating (MW) dan membagi perkalian tersebut dengan DMN pembangkit (MW). Semua jam ekivalen ini kemudian dapat dijumlahkan.

CATATAN: Termasuk Unplanned (Forced) Deratings (D1, D2, D3) selama Reserve Shutdowns (RS).

Equivalent Forced Derated Hours during Reserve Shutdown (EFDHRS): adalah perkalian antara jumlah jam unit pembangkit forced derating (D1, D2, D3) selama reserve shutdown dan besar penurunan derating dibagi dengan DMN. Setiap kejadian Forced Derating (D1, D2, D3) selama reserve shutdown dikonversi menjadi jam ekivalen full outage, yang diperoleh dengan cara mengalikan durasi derating aktual (jam) dengan besar derating (MW) dan membagi perkalian tersebut dengan DMN pembangkit (MW). Semua jam ekivalen ini kemudian dapat dijumlahkan.

(30)

Equivalent Planned Derated Hours During Reserve Shutdowns – EPDHRS (PD): adalah perkalian antara jumlah jam unit keluar terencana (Planned Derating, PD) selama reserve shutdown dan besar penurunan derating dibagi dengan DMN. Setiap kejadian planned derating selama reserve shutdown dikonversi menjadi jam ekivalen full outage, yang diperoleh dengan cara mengalikan durasi derating aktual (jam) dengan besar derating (MW) dan membagi perkalian tersebut dengan DMN pembangkit (MW). Semua jam ekivalen ini kemudian dapat dijumlahkan.

E.6. INDEKS KINERJA PEMBANGKIT

Availability Factor (AF): adalah rasio antara jumlah jam unit pembangkit siap beroperasi terhadap jumlah jam dalam satu periode tertentu. Besaran ini menunjukkan prosentase kesiapan unit pembangkit untuk dioperasikan pada satu periode tertentu.

Equivalent Availability Factor (EAF): adalah ekivalen Availability Factor yang telah memperhitungkan dampak dari derating pembangkit.

Service Factor (SF): adalah rasio dari jumlah jam unit pembangkit beroperasi terhadap jumlah jam dalam satu periode tertentu. Besaran ini menunjukkan prosentase jumlah jam unit pembangkit beroperasi pada satu periode tertentu.

Planned Outage Factor (POF): adalah rasio jumlah jam unit pembangkit keluar terencana (planned outage) terhadap jumlah jam dalam satu periode. Besaran ini menunjukkan prosentase kondisi unit pembangkit akibat pelaksanaan pemeliharaan, inspeksi dan overhoul pada suatu periode tertentu.

Maintenace Outage Factor (MOF): adalah rasio dari jumlah jam unit pembangkit keluar terencana (Maintenace outage) terhadap jumlah jam dalam satu periode. Besaran ini menunjukkan prosentase kondisi unit pembangkit akibat pelaksanaan perbaikan, pada suatu periode tertentu. Scheduled Outage Factor (SOF): adalah rasio dari jumlah jam unit pembangkit keluar terencana

(planned outage dan maintenance outage) terhadap jumlah jam dalam satu periode. Besaran ini menunjukkan prosentase kondisi unit pembangkit akibat pelaksanaan pemeliharaan, inspeksi dan overhoul pada suatu periode tertentu.

Unit Derating Factor (UDF): adalah rasio dari jumlah jam ekivalem unit pembangkit mengalami derating terhadap jumlah jam dalam satu periode. Besaran ini menunjukkan prosentase kondisi unit pembangkit akibat derating, pada suatu periode tertentu.

(31)

Reserve Shutdown Factor (RSF): adalah rasio dari jumlah jam unit pembangkit keluar reserve shutdown (RSH) terhadap jumlah jam dalam satu periode. Besaran ini menunjukkan prosentase unit pembangkit reserve shutdown, pada suatu periode tertentu.

Forced Outage Factor (FOF): adalah rasio dari jumlah jam unit pembangkit keluar paksa (FOH) terhadap jumlah jam dalam satu periode. Besaran ini menunjukkan prosentase kondisi unit pembangkit akibat FO, pada suatu periode tertentu.

Forced Outage Rate (FOR): adalah jumlah jam unit pembangkit dikeluarkan dari sistem (keluar paksa) dibagi jumlah jam unit pembangkit dikeluarkan dari sistem ditambah jumlah jam unit pembangkit beroperasi, yang dinyatakan dalam prosen.

Forced Outage Rate demand (FORd): adalah (f x FOH) dibagi [(f x FOH)+SH]. Besaran ini menunjukkan tingkat gangguan outage tiap periode operasi yang diharapkan.

Equivalent Forced Outage Rate (EFOR): adalah Forced Outage Rate yang telah memperhitungkan dampak dari derating pembangkit.

Equivalent Forced Outage Rate demand (EFORd): adalah [(fxFOH)+(fpxEFDH)] dibagi [(f x FOH) + SH]. Besaran ini menunjukkan tingkat gangguan outage dan derating tiap periode operasi yang diharapkan.

Net Capacity Factor (NCF): adalah rasio antara total produksi netto dengan daya mampu netto unit pembangkit dikali dengan jam periode tertentu (umumnya periode 1 tahun, 8760 atau 8784 jam).

Net Output Factor (NOF): adalah rasio antara total produksi netto dengan daya mampu netto unit pembangkit dikali dengan jumlah jam unit pembangkit beroperasi.

Plant Factor (PF): adalah rasio antara total produksi netto dengan perkalian antara DMN dan jumlah jam unit pembangkit siap dikurangi jumlah jam ekivalen unit pembangkit derating akibat forced derating, maintenance derating, planned derating, dan derating karena cuaca/musim.

E.7. FORMULA PERHITUNGAN INDEKS KINERJA PEMBANGKIT

Formula untuk perhitungan Indeks Kinerja Pembangkit adalah sebagai berikut: E.7.1. UNIT PEMBANGKIT TUNGGAL

1 Availability factor [ AF ] = ×100%

PH AH

(32)

2 Equivalent Availability Factor [ EAF ] = AH−(EFDH+EMDH_PH+EPDH+ESEDH)×100% 3 Service Factor [ SF ] = ×100%

PH SH

4 Planned Outage Factor [ POF ] = ×100%

PH POH

5 Maintenance Outage Factor [ MOF ] =MOH_PH ×100% 6 Reserve Shutdown Factor [ RSF ] = ×100%

PH RSH

7 Unit Derating Factor [ UDF ] = + ×100%

PH EUDH EPDH

8 Scheduled Outage Factor [ SOF ] =POH_PH+MOH×100% 9 Forced Outage Factor [ FOF ] = ×100%

PH FOH

10 Forced Outage Rate [ FOR ] = _FOH ₊ _SH ₊ _SynchronouFOH _sHours ×100% 11 Forced Outage Rate demand [FORd] ₍ _× ₎₊ ×100%

× = SH FOH f FOH f

12 Equivalent Forced Outage Rate [EFOR] = _FOH ₊_SH FOH₊_Synchr+EFDH_._Hrs_.₊_EFDHRS ×100% 13 Equivalent Forced Outage Rate demand _{[ EFOR}

d ] **)

**) Untuk pembangkit pemikul beban puncak Jika SH, FOH atau RSH = 0, maka untuk perhitungan diberi angka 0,001.

Jika jumlah kejadian FO, start atau start aktual = 0, maka untuk perhitungan diberi angka 1.

% 100 ) ( ) ( ) ( _× + × × + × = SH FOH f EFDH fp FOH f dimana: fp = (SH/AH) f = (1/r + 1/T) / (1/r + 1/T + 1/D)

r = Durasi FO rata-rata = [FOH / jumlah kejadian FO] D = jam operasi rata-rata = [SH / jumlah start aktual]

T = RSH rata-rata = [RSH / jumlah start yang dilakukan, baik berhasil maupun gagal]

14 Net Capacity Factor [ NCF ]

=

Pr PH _{× DMN}

×

100 %

Netto

oduksi

15 Net Output factor [ NOF

]

100 %

Pr

×

=

_SHoduksi_{× DMN}Netto

(33)

16 Plant Factor [ PF ]

=

₍AH−₍EPDHPr +EUDH₎₎×DMN

×

100 %

Netto

oduksi

E.7.2. UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN/KOMPOSIT (BASIS WAKTU) 1 Availability factor [ AF ] ×100% Σ Σ = PH AH

2 Equivalent Availability Factor [ EAF ] = Σ(AH −(EFDH +EMDH_Σ _PH+EPDH +ESEDH ))×100% 3 Service Factor [ SF ] =_ΣΣ_PHSH ×100%

4 Planned Outage Factor [ POF ] ×100% Σ

Σ =

PH POH

5 Maintenance Outage Factor [ MOF ] =Σ_ΣMOH_PH ×100% 6 Reserve Shutdown Factor [ RSF ] =Σ_ΣRSH_PH ×100% 7 Unit Derating Factor [ UDF ] ( )×100%

Σ + Σ = PH EUDH EPDH

8 Scheduled Outage Factor [ SOF ] =Σ(POH_Σ_PH+MOH)×100% 9 Forced Outage Factor [ FOF ] ×100%

Σ Σ =

PH FOH

10 Forced Outage Rate [ FOR ] = _Σ₍_FOH ₊ _SHΣFOH₊ _Synchr _._Hours ₎×100% 11 Forced Outage Rate demand [ FORd] ₍₍ ₎ ₎ 100%

) ( × + × Σ × Σ = SH FOH f FOH f

12 Equivalent Forced Outage Rate [ EFOR] =_Σ₍_FOH ₊_SHΣ(FOH₊_Synchr+ EFDH_._Hrs_.₊) _EFDHRS ₎×100% 13 Equivalent Forced Outage Rate demand _{[ EFOR}

d ] **)

% 100 ) ) (( )) ( ) (( × + × Σ × + × Σ = SH FOH f EFDH fp FOH f dimana: fp = (SH/AH) f = (1/r + 1/T) / (1/r + 1/T + 1/D)

(34)

0, maka untuk perhitungan diberi angka 1. maupun gagal]

14 Net Capacity Factor [ NCF ]

=

Σ_ΣPr₍_PHoduksi_×_DMNNetto₎

×

100 %

15 Net Output factor [ NOF ]

=

Σ_ΣPr₍_SHoduksi_×_DMNNetto₎

×

100 %

16 Plant Factor [ PF ]

=

_Σ₍₍_AH₋₍Σ_EPDHProduksi₊_EUDHNetto₎₎_×_DMN₎

×

100 %

E.7.3. UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN/KOMPOSIT (BASIS KAPASITAS)

1 Weighted (W) Availability factor [WAF] 100%

) ( ) ( × × Σ × Σ = DMN PH DMN AH

2 W Equivalent (Eq) Availability Factor -

[WEAF] ( ) 100% ))] ( [( _× × Σ × + + + − Σ = DMN PH DMN ESEDH EPDH EMDH EFDH AH 3 W Service Factor [WSF] =_ΣΣ₍(_PHSH×_×_DMNDMN)₎×100%

4 W Planned Outage Factor [WPOF] 100%

) ( ) ( × × Σ × Σ = DMN PH DMN POH

5 W Maintenance Outage Factor [WMOF] 100%

) ( ) ( × × Σ × Σ = DMN PH DMN MOH

6 W Reserve Shutdown Factor [WRSF] =Σ_Σ(₍RSH_PH_××_DMNDMN₎)×100%

7 W Unit Derating Factor [WUDF] 100%

) ( )] [( × × Σ × + Σ = DMN PH DMN EUDH EPDH

8 W Scheduled Outage Factor [WSOF] 100%

) ( ) )] [( × × Σ × + Σ = DMN PH DMN MOH POH

9 W Forced Outage Factor [WFOF] = Σ_Σ(₍FOH_PH _××_DMNDMN₎)×100%

10 W Forced Outage Rate [WFOR] = _Σ_[(_FOH ₊ _SHΣ(FOH₊_Synchr×DMN_._Hours) ₎_×_DMN _]×100% 11 W Forced Outage Rate demand [WFORd] _[(( ₎ ₎ _] 100%

] ) [( _× × + × Σ × × Σ = DMN SH FOH f DMN FOH f

(35)

12 W Eq. Forced Outage Rate [WEFOR] =_Σ_[(_FOH ₊_SHΣ[(FOH₊_Synchr+EFDH_._Hrs_.₊)×_EFDHRSDMN] ₎_×_DMN_]×100%

13 W Eq. Forced Outage Rate demand - _[WEFOR

d] **)

Jika jumlah kejadian FO, start atau start aktual = 0, maka untuk perhitungan diberi angka 1.

% 100 ] ) ) [(( ] )) ( ) [(( _× × + × Σ × × + × Σ = DMN SH FOH f DMN EFDH fp FOH f dimana: fp = (SH/AH) f = (1/r + 1/T) / (1/r + 1/T + 1/D)

r = Durasi FO rata-rata = [FOH / jumlah kejadian FO] D = jam operasi rata-rata = [SH / jumlah start aktual]

T = RSH rata-rata = [RSH / jumlah start yang dilakukan, baik berhasil maupun gagal]

14 W Net Capacity Factor [WNCF]

=

Σ_ΣPr₍_PHoduksi_×_DMNNetto₎

×

100 %

15 W Net Output factor [WNOF]

=

Σ_ΣPr₍_SHoduksi_×_DMNNetto₎

×

100 %

16 W Plant Factor [WPF]

=

_Σ₍₍_AH₋₍Σ_EPDHProduksi₊_EUDHNetto₎₎_×_DMN₎

×

100 %

E.7.4. FORMULA TANPA OMC

Formula ini dimaksudkan untuk menghitung Indeks Kinerja Pembangkit tanpa memasukkan peristiwa-peristiwa outage dan/atau derating yang penyebabnya diluar tanggungjawab management perusahaan pembangkit tersebut (Outside Management plant control – OMC)

Formula yang digunakan sama persis dengan Formula-formula yang terdatpat pada sub bahasan E.7.1, E.7.2., dan E.7.3., dengan maksud dan tujuannya sama.

Untuk menandai bahwa formula tersebut dipakai tanpa peristiwa OMC, maka ditambahkan karakter “X” di awal formula. Jadi XAF artinya AF tanpa peristiwa OMC, XWAF artinya WAF tanpa peristiwa OMC, dan seterusnya.

1 XAF, XWAF Lihat Formula No. 1 pada Sub E.7.1., E.7.2., dan E.7.3. 2 XEAF, XWEAF Lihat Formula No. 2 pada Sub E.7.1., E.7.2., dan E.7.3. 3 XSF, XWSF Lihat Formula No. 3 pada Sub E.7.1., E.7.2., dan E.7.3. 4 XPOF, XWPOF Lihat Formula No. 4 pada Sub E.7.1., E.7.2., dan E.7.3. 5 XRSF, XWMOF Lihat Formula No. 5 pada Sub E.7.1., E.7.2., dan E.7.3. 6 XRSF, XWRSF Lihat Formula No. 6 pada Sub E.7.1., E.7.2., dan E.7.3. 7 XUDF, XUDF Lihat Formula No. 7 pada Sub E.7.1., E.7.2., dan E.7.3.