Abstrak—Ketersediaan peralatan menjadi faktor yang sangat penting bagi PT PJB sebagai perusahaan pembangkitan listrik. Gas turbin adalah salah satu sistem pembangkit listrik yang menghasilkan 100 MW/jam. Kerusakan sistem gas turbin dapat disebabkan oleh komponen inti maupun komponen auxiliary. Penentuan interval perawatan yang tepat dapat mencegah kerusakan komponen auxiliary. Di sisi lain, perawatan yang berlebihan dapat menyebabkan banyaknya biaya perawatan karena adanya biaya loss production. Dalam penelitian ini akan dilakukan kajian finansial untuk mengetahui alternatif interval perawatan yang tepat. Metode yang digunakan adalah cost-based criticality yang terdiri dari biaya production loss dan capital loss akibat kerusakan dan probabilitas terjadinya kerusakan. Interval perawatan dihitung untuk setiap komponen dan akan ditetapkan alternatif-alternatif interval perawatan. Alternatif tersebut akan dibandingkan secara finansial dengan metode life cycle cost selama periode 60 bulan dengan inflasi 0,65% dan interest rate 0,69%, keandalan pada t 8000 jam, dan jumlah waktu produksi yang hilang. Dari hasil perhitungan cost-based criticality diketahui terdapat 11 jenis kerusakan dan komponen auxiliary kritis. Alternatif 2 memiliki keandalan paling besar yaitu 0,0084, namun dengan NPV Rp (28.957.160.449). NPV terbesar adalah alternatif 1 dengan NPV Rp 55.556.332.787. Waktu produksi hilang terkecil adalah alternatif 4 dengan waktu produksi hilang selama periode 60 bulan sebesar 2553 jam. Namun dari hasil perhitungan incremental Benefit Cost Ratio, alternatif terbaik adalah alternatif 1 dengan Benefit Cost Ratio sebesar 1,973517. Sehingga alternatif yang terpilih adalah alternatif 1.
Kata Kunci— Pembuatan prioritas, cost-based criticality, keandalan, interval perawatan, net present value, incremental benefit cost ratio
I. PENDAHULUAN
AAT ini listrik menjadi kebutuhan primer bagi masyarakat. Sehingga ketersediaan peralatan menjadi faktor yang sangat penting bagi PT PJB agar tidak terjadi kerusakan dan menyebabkan pasokan listrik terhambat. Untuk menjamin ketersediaan pasokan listrik, maka perlu dilakukan perawatan hingga level komponen yang ada UP PT PJB. Sistem adalah hubungan dari suatu bagian untuk mencapai tujuan sistem yang terdiri dari sub sistem dan setiap bagian dari sub sistem mempunyai peran untuk menopang sistem yang lebih besar [1]. Jika komponen penyusun sistem Gas Turbin (GT) rusak, maka dapat mengganggu kerja sistem tersebut. Sehingga perencanaan perawatan hingga level komponen, baik komponen inti maupun auxiliary, menjadi
faktor yang penting untuk mendukung keberlanjutan proses produksi listrik PT PJB UP Gresik.
Tabel 1. Komponen dan Jenis Kerusakan Auxiliary GT Komponen Auxiliary Jenis Kerusakan
Inlet Guide Vane Macet Bocor Intake Air Filter Kotor
Main Lube Oil Bocor Abnormal Mekanik Main Control Oil Abnormal Tekanan abnormal Main Fuel Oil Pump Abnormal Tekanan abnormal
By Pass Stack Bocor Abnormal Tekanan abnormal Exciter Abnormal Trouble Ignitor Arus rendah Kotor
Rusak
Pemeliharaan peralatan dan keandalan sistem merupakan faktor penting yang mempengaruhi kemampuan sebuah perusahaan untuk memenuhi kebutuhan konsumen dan menghadapi kompetisi [2]. Pemeliharaan komponen gas turbin dilakukan setiap 8.000 EOH. Namun, terdapat beberapa komponen yang mengalami kerusakan sebelum 8.000 EOH, yang menyebabkan derating bahkan trip. Berikut ini adalah jumlah downtime dan derating yang dialami oleh GT 1.3 UP Gresik selama lima tahun :
Gambar 1. Jumlah Jam Downtime dan Derating Unit GT 1.3 Menurut Dhillon [3], sebanyak 40%-60% biaya produksi dapat direduksi melalui strategi perawatan yang efektif, salah
890,9987097 780,8867742 983,777718 200,1031106 496,08 200,8965076 0 200 400 600 800 1000 1200 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Jam Tahun
Penentuan Interval Waktu Perawatan Optimum Dan Analisis
Perbandingan Finansial Komponen Auxiliary
(Studi Kasus : Sistem Gas Turbin PLTGU PT PJB UP Gresik)
Anisa Lathifani Zahirah, Janti Gunawan, Yudha Prasetyawan
Jurusan Teknik Industri, Fakultas Teknologi, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS)
Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya 60111
: [email protected]
satunya adalah memprioritaskan komponen. Salah satunya adalah dengan menggunakan cost-based criticality¸yang menggunakan probabilitas kerusakan dan dampak akibat rusaknya sebuah aset, dengan menggunakan data aktual sehingga lebih mudah dilakukan [4].
Berdasarkan banyaknya loss production yang disebabkan oleh kerusakan komponen auxiliary, maka diperlukan penentuan interval PM komponen auxiliary. Untuk mengetahui apakah perhitungan interval waktu penggantian optimum komponen memberikan dampak finansial dan operasional yang baik terhadap peralatan, akan dilakukan analisis finansial dan keandalan peralatan.
II. METODOLOGI PENELITIAN A. Cost-based Criticality
Cost-based criticality (CBC) adalah metode yang bertujuan untuk memprioritaskan aktivitas perbaikan pada peralatan [4]. Seperti halnya proses membuat daftar prioritas atau ranking yang lain, CBC mempertimbangkan peluang terjadi dan dampak karena terjadinya kerusakan. Faktor yang membedakan adalah CBC menggunakan biaya sebagai matriks dampak sehingga proses ranking dapat diilustrasikan secara mudah. Kriteria dampak Data finansial Computerised Maintenance Management System Dampak kerusakan Data keandalan
Peluang terjadi kerusakan
CBC value
Daftar prioritas komponen Gambar II. Proses Cost-based Criticality
Komponen untuk menentukan cost-based criticality value adalah loss production dan capital loss akibat kerusakan dan probabilitas terjadinya kerusakan.
CBC = ∑ ((Jumlah down time × Production loss × Selling price) + capital loss) × Pf (1)
Downtime adalah lama waktu yang hilang akibat unexpected downtime. Dalam sistem GT, production loss dapat disebabkan karena derating atau trip. Production loss adalah jumlah produksi sistem GT per jam. Sedangkan selling price adalah harga jual produksi listrik yang dihasilkan kepada pelanggan. Capital loss adalah jumlah biaya tenaga kerja dan komponen yang rusak akibat kerusakan yang terjadi. Pf adalah peluang terjadinya kerusakan.
B. Interval Perawatan Optimum
Biaya perawatan merupakan hasil perhitungan kumulatif antara biaya akibat kerusakan dan biaya perbaikan [5].
𝑇𝐶 = 𝐶𝑚. 𝑓𝑚+ 𝐶𝑓. 𝑓𝑓 𝑇𝐶 = 𝐶𝑚 1 Tp + 𝐶𝑓 1 Tp 𝜆 𝑡 𝑑𝑡 Tp 0 𝑇𝐶 = 1 𝑇𝑝 𝐶𝑚+ 𝐶𝑓 𝜆 𝑡 𝑑𝑡 𝑇𝑝 0
Jika data berdistribusi Weibull, maka :
𝑇𝐶 =𝐶𝑚 𝑇𝑝 +
𝐶𝑓 𝜂𝛽𝑇𝑝𝛽 −1 TC minimum, maka 𝑑𝑇𝑀𝑑𝑇𝐶 = 0, sehingga :
𝑇𝑝 = 𝜂 × 𝐶 𝐶𝑚 𝑓(𝛽−1) 1 𝛽 (2) Keterangan :
TC : Biaya total yang dibebankan pada tiap jam operasi mesin
𝑇𝑝 : Interval waktu perawatan optimal dalam satuan jam
𝐶 𝑓 : Biaya perbaikan atau penggantian karena rusaknya komponen untuk setiap siklus perawatan (Rp) 𝐶 𝑚 : Biaya yang dikeluarkan untuk perawatan
𝑓𝑓 : Frekuensi kegagalan
𝑓𝑚 : Frekuensi perawatan
𝛽 : Parameter kemiringan distribusi kerusakan 𝜂 : Parameter skala distribusi kerusakan C. Preventive Maintenance
Aktivitas perawatan yang dilakukan dengan PM menggunakan parameter jam operasi utnuk melakukan perawatan sehingga dapat disebut pula sebagai time-based maintenance dan dilakukan sebelum terjadi [6].
Gambar II.1 Grafik Efek Preventive Maintenance terhadap Keandalan Persamaan umum keandalan pada preventive maintenace pada interval waktu 𝑁𝑇 ≤ 𝑡 < 𝑁 + 1 𝑇 adalah :
𝑅𝑚 𝑡 = 𝑅 𝑇 𝑁𝑅 𝑡 − 𝑁𝑇 , 𝑁𝑇 ≤ 𝑡 < 𝑁 + 1 𝑇 Jika data berdistribusi Weibull, maka :
𝑅𝑚 𝑡 = 𝑒𝑥𝑝 −𝑁 𝑇𝜃
𝑚
𝑒𝑥𝑝 − 𝑡−𝑁𝑇𝜃 𝑚 , 𝑁𝑇 ≤ 𝑡 < 𝑁 + 1 𝑇
D. Loss Production
Analisis LCC adalah estimasi biaya yang dikeluarkan dimulai dari fase konstruksi atau akuisisi hingga sebuah sistem habis masa pakainya (disposal) sepanjang umur hidup sistem dengan mempertimbangkan time value of money [7]. Tujuan analisis LCC adalah sebagai dasar pertimbangan pemilihan alternatif yang memiliki biaya yang paling efektif sepanjang umur hidup sistem, sehingga LCC dapat menghasilkan hasil yang terbaik dalam pemilihan alternatif. Alternatif yang menghasilkan biaya paling minimum akan dipilih sebagai alternatif terbaik berdasarkan analisis LCC.
III. HASIL DAN DISKUSI A. Komponen Auxiliary Kritis Gas Turbin
Langkah pertama adalah menentukan besarnya biaya loss production. Setiap jenis kerusakan komponen memiliki dampak yang berbeda-beda terhadap sistem, dan dapat dilihat dari rata-rata waktu perbaikan tiap jenis kerusakan atau MTTR. Sebelumnya dilakukan penentuan distribusi dan parameter distribusi untuk masing-masing perbaikan jenis kerusakan auxiliary. Penentuan parameter distribusi dilakukan dengan menggunakan software reliability.
Langkah selanjutnya adalah menghitung capital loss. Capital loss adalah biaya tenaga kerja dan biaya perbaikan yang dikeluarkan akibat terjadinya kerusakan.
Selanjutnya adalah menentukan probabilitas terjadinya kerusakan untuk tiap jenis kerusakan. Perhitungan probabilitas dilakukan dengan melakukan pembagian antara jumlah kejadian rusak untuk jenis kerusakan dengan total kerusakan yang terjadi selama periode tersebut.
Tabel 3. Hasil Perhitungan CBC Value Komponen Auxiliary Komponen Auxiliary Jenis Kerusakan CBC Value
Inlet Guide Vane Macet Bocor 27.013.414 13.035.403
Intake Air Filter Kotor 39.430.756
Main Lube Oil Bocor Abnormal 50.675.520 489.612
Mekanik 207.278
Main Control Oil Abnormal Tekanan abnormal 58.301.987 735.711
Main Fuel Oil Pump Abnormal Tekanan abnormal 16.362.954 412.024
By Pass Stack Bocor Abnormal 393.699.012 409.993
Tekanan abnormal 16.362.954
Exciter Abnormal Trouble 27.147.483 592.911
Ignitor Arus rendah Kotor 10.320.136 26.013.863
Rusak 29.703.974
Dari hasil perhitungan CBC value diketahui bahwa biaya loss production memberikan kontribusi biaya yang paling besar. Sehingga terdapat 11 jenis kerusakan komponen yang merupakan komponen dan jenis kerusakan kritis.
B. Interval Perawatan Optimum
Langkah pertama adalah menentukan parameter distribusi kerusakan untuk setiap jenis kerusakan komponen auxiliary gas turbin. Penentuan parameter distribusi dibantu dengan menggunakan software reliability. Setelah diketahui parameter distribusi kerusakan, maka ditentukan MTTF dengan menggunakan rumus untuk distribusi kerusakan Weibull. Setelah dilakukan penentuan parameter distribusi kerusakan, langkah selanjutnya adalah menentukan biaya perbaikan karena rusaknya komponen untuk setiap kejadian kerusakan (𝐶𝑓). Biaya perbaikan karena kerusakan terdiri dari biaya loss production, biaya tenaga kerja, dan biaya perbaikan komponen itu sendiri.
Tabel III. Biaya Kerusakan Komponen Auxiliary Gas Turbin Komponen Jenis Kerusakan Cf (Rp/siklus)
By Pass Stack Bocor Rp 6.561.650.205
Main Control Oil Tekanan abnormal Rp 1.382.589.981
Main Lube Oil Bocor Rp 515.758.523
Intake Air Filter Kotor Rp 1.309.101.085
Ignitor Rusak Rp 818.175.919
By Pass Stack Tekanan abnormal Rp 746.142.788
Exciter Trouble Rp 409.680.202
Ignitor Kotor Rp 719.716.885
Inlet Guide Vane Macet Rp 747.371.125
Main Fuel Oil Pump Tekanan abnormal Rp 543.250.062
Inlet Guide Vane Bocor Rp 432.775.391
Ignitor Arus rendah Rp 244.734.664
Selanjutnya adalah melakukan penentuan biaya PM untuk komponen auxiliary yang telah diprioritisasi dengan CBC value. Aktivitas PM tidak dilakukan untuk setiap kerusakan, namun untuk setiap komponen auxiliary. Komponen biaya PM adalah tenaga kerja, biaya loss production jika terdapat konsekuensi shut down atau derating, serta biaya perawatan, baik pengecekan, kalibrasi, lubrikasi, pembersihan, dan penggantian part komponen.
Tabel 5. Rekap Biaya Preventive Maintenance Komponen Auxiliary Komponen Total Biaya PM (𝑪𝒎)
Inlet Guide Vane Rp 79.432.424
Intake Air Filter Rp 107.317.992
Main Lube Oil Rp 322.437.052
Main Control Oil Rp 328.390.958
Main Fuel Oil Pump Rp 359.647.727
By Pass Stack Rp 276.239.149
Exciter Rp 235.076.453
Ignitor Rp 346.556.985
Selanjutnya adalah menghitung menggunakan rumus (2). Sehingga didapatkan interval perawatan setiap jenis kerusakan.
Tabel 6. Interval Preventive Maintenance Optimum Komponen Auxiliary Komponen Jenis Kerusakan 𝑻𝒑 (Jam)
By Pass Stack Bocor 1.284
Main Control Oil Tekanan abnormal 1.841
Intake Air Filter Kotor 603
Ignitor Rusak 4.614
By Pass Stack Tekanan abnormal 1.543
Komponen Jenis Kerusakan 𝑻𝒑 (Jam)
Ignitor Kotor 11.545
Inlet Guide Vane Macet 1.885
Main Fuel Oil Pump Tekanan abnormal 4.829
Inlet Guide Vane Bocor 1.508
Ignitor Arus rendah 5.794
C. Pembuatan Alternatif
Dampak dilakukan preventive maintenance untuk komponen auxiliary adalah sistem akan shutdown atau derating, sehingga implementasi preventive maintenance tidak dapat dilakukan pada satu jenis kerusakan atau satu komponen saja. Untuk itu dilakukan pembuatan alternatif PM untuk komponen-komponen auxiliary tersebut. Berdasarkan hasil diskusi dengan pihak perusahaan, berikut ini adalah alternatif PM yang dapat diimplementasikan di perusahaan :
1. Alternatif 0, PM dengan kondisi eksisting (PM setiap 8.000 jam)
2. Alternatif 1, PM dilakukan pada interval PM maksimum (setiap 5.794 jam)
3. Alternatif 2, PM dilakukan pada interval PM minimum (setiap 603 jam)
4. Alternatif 3, PM dilakukan pada interval PM rata-rata seluruh komponen (setiap 3.836 jam)
5. Alternatif 4, PM dilakukan pada interval rata-rata komponen yang shutdown jika dilakukan PM (4.915 jam) D. Perhitungan Keandalan
Perhitungan keandalan dilakukan untuk mengetahui keandalan sistem setiap alternatif. Rumus untuk mengetahui keandalan komponen untuk distribusi kerusakan weibull adalah :
𝑅 𝑡 = 𝑒𝑥𝑝 − 𝑡 𝜂 𝛽 dengan nilai eksponen = 2,718281
Sedangkan untuk alternatif 2, 3, 4, dan 5 keandalan dihitung dengan rumus : 𝑅𝑚 𝑡 = 𝑒𝑥𝑝 −𝑁 𝑇 𝜂 𝛽 𝑒𝑥𝑝 − 𝑡 − 𝑁𝑇 𝜂 𝛽
dengan N adalah jumlah PM yang dilakukan selama periode 8.000 jam.
E. Perhitungan Waktu Produksi Hilang
Ukuran kinerja UP PT PJB adalah equivalent avalilability factor (EAF) atau ketersediaan peralatan untuk memasok listrik. Jika terjadi trip karena kerusakan atau shutdown karena perbaikan maka EAF akan dianggap 0. Jika terjadi derating perhitungannya adalah mengekuivalenkan dengan ketersediaan dalam satuan hari.
F. Perhitungan Net Present Value dan Incremental BCR Komponen yang akan digunakan untuk menghitung NPV perawatan komponen inti dan komponen auxiliary gas turbin adalah sebagai berikut :
1. Manfaat dilakukan perawatan, yaitu loss production yang tidak terjadi, dihitung sebagai inflow
2. Biaya akibat kerusakan 𝐶𝑓
3. Biaya Perawatan (𝐶𝑚)
Dalam pemilihan alternatif, dilakukan perbandingan biaya selama horizon waktu tertentu dengan mempertimbangkan interest rate dan inflasi. Setelah itu dilakukan perhitungan BCR setiap alternatif dan incremental BCR untuk mengetahui alternatif terbaik
Inflasi dan interest rate yang digunakan dalam perhitungan NPV penelitian ini adalah rata-rata data historis inflasi dan interest rate oleh Bank Indonesia mulai tahun 2005 hingga tahun 2012. Hasil rata-rata inflasi dan interest rate adalah inflasi sebesar 0,65% per bulan dan interest rate 0,69% per bulan [8].
Tabel 7. Perbandingan Alternatif
Alternatif (jam) PM NPV Keandalan Sistem
Waktu Produksi Hilang Selama 1 Siklus (jam) 1 8000 Rp (89.764.573.837) 1,30E-98 3392 2 5794 Rp 55.556.332.787 2,481E-20 2864 3 603 Rp (28.957.160.449) 0,00844531 2688 4 3836 Rp 948.697.810 4,1817E-11 2630 5 4915 Rp 41.342.203.174 1,0515E-15 2553
BCR dilakukan dengan merasiokan manfaat ekuivalen dibandingkan dengan biaya ekuivalen. Jika BCR kurang dari 1 maka alternatif tidak layak, sebaliknya apabila BCR lebih dari 1 maka alternatif tersebut akan dibandingkan dengan alternatif layak lainnya pada incremental BCR [9]. Berikut ini adalah hasil perhitungan BCR setiap alternatif :
Tabel 9. Perhitungan Rasio Benefit Cost Alternatif PM
Alternatif Manfaat Bulanan Biaya Bulanan Rasio B/C
Alternatif 0 Rp - Rp 89.764.573.837 0 Alternatif 1 Rp 3.274.312.852,74 Rp 1.659.125.668,47 1,973517 Alternatif 2 Rp 1.519.115.726,77 Rp 1.274.637.991,49 1,191802 Alternatif 3 Rp 1.089.853.896,57 Rp 747.066.479,85 1,458845 Alternatif 4 Rp 1.147.544.741,09 Rp 578.250.778,91 1,98451
Dari hasil perhitungan, alternatif 0 tidak layak karena BCR kurang dari 1, sehingga pada perhitungan incremental BCR alternatif 0 tidak diperhitungkan. Hasil perhitungan incremental BCR terlampir pada lampiran 1.
IV. KESIMPULAN/RINGKASAN
Dari hasil perhitungan cost-based criticality diketahui terdapat 11 jenis kerusakan dan komponen auxiliary kritis yaitu by pass stack dengan kerusakan tekanan abnormal dan bocor, main control oil dengan kerusakan tekanan abnormal, intake air filter dengan kerusakan kotor, ignitor dengan kerusakan arus rendah, kotor, dan rusak, exciter dengan kerusakan trouble, inlet guide vane dengan kerusakan macet dan bocor, dan main fuel oil pump dengan kerusakan tekanan abnormal. Dari hasil perhitungan interval perawatan optimum, terdapat lima skenario dan dilakukan perhitungan keandalan pada t 8.000 jam, jumlah waktu produksi yang hilang dan finansial selama periode 60 bulan dengan inflasi 0,65% dan interest rate 0,69%. Alternatif 2 memiliki keandalan paling
besar yaitu 0,0084, namun dengan NPV Rp (28.957.160.449). NPV terbesar adalah alternatif 1 dengan NPV Rp 55.556.332.787. Waktu produksi hilang terkecil adalah alternatif 4 dengan waktu produksi hilang selama periode 60 bulan sebesar 2553 jam. Namun dari hasil perhitungan incremental Benefit Cost Ratio, alternatif terbaik adalah alternatif 1 dengan Benefit Cost Ratio sebesar 1,973517. Sehingga alternatif yang terpilih adalah alternatif 1.
LAMPIRAN
UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis A.L.Z mengucapkan terima kasih kepada Allah SWT atas limpahan rahmat-Nya, kedua orang tua atas motivasi dan semangat yang diberikan, dosen dan ko-pembimbing atas bimbingannya selama ini, serta pihak perusahaan yang telah bekerjasama dalam pembuatan penelitian ini.
DAFTAR PUSTAKA
[1] Romney & Steinbart 2006. Accounting Information Systems, Prentice Hall Business Publishing. [2] Madu, C. N. 1999. Reliability and Quality Interface.
International Journal of Quality & Reliability Management.
[3] Dhillon, B. S. 1999. Engineering Maintainability : How to Design for Reliability and Easy Maintenance. Elsevier Science & Technology Books.
[4] Moore, W. & Starr, A. 2006. Intelligent Maintenance System for Continuos Cost-Based Prioritisation of Maintenance Activities. Computers in Industry, 57. [5] Thevik, H. J. 2000. Determination of a Cost Optimal,
Predetermined Maintenance Schedule. [6] Lewis, E. E. 1987. Introduction to Reliability
Engineering, New York, John Wiley & Sons, Inc. [7] Barringer, H. P. & Associates, I. 2003. A Life Cycle Cost
Summary. International Conference of Maintenance Societies (ICOMS-2003). Australia.
[8] www.bi.go.id. Inflasi Rate [Online]. [Accessed 15 April 2012].
[9] Pujawan, I. N. 2009. Ekonomi Teknik, Surabaya, Prima Printing. Tab el 10 . Per hitu ng an I n crem en ta l BCR
