2022 07 01-Protap DKPIKP Sumatera

PT PLN (PERSERO)
PROTAP DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT

UIP3B SUMATERA
DAN INDEKS KINERJA PEMBANGKIT
Edisi Juni 2022 Tanggal 22 Juni 2022
Revisi Halaman ii dari xii
(Halaman ini sengaja dikosongkan)

PT PLN (PERSERO)
UIP3B SUMATERA
Revisi Halaman iii dari xii
KATA PENGANTAR
Informasi mengenai kondisi dan kesiapan Pembangkit berdasarkan Standar Internasional sangat
diperlukan dalam pengusahaan 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 indikator 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
Indikator Kinerja Pembangkit perlu disusun agar dapat membantu pengusahaan 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 pengusahaan operasi
sistem maupun pembangkit.
Dengan prosedur tetap deklarasi kondisi Pembangkit dan indikator kinerja pembangkit ini
diharapkan operasi sistem dan pelaksanaan mekanisme niaga sistem tenaga listrik Sumatera dapat
berjalan lebih baik dan lancar.
Juni 2022
PT PLN (Persero)
PT PLN (PERSERO)
UIP3B SUMATERA
Revisi Halaman iv dari xii
A. DAFTAR ISI
KATA PENGANTAR .......................................................................................................................... iii

A. DAFTAR ISI ................................................................................................................................... iv
B. KELENGKAPAN DOKUMEN PROTAP ..................................................................................... vii
B.1.1. LEMBAR PENGESAHAN PLN PUSAT .................................................................... vii
B.1.2. LEMBAR PENGESAHAN PLN P3BS ...................................................................... viii
B.1.3. LEMBAR PENGESAHAN PLN KIT SBU .................................................................. ix
B.1.4. LEMBAR PENGESAHAN PLN KIT SBS ................................................................. xiii
B.1.5. LEMBAR PENGESAHAN PLN UIW BABEL ......................................................... xiii
B.2. DAFTAR DISTRIBUSI ................................................................................................. xvi
B.3. NOMOR PENGENDALIAN DOKUMEN .................................................................. xviii
B.3. CATATAN PERUBAHAN DOKUMEN .................................................................... xviii
C. PENDAHULUAN ............................................................................................................................ 1
C.1. UMUM .............................................................................................................................. 1
C.2. DEFINISI ........................................................................................................................... 1
C.3. MAKSUD DAN TUJUAN ................................................................................................ 3
C.4. REFERENSI ...................................................................................................................... 3
D. PROSEDUR TETAP DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT ................................................... 4
D.1. RUANG LINGKUP .......................................................................................................... 4
D.2. DEKLARASI DAN KONFIRMASI KONDISI PEMBANGKIT .................................... 6
D.2.1. PETUGAS PELAKSANA DAN PENANGGUNG JAWAB ............................... 6
D.2.2. TATA-CARA PELAPORAN KONDISI PEMBANGKIT ................................... 8
D.2.3. TATA-CARA PELAPORAN PERINTAH DISPATCH .................................... 10
E. PROSEDUR TETAP PERHITUNGAN INDIKATOR KINERJA PEMBANGKIT ..................... 11
E.1. RUANG LINGKUP ......................................................................................................... 11
E.2. DIAGRAM KONDISI (STATUS) UNIT PEMBANGKIT ............................................ 12
E.3. PERPINDAHAN KONDISI PEMBANGKIT YANG DIIZINKAN .............................. 13
E.4. DEFINISI ......................................................................................................................... 13
E.4.1. STATUS TIDAK AKTIF ..................................................................................... 13
E.4.2. STATUS AKTIF .................................................................................................. 15
PT PLN (PERSERO)
UIP3B SUMATERA
Revisi Halaman v dari xii
E.4.2.1. OUTAGE ................................................................................................. 15

E.4.2.2. DERATING ............................................................................................. 17
E.4.2.3. OVER RATING ...................................................................................... 18
E.4.2.4. RESERVE SHUTDOWN (RS) DAN NON CURTAILING (NC) ......... 18
E.4.3. CATATAN OUTAGE DAN DERATING .......................................................... 19
E.5. DURASI ........................................................................................................................... 22
E.6. INDIKATOR KINERJA PEMBANGKIT....................................................................... 24
E.7. FORMULA PERHITUNGAN INDIKATOR KINERJA PEMBANGKIT .................... 26
E.7.1. UNIT PEMBANGKIT TUNGGAL ..................................................................... 26
E.7.2. UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN/KOMPOSIT (BASIS WAKTU) ............. 27
E.7.3. UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN/KOMPOSIT (BASIS KAPASITAS) ...... 28
E.7.4. FORMULA TANPA OMC .................................................................................. 29
E.8. PENGELOMPOKAN KODE PENYEBAB (CAUSE CODE) KONDISI
PEMBANGKIT ....................................................................................................................... 31
F. PENUTUP ....................................................................................................................................... 33
G. ATURAN TAMBAHAN ............................................................................................................... 34
Lampiran D-1: DAFTAR ALAMAT KOMUNIKASI ........................................................... 36
Lampiran D-2: DIAGRAM ALIR PROSES PENGAJUAN OUTAGE TERENCANA ........ 38
Lampiran D-2A: DIAGRAM ALIR PROSES DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT39
Lampiran D-2B: DIAGRAM ALIR PROSES PENGISIAN APLIKASI DISPATCH
PEMBANGKIT ................................................................................................... 40
Lampiran D-2C: DIAGRAM ALIR PROSES PENGISIAN APLIKASI KONDISI
PEMBANGKIT ................................................................................................... 41
Lampiran D-3: Form. H-DKP-P3BS ....................................................................................... 42
Lampiran D-4: Form. H-DKP-Pembangkit ............................................................................. 43
Lampiran D-5: Form. H-DKP-S-P3BS ................................................................................... 44
Lampiran D-6: Form. H-DKP-TS-P3BS ................................................................................. 46
Lampiran D-7: Form. H-DKP-TS-Pembangkit ....................................................................... 48
Lampiran D-8: ALUR PERSETUJUAN STATUS FO1, FO2 DAN FO3 OLEH
DISPATCHER ........................................................................................................................ 50
Lampiran E-1: KODE PENYEBAB (CAUSE CODE) KONDISI PEMBANGKIT .............. 51
Lampiran E-1A: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTA 52
Lampiran E-1B: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTG 65
PT PLN (PERSERO)
UIP3B SUMATERA
Revisi Halaman vi dari xii
Lampiran E-1C: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTGU78

Lampiran E-1D: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTU108
Lampiran E-1E: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTD137
Lampiran E-1F: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTP 144
Lampiran E-2: KODE PENYEBAB DILUAR TANGGUNG JAWAB PENGENDALIAN
PEMBANGKIT (OMC - OUTSIDE PLANT MANAGEMENT CONTROL) .................... 159
Lampiran E-3A: INTERPRETASI OUTAGE DAN DERATING ....................................... 165
Lampiran E-3B: LAPORAN KONDISI PEMBANGKIT .................................................... 180
Lampiran E-4: METODA SINTESIS & FLEET-TYPE ROLL UP UNTUK MENGHITUNG
KONDISI DAN KINERJA BLOK ....................................................................................... 193
Contoh 1- Tiga Unit Mengalami RS Pada Waktu yang Berbeda .......................................... 197
Contoh 2- Satu Penyebab derates pada semua unit. .............................................................. 198
Contoh 3- Satu Unit Reserve Shutdown. ............................................................................... 199
Contoh 4- Satu Unit outage, mempengaruhi unit lain dan mengubah jenis peristiwa. ......... 200
Contoh 5- Unit Reserve Shutdowns diikuti Gagal startup. ................................................... 201
Contoh 6- Unit Outage ke unit outage yang mempengaruhi unit lain. .................................. 202
Contoh 7- PO tahunan Blok Siklus Kombinasi. .................................................................... 203
Lampiran E-5: WAKTU STANDAR START UP/SHUT DOWN ....................................... 206
PT PLN (PERSERO)
UIP3B SUMATERA
Revisi Halaman vii dari xii
B. KELENGKAPAN DOKUMEN PROTAP
B.1.1. LEMBAR PENGESAHAN PLN PUSAT
PENGESAHAN
Tanda
Nama Perusahaan/Jabatan Tanggal
Tangan
MSB DAL OP SIS REG SUM
Rachmat Hidayat
KAL
Diperiksa
MSB DAL OP KIT REG SUM
Danu Wasito
KAL
Mastuti Sabiantoro VP DAL OP SIS REG SUM KAL
Disetujui
VP DAL OP & EP REG SUM
Mustofa Abdillah
KAL
Nur Wahyu
EVP RST
Dhinianto
Disahkan
Bambang Iswanto EVP RSK
PT PLN (PERSERO)
UIP3B SUMATERA
Revisi Halaman viii dari xii

PT PLN (PERSERO)
UIP3B SUMATERA
Revisi Halaman ix dari xii
B.1.2. LEMBAR PENGESAHAN PLN UIP3BS

PT PLN (PERSERO)
UIP3B SUMATERA
Revisi Halaman x dari xii

PT PLN (PERSERO)
UIP3B SUMATERA
Revisi Halaman xi dari xii
B.1.3. LEMBAR PENGESAHAN PLN UIK SBU

PT PLN (PERSERO)
UIP3B SUMATERA
Revisi Halaman xii dari xii

PT PLN (PERSERO)
UIP3B SUMATERA
Revisi Halaman xiii dari xii
B.1.4. LEMBAR PENGESAHAN PLN UIK SBS

PT PLN (PERSERO)
UIP3B SUMATERA
Revisi Halaman xiv dari xii

PT PLN (PERSERO)
UIP3B SUMATERA
Revisi Halaman xv dari xii
B.1.5. LEMBAR PENGESAHAN PLN UIW BABEL

PT PLN (PERSERO)
UIP3B SUMATERA
Revisi Halaman xvi dari xii

PT PLN (PERSERO)
UIP3B SUMATERA
Revisi Halaman xvii dari xii
B.2. DAFTAR DISTRIBUSI
B.2.1 DAFTAR DISTRIBUSI INTERNAL

No. Unit Personil
PT PLN (Persero) UIP3B General Manager, SRM OPSIS, MSB RENOP, MSB
1.
Sumatera DALOP, MSB ANEV, MSB TSI, Dispatcher
2. PT PLN (Persero) UP2B SBU Manajer, Manajer Bagian Operasi, Dispatcher
3. PT PLN (Persero) UP2B SBT Manajer, Manajer Bagian Operasi, Dispatcher
4. PT PLN (Persero) UP2B SBS Manajer, Manajer Bagian Operasi, Dispatcher
General Manager, SRM Produksi, SRM REN & ENJ,
5. PT PLN (Persero) UIK SBU
Manajer UPK/UPDK, Manajer ULPL
General Manager, SRM Produksi, SRM REN & ENJ,
6. PT PLN (Persero) UIK SBS
Manajer UPK/UPDK, Manajer ULPL
PT PLN (Persero) UID/UIW
7. General Manager, SRM Distribusi/Wilayah
(di Sumatera)
EVP RST
EVP RSK
PT PLN (Persero)
8. EVP RSD
DITREGSUMKAL
EVP RSR
EVP RSP
B.2.2 DAFTAR DISTRIBUSI EKSTERNAL

No. Perusahaan
1. PT Asrigita Prasarana (PLTGU Borang)
2. PT Meppo Gen (PLTGU Gunung Megang)
3. PT Ghemmi (PLTU Simpang Belimbing)
4. PT Bajradaya Sentranusa (PLTA Asahan)
5. PT Bukit Pembangkit Innovative (PLTU Banjar Sari)
6. PT DSSP Power Sumsel (PLTU Sumsel V)
7. PT Indonesia Asahan Aluminium (Persero) (EP Inalum)
8. PT Priamanaya Energi (PLTU Keban Agung)
9. PT Wampu Electric Power (PLTA Wampu)
10. PT Pertamina Geothermal Energy (PLTP Ulubelu 3,4 & Lumut Balai)
11. Sarulla Operation Ltd (PLTP Sarulla SIL & NIL)
12. PT Pelayanan Listrik Nasional Batam (PLTG MPP Tarahan, Balai Pungut, & Payapasir)
13. PT Tanggamus Electric Power (PLTA Semangka)
14. PT Supreme Energy Muara Laboh (PLTP Muara Laboh & Rantau Dedap)
15. PT Sorik Marapi Geothermal Power (PLTP Sorik Merapi)
16. PT Tenaga Listrik Bengkulu (PLTU Bengkulu)
17. PT Binsar Natorang Energi (PLTA Hasang)
18. PT Bangun Tirta Lestari (PLTA Air Putih)
19. PT Medco Ratch Riau Power (PLTGU Riau)
PT PLN (PERSERO)
UIP3B SUMATERA
Revisi Halaman xviii dari xii
B.3. NOMOR PENGENDALIAN DOKUMEN
B.3. CATATAN PERUBAHAN DOKUMEN

CATATAN PERUBAHAN DOKUMEN
Revis Disahkan Fungsi/ Tanda
Tanggal Halm. Paragraf Alasan
i ke Oleh Jabatan Tangan
SPV.
Pengelolaa
07/09 Belum ada Andi n Aplikasi
1 27 E.7.3 No. 2
/2015 hitungan WEAF Murniawati Dan Data
Operasi
Real time
1. Reorganisasi Divisi Pembangkitan
Sumatera di PLN Pusat
2. Perubahan deklarasi dan konfirmasi
kondisi pembangkit
3. Perubahan definisi IR, MB, dan RU
4. Perubahan kebijakan menangani
kondisi OMC
5. Perubahan perpindahan status
pembangkit
6. Perubahan definisi PE, ME, FO2
dan SF, Over Rating
SPV.
7. Penambahan cause code
27/09 Analisa
8. Penyesuaian dengan SE DIR No. Agus
2 dan
/2017 0003.E/DIR/2017 Trimanto
Evaluasi
9. Penambahan Alir Proses Pengajuan
Operasi
Outage Terencana
10. Penambahan Diagram Alir Proses
Pengisian Aplikasi Dispatch
Pembangkit
11. Penambahan Diagram Alir Proses
Pengisian Aplikasi Kondisi
Pembangkit
12. Penambahan Alur Persetujuan FO1,
FO2 dan FO3 oleh Dispatcher
13. Pemutakhiran dan Penambahan data
teknis Pembangkit
PT PLN (PERSERO)
UIP3B SUMATERA
Revisi Halaman xix dari xii
1. Perubahan nama organisasi dan

formasi jabatan di lingkungan PLN
2. Perubahan Aplikasi Rapsodi
AMN.
menjadi Aplikasi logsheet online
16/01/ Analisa
3. Penambahan contoh kasus Aimanuddin
3 dan
2020 mekanisme pengajuan, il Bilad
Evaluasi
perpanjangan pemeliharaan, dan
Operasi
mekanisme PD dan MD
4. Perubahan definisi MB dan RU.
1. Perubahan nama organisasi dan

formasi jabatan di lingkungan PLN
Pusat
2. Perubahan Referensi Gridcode AMN.
Analisa
2008 menjadi 2020 Yophi
4 9/6/2022 dan
3. Penambahan UIW Babel pada Sonatha Lea Evaluasi
lembar pengesahan Operasi
4. Penambahan definisi pada MO/PO
Extension
5. Perubahan Defisini MB
*) Catatan : Ruang/Space ini dapat disesuaikan dengan kebutuhan.

PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Revisi 3 Halaman 1 dari 177
C. PENDAHULUAN
C.1. UMUM
Sesuai dengan amanat RUPS PT PLN (Persero) dan Anak Perusahaan yang mengharuskan
mengukur Kinerja Pembangkit dengan menggunakan acuan SPLN K7.001:2007, maka diperlukan
Tata Cara dan Rumusan Perhitungan Indikator Kinerja Pembangkit yang digunakan di lingkungan
Unit Pembangkit PT PLN (Persero).
Data Indikator 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. Jika terdapat perbedaan tata cara
perhitungan dengan Peraturan Direksi tentang perhitungan kinerja yang berlaku, maka perhitungan
kinerja Pembangkit harus mengacu pada Peraturan Direksi tersebut.
Dalam Protap ini Pihak – Pihak yang terkait adalah :
• PT PLN (Persero) Kantor Pusat Direktorat Bisnis Regional Sumatera dan Kalimantan;
selanjutnya disebut DITREGSUMKAL;
• PT PLN (Persero) Unit Induk Pembangkitan Sumatera Bagian Selatan, selanjutnya disebut
UIK SBS;
• PT PLN (Persero) Unit Induk Pembangkitan Sumatera Bagian Utara, selanjutnya disebut
UIK SBU;
• PT PLN (Persero) Unit Induk Wilayah/Distribusi yang ada di Sumatera, selanjutnya
disebut UIW/D (sesuai wilayahnya);
• PT PLN (Persero) Unit Induk Pembangunan yang ada di Sumatera, selanjutnya disebut
UIP.
• Independent Power Producer adalah pembangkit swasta yang terhubung ke sistem tenaga
listrik Sumatera dan kontrak-nya (PPA) dengan PLN Pusat yang selanjutnya disebut IPP;
• PT PLN (Persero) Unit Induk Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Sumatera selaku
pelaksana kontrak jual beli tenaga listrik yang bertindak untuk dan atas nama pembeli,
selanjutnya disebut UIP3BS;
C.2. DEFINISI
• EVP RST adalah Executive Vice President Transmisi Regional Sumatera dan Kalimantan.
• EVP RSK adalah Executive Vice President Pembangkitan dan EBT Regional Sumatera
dan Kalimantan.
• EVP RSD adalah Executive Vice President Distribusi Regional Sumatera dan Kalimantan.
• OPSIS adalah Bidang Operasi Sistem yang merupakan bidang dari PT PLN (Persero)
UIP3B Sumatera dan bertugas menjalankan fungsi operasi sistem dan menjalankan fungsi
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
pengelolaan transaksi tenaga listrik di sistem Sumatera termasuk didalamnya pengelolaan

sistem metering.
• Dispatcher SCC (Sumatera Control Center) adalah dispatcher UIP3BS pada Bidang
Operasi Sistem.
• UP2B adalah Unit Pelaksana Pengatur Beban terdiri dari : UP2B Sumbagut, UP2B
Sumbagteng, UP2B Sumbagsel PT PLN (Persero) UIP3B Sumatera.
• Dispatcher RCC (Regional Control Center) adalah dispatcher UP2B pada masing-masing
UP2B.
• DMN (Daya Mampu Netto) adalah besarnya daya output bruto pembangkit dikurangi
dengan pemakaian sendiri (PS) yang telah ditetapkan oleh DIV RSK dan dituangkan dalam
ROT, sedangkan DMN pembangkit Non-PLN disesuaikan dengan ketentuan yang tertuang
dalam PPA.
• TML (Technical Minimum Load) adalah daya mampu minimum netto Pembangkit sesuai
deklarasi dari perusahaan Pembangkit hasil dari performance test terakhir yang telah
diverifikasi oleh DIV RST dan DIV RSK.
• Perjanjian Jual Beli Tenaga Listrik (PJBTL) adalah kontrak/perjanjian tentang jual beli
tenaga listrik antara Pembangkit dengan PLN Pusat atau PLN Wilayah.
• Kesepakatan Transfer Tenaga Listrik adalah kesepakatan transfer tenaga listrik antara UIK
SBS, UIK SBU, dan IPP dengan PLN.
• Aplikasi Logsheet dan perhitungan kinerja pembangkit online adalah aplikasi berbasis web
browser untuk pencatatan real time deklarasi kondisi pembangkit, pencatatan pembebanan
Pembangkit per ½ jam, pencatatan kWh, pencatatan pemakaian bahan bakar, dll.
• Menu Dispatch Pembangkit (pada Dispatcher) atau menu Dispatch Konfirmasi (pada
Operator Pembangkit) adalah aplikasi pencatatan perintah dispatch pada aplikasi Logsheet
online.
• Menu Catkit adalah aplikasi pencatatan real time deklarasi kondisi pembangkit oleh
dispatcher pada aplikasi Logsheet online.
• Menu HDKP Konfirmasi Per Shift Konfirmasi adalah aplikasi konfirmasi kondisi
pembangkit oleh operator pambangkit pada aplikasi Logsheet online.
• Shift adalah periode tugas/dinas harian Pegawai.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
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 Indikator Kinerja Pembangkit Sistem Sumatera;
2. Keperluan perhitungan kesiapan komersial Pembangkit sesuai PJBTL/PPA/kesepakatan
transfer tenaga listrik.
C.4. REFERENSI
Protap ini mengacu pada dokumen berikut:
1. SPLN K7.001: 2007 tentang Perhitungan Indikator Kinerja Pembangkit.
2. Aturan Jaringan Sistem Tenaga Listrik Sumatera 2020 sesuai Kep Ment ESDM No. 20
Tahun 2020.
3. Generation Availability Data System - Data Reporting Instructions (GADS DRI) NERC.
4. PJBTL dan Kesepakatan Transfer Tenaga Listrik, Power Purchase Agreement (PPA)
antara PT PLN (Persero) dengan Pembangkit yang masih berlaku.
5. Protap DKIKP Jawa Bali 2017.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
D. PROSEDUR TETAP DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT
D.1. RUANG LINGKUP

Protap ini meliputi proses deklarasi, konfirmasi kondisi aktual Pembangkit, dan perhitungan
indikator kinerja pembangkit yang diakibatkan oleh kondisi berikut:
PEMBANGKIT KELUAR (FULL OUTAGE)
1. IO - Inactive Outage, meliputi (Lihat Sub Bab E.4.1):
IR – Inactive Reserve
MB - Mothballed
RU – Retired
2. SO - Scheduled Outage, meliputi:
PO - Planned Outage
MO - Maintenance Outage
3. SE - Scheduled Outage Extension, meliputi:
PE - Planned Outage Extension
ME - Maintenance Outage Extension
4. FO - Forced Outage, meliputi:
FO1 - Forced Outage — Immediate
FO2 - Forced Outage — Delayed
FO3 - Forced Outage — Postponed
SF - Startup Failure
5. RS - Reserve Shutdown.
6. NC - Noncurtailing Event.
PEMBANGKIT DERATING (PARTIAL OUTAGE)
1. SD - Scheduled Derating, meliputi:

PD - Planned Derating
MD (D4) - Maintenance Derating
2. DE - (Scheduled) Derating Extension, meliputi:

PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
PDE– Planned Derating Extension

MDE - Maintenance Derating Extension
3. FD - Forced Derating, meliputi:

FD1 - Forced Derating — Immediate
FD2 - Forced Derating — Delayed
FD3 - Forced Derating — Postponed.
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 kurang dari setengah
jam secara terus-menerus.
b) Apabila diminta oleh Dispatcher SCC atau UP2B 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 dari
mulai sinkron, dan apabila hal tersebut terpenuhi tidak dikategorikan derating. Jika unit
memerlukan waktu lebih lama dibanding waktu sinkron normal menuju beban penuh atau
menuju beban yang ditentukan dispatcher, maka unit dianggap mengalami derating.
Catatan: Waktu standar Start Up/Shut Down untuk masing-masing Pembangkit dapat
dilihat pada Lampiran E-5.
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 SCC atau UP2B berdasarkan infromasi dari Perusahaan
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Pembangkit (data teknis Pembangkit), maka hal ini diperhitungkan sebagai kondisi
Pembangkit Start up failure.
b) Apabila tidak terdapat target waktu spesifik yang diminta oleh Dispatcher SCC atau UP2B
dan tingkat pembebanan Pembangkit dicapai melebihi 2 (dua) menit dari prakiraan waktu
berdasarkan deklarasi ramping ratenya (sesuai Grid Code SDC 7.4.3.b), maka Pembangkit
dianggap mengalami derating.
c) Apabila terdapat target waktu spesifik yang diminta oleh Dispatcher SCC atau UP2B
(sesuai dengan ramping rate masing-masing unit), 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.
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 melalui aplikasi Catkit dan perintah
dispatch melalui Aplikasi logsheet online menu Dispatch ditentukan sebagai berikut:
a) UIP3BS:
Dispatcher SCC untuk Pembangkit yang berkapasitas sama atau lebih dari 30 MW dan
dispatcher UP2B untuk Pembangkit yang berkapasitas kurang dari 30 MW.
b) UIK SBU:
Supervisor Operasi atau Operator Pembangkit yang mewakili Supervisor Operasi di
seluruh Sektor Pembangkit yang dikelola oleh UIK SBU.
c) UIK SBS:
seluruh Sektor Pembangkit yang dikelola oleh UIK SBS.
d) IPP, Sewa dan Excess Power:

Supervisor Produksi atau Operator Pembangkit yang mewakili di unit pembangkit.
e) UIP:
Supervisor Produksi atau Operator Pembangkit yang mewakili di unit Pembangkit
(sebagai pelaksana Proyek sebelum COD).
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Pelaksana proses acknowledgement penerimaan perintah dispatch untuk periode tertentu dalam
operasi hari berjalan adalah sebagai berikut:
a) UIP3BS:
Supervisor Operasi Real time P3BS.
b) UIK SBU:
c) UIK SBS:

e) UIP:
Pelaksana proses konfirmasi per shift kondisi Pembangkit pada aplikasi logsheet online yang
dilakukan tiap shift ditentukan sebagai berikut:
a) UIP3BS:
Supervisor Operasi Real time P3BS.
b) UIK SBU:
c) UIK SBS:

e) UIP:
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
D.2.2. TATA-CARA PELAPORAN KONDISI PEMBANGKIT
Setiap Operator atau Supervisor Operasi yang berkomunikasi secara elektronik, tertulis maupun
suara dengan Dispatcher adalah sah sebagai juru bicara unit Pembangkit.
Jika tidak terdapat deklarasi perubahan kondisi Pembangkit maka daya mampu aktual Pembangkit
yang digunakan untuk keperluan perhitungan kondisi Pembangkit adalah DMN dan TML.
Tata cara pelaporan kondisi pembangkit adalah sebagai berikut :
a) Operator Pembangkit harus mendeklarasikan kepada dispatcher SCC atau dispatcher UP2B
sesuai kewenangannya mengenai setiap perubahan kondisi Pembangkit aktual :
- Kondisi PO dideklarasikan berdasarkan usulan yang disetujui pada ROB. Perubahan jadwal
PO dimungkinkan dalam ROM/ROH.
- Kondisi MO dideklarasikan berdasarkan usulan yang disetujui pada ROM. Perubahan
jadwal MO dimungkinkan dalam ROH.
- Rencana start up dan pelaksanaannya setelah outage dideklarasikan via telepon sebelum
pelaksanaan start up.
- Deklarasi siap sinkron untuk komersial maupun setelah outage (PO, MO, dan FO)
disampaikan via telepon paling lama 5 (lima) menit sebelum sinkron dan via
elektronik/tertulis paling lama 60 menit setelah sinkron. Jika terdapat perbedaan laporan
kondisi pembangkit aktual antara laporan terakhir via telepon dengan laporan via
elektronik/tertulis maka yang akan digunakan adalah laporan terakhir via telepon. Jika
setelah 60 menit P3BS tidak menerima surat permohonan tes yang berisi durasi dan jenis tes
dari unit pembangkit maka unit akan dinyatakan komersil (normal operasi) sesuai waktu
sinkron.
b) Operator Pembangkit harus mendeklarasikan setiap perubahan kondisi parsial (derating)
pembangkit via telepon kepada dispatcher SCC atau UP2B sesuai kewenangannya paling lama
5 (lima) menit setelah kejadian. Apabila pembangkit tidak mengkonfirmasi maka waktu mulai
derating unit sesuai dengan pencatatan dispatcher.
c) Semua jenis outage dan derating harus disertai pelaporan cause code level 1 paling lama 15
menit setelah kejadian. Apabila ada koreksi pelaporan cause code level 1 dapat berkomunikasi
dengan dispatcher SCC atau UP2B paling lama 2 shift sejak kejadian.
d) Dispatcher SCC atau UP2B harus mengisi sub menu Catkit untuk setiap perubahan kondisi
pembangkit beserta dengan Cause Code level 1 paling lama 30 menit setelah kejadian.
e) Apabila sub menu Catkit tidak dapat berfungsi, maka Dispatcher SCC atau UP2B harus
mencatat semua data dari deklarasi yang dilakukan operator Pembangkit dan informasi operasi
pembangkit lainnya pada logsheet. Komunikasi operasi tersebut harus pula direkam oleh
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
BIDANG OPSIS dengan sarana voice recorder. Hasil dari koordinasi mengenai data/informasi
selanjutnya akan dimasukkan oleh BIDANG OPSIS/DISPATCHER kedalam data base sub
menu Catkit setelah berfungsi kembali.
f) Supervisor Pembangkit atau yang mewakili harus melakukan konfirmasi atas Data Awal
kondisi Pembangkit meliputi daya mampu maksimum, penyebab kejadian dan Cause Code
Level 2 dan 3 melalui sub menu HDKP Per Shift Konfirmasi paling lama sebelum konsolidasi
status pembangkit.
g) Pihak Pembangkit melakukan konfirmasi mengenai data kondisi Pembangkit pada setiap
periode shift secara real time sub menu HDKP Per Shift Konfirmasi (lihat lampiran D-4).
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.
▪ Semua operator / yang mewakili Pembangkit memberikan penjelasan pada kolom
"Keterangan" terhadap data kondisi Pembangkit yang belum disepakati.
▪ Mengisi, memperbaiki atau melengkapi data Cause Code level 2 dan 3.
▪ Jika tidak terdapat konfirmasi atas data kondisi per shift sampai dengan dua hari berikutnya
(48 jam), maka data kondisi yang disampaikan Dispatcher secara otomatis dianggap sebagai
data yang benar (setuju dengan data tersebut).
h) Selanjutnya, BIDANG OPSIS P3BS (cq. Sub Bidang Analisa & Evaluasi Operasi dan Sub
Bidang Transaksi) akan memfasilitasi penyelesaian mengenai data kondisi yang belum
disepakati (berstatus “TS”) oleh Pembangkit berdasarkan data pendukung yang ada setiap 2
(dua) minggu.
i) Data kondisi yang telah disepakati akan digunakan oleh BIDANG OPSIS P3BS sebagai dasar
perhitungan Indikator Kinerja Pembangkit dan setelmen serta akan dijadikan sebagai dasar
pelaporan atau publikasi keluar.
j) Jika terjadi ketidaksepakatan antara BIDANG OPSIS P3BS dengan Pembangkit maka akan
diselesaikan bersama dengan menyertakan perwakilan dari DIV RST dan DIV RSK selambat-
lambatnya sebelum periode transaksi berikutnya.
k) Apabila terdapat kendala pada saluran komunikas, maka proses konfirmasi dilakukan melalui
email, atau facsimile. Alamat email BIDANG OPSIS P3BS, Sektor Pembangkitan, dan IPP
dapat dilihat pada Lampiran D-1.
l) Untuk memperjelas proses pelaksanaan deklarasi kondisi pembangkit dapat dilihat pada
Diagram Alir pada Lampiran D-2.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
m) Penunjukan waktu di ruang kontrol Dispatcher SCC (berdasarkan GPS) digunakan sebagai
waktu standar untuk semua pencatatan dan pelaporan kejadian Pembangkit.
Catatan : untuk laporan kondisi pembangkit dicatat dalam Form H-DKP sesuai Lampiran D-3 s.d.
D-7
D.2.3. TATA-CARA PELAPORAN PERINTAH DISPATCH
a) Jika terjadi perubahan dispatch pembangkit dari ROH, maka dispatcher SCC atau UP2B akan
mendeklarasikan perubahan dispatch Pembangkit tersebut melalui aplikasi Dispatch.
b) Setiap Operator atau Supervisor Operasi yang berkomunikasi secara elektronik, tertulis maupun
suara dengan Dispatcher adalah sah sebagai juru bicara unit Pembangkit.
c) Dispatcher SCC atau UP2B harus mengisi aplikasi logsheet online menu Dispatch Pembangkit
setiap memberi perintah operasi ke pembangkit dan Supervisor Operasi atau Operator
Pembangkit mengkonfirmasi (acknowledgement) perintah dispatch atau informasi lainnya yang
di-klaim oleh Dispatcher SCC atau UP2B melalui Aplikasi logsheet online menu Dispatch
Konfirmasi. Batas akhir waktu konfirmasi (acknowledgement) adalah 10 (sepuluh) menit,
apabila melebihi 10 (sepuluh) menit aplikasi akan melakukan konfirmasi (acknowledgement)
secara otomatis.
d) Apabila Aplikasi Dispatch tidak dapat berfungsi, maka Dispatcher SCC atau UP2B harus
mencatat semua data dari deklarasi yang dilakukan operator Pembangkit dan informasi operasi
pembangkit lainnya pada logsheet. Komunikasi operasi tersebut harus pula direkam oleh
BIDANG OPSIS UIP3BS dengan sarana voice recorder.
e) Data perintah dispatch yang telah dikonfirmasi (acknowledgement) akan digunakan sebagai
acuan untuk perhitungan Indikator Kinerja Pembangkit dan settlement.
f) Penunjukan waktu di ruang kontrol Dispatcher SCC (berdasarkan GPS) digunakan sebagai
waktu standar untuk semua pencatatan dan pelaporan kejadian Pembangkit.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
E. PROSEDUR TETAP PERHITUNGAN INDIKATOR KINERJA PEMBANGKIT
E.1. RUANG LINGKUP
Terdapat 4 metode perhitungan Indikator 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)
Indikator kinerja pembangkit yang disepakati untuk mengacu pada Protap ini yaitu:
PER UNIT PEMBANGKIT UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN

(Termasuk OMC) ** (Termasuk OMC) **
1. Availability Factor (AF) 1. Weighted Availability Factor (WAF)
2. Equivalent Availabity Factor (EAF) 2. Weighted Equivalent Availability Factor (WEAF)
3. Service Factor (SF) 3. Weighted Service Factor (WSF)
4. Planned Outage Factor (POF) 4. Weighted Planned Outage Factor (WPOF)
5. Maintenance Outage Factor (MOF) 5. Weighted Maintenance Outage Factor (WMOF)
6. Forced Outage Factor (FOF) 6. Weighted Forced Outage Factor (WFOF)
7. Reserve Shutdown Factor (RSF) 7. Weighted Reserve Shutdown Factor (WRSF)
8. Unit Derating Factor (UDF) 8. Weighted Unit Derating Factor (WUDF)
9. Seasonal Derating Factor (SEDF) 9. Weighted Seasonal Derating Factor (WSEDF)
10. Forced Outage Rate (FOR) 10. Weighted Forced Outage Rate (WFOR)
11. Forced Outage Rate Demand 11. Weighted Equivalent Forced Outage Rate
(FORd) (WFORd)
12. Equivalent Forced Outage Rate 12. W. Equivalent Forced Outage Rate (WEFOR)
(EFOR) 13. W. Equivalent Forced Outage Rate demand
13. Eq. Forced Outage Rate demand (WEFORd)
(EFORd) 14. Weighted Net Capacity Factor (WNCF)
14. Net Capacity Factor (NCF) 15. Weighted Net Output Factor (WNOF)
15. Net Output Factor (NOF) 16. Weighted Plant Factor (WPF)
16. Plant Factor (PF) 17. Weighted Sudden Outage Frequency (WSdof)
17. Sudden Outage Frequency (Sdof)
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
** Formula OMC digunakan untuk menghitung kinerja pembangkit tanpa peristiwa-peristiwa

diluar tanggung 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.
Formula masing-masing indikator kinerja tersebut diuraikan pada sub E.7.1 s.d. E.7.4
E.2. DIAGRAM KONDISI (STATUS) UNIT PEMBANGKIT
Berikut digambarkan pengelompokan status unit pembangkit sebagai acuan dalam Protap ini.
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 indikator kinerja pembangkit.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
E.3. PERPINDAHAN KONDISI PEMBANGKIT YANG DIIZINKAN
Perpindahan kondisi outage ke kondisi outage lainnya dapat dilakukan apabila sudah direncanakan
setelah persoalan yang mengakibatkan outage awal sudah diselesaikan dan unit siap dioperasikan
sebagaimana sebelum outage awal terjadi. Contoh kasus tedapat pada lampiran E-3A
Tabel-E.3. dibawah ini menunjukkan perpindahan kondisi yang diizinkan.
Tabel-E.3.: Perpindahan Kondisi Yang Diizinkan
KE ➢
FO1 FO2 FO3 SF MO PO ME PE RS MDE PDE
DARI 
FO1 Y T T Y Y Y T T Y
SF Y T T Y Y Y T T Y
MO Y T T Y T Y Y T Y
PO Y T T Y T T T Y Y
ME Y T T Y T T T T Y
PE Y T T Y T T T T Y
RS Y T T Y Y Y T T Y
FD1 T T
FD2 T T
FD3 Standar IEEE 762 tidak mengizinkan perpindahan dari/ke T T
MD status derating ke/dari jenis peristiwa yang lain kecuali yang Y T
PD telah ditunjukkan (pada Tabel ini) T Y
MDE Y T
PDE T Y
E.4. DEFINISI
E.4.1. STATUS TIDAK AKTIF
IR-Inactive Reserve: yaitu kondisi dimana unit tidak siap untuk beroperasi, namun dapat kembali
beroperasi setelah dilakukan beberapa pekerjaan persiapan operasi dengan durasi yang relatif
singkat, yaitu maksimum 7 hari. Definisi dari ‘setelah dilakukan beberapa pekerjaan’ tersebut
adalah bahwa beberapa pekerjaan mungkin diperlukan untuk mempersiapkan unit pembangkit dapat
beroperasi kembali karena unit tersebut telah tidak beroperasi dalam beberapa waktu yang lama dan
kondisi beberapa bagian peralatan telah memburuk atau membutuhkan penggantian sebelum unit
pembangkit dapat dioperasikan.
Unit pembangkit harus dapat beroperasi pada saat status IR dimulai. IR tidak termasuk unit yang
tidak beroperasi karena gangguan dan pemeliharaan. Unit yang tidak beroperasi atau tidak mampu
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
beroperasi pada saat tersebut dikategorikan sebagai gangguan (Forced Outage) atau pemeliharaan
(Planned Outage atau Maintenance Outage) dan tetap dalam status tersebut sampai gangguannya
telah teratasi atau pelaksanaan pemeliharaannya telah selesai dilaksanakan serta unit dapat
beroperasi kembali.
Unit pembangkit harus berada dalam status Reserve Shutdown (Standby) minimal 60 hari untuk
dapat berubah menjadi status IR.
Catatan: Unit harus dapat dioperasikan ketika IR mulai. Kode Penyebab ”0002” untuk peristiwa
ini. Selama IR, pekerjaan pengujian start up diperbolehkan sampai full speed no load.
MB-Mothballed: yaitu kondisi dimana unit tidak siap beroperasi (FO, MO, atau PO sedikitnya 60
hari) yang dapat diminta oleh pengatur beban untuk operasi kembali, dan memerlukan pekerjaan
persiapan operasi unit pembangkit untuk beroperasi paling lama 60 (enam puluh) hari. MB hanya
berlaku untuk pembangkit-pembangkit yang oleh pihak perusahaan (pemilik) nya sedang
dipertimbangkan untuk mengundurkan diri dari sistem karena faktor usia pembangkit sudah tua
dan/atau sering terjadi gangguan mekanis.
Kondisi MB yaitu unit tidak siap untuk beroperasi namun dapat kembali beroperasi setelah
dilakukan beberapa pekerjaan sesuai dengan jadwal yang telah diusulkan oleh unit pembangkit dan
ditetapkan statusnya oleh pihak yang berwenang sesuai dengan aturan berlaku.
Catatan: Kode Penyebab ”9991” untuk peristiwa ini.
RU-Retired: yaitu kondisi dimana unit tidak siap beroperasi karena mengundurkan diri dari sistem
dan tidak berniat untuk kembali masuk sistem. Keputusan status RU ditetapkan sesuai dengan
Peraturan Direksi yang berlaku. Unit pembangkit menyampaikan usulan status RU dengan disertai
Kajian Operasi, Kajian Financial dan Kajian Risiko. PLN Pusat Regional Sumatera Kalimantan
akan memberikan feedback setelah menerima surat usulan RU dari unit. Periode Status RU
ditetapkan melalui surat keputusan sesuai Peraturan Direksi yang berlaku.
Catatan: Kode Penyebab ”9990” untuk peristiwa ini.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
E.4.2. STATUS AKTIF
E.4.2.1. 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. Perubahan PO
dapat direvisi paling akhir dalam ROB dimana PO akan dilaksanakan, jika dibutuhkan oleh sistem
dapat direvisi dalam ROM dimana PO akan dilaksanakan. Pengajuan PO harus dilengkapi dengan
workplan dan time schedule pekerjaan.
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. PE hanya bisa
dilakukan 1 (satu) kali dan diajukan pada saat PO berlangsung, serta telah dijadwalkan dalam
ROB/ROM/ROH. Semua pekerjaan sepanjang PE adalah bagian dari lingkup pekerjaan awal dan
semua perbaikan ditentukan sebelum Planned Outage (PO) mulai dan durasinya tidak melebihi
durasi PO dengan disepakati para pihak (Pembangkit dan Pengatur Beban), jika tidak ditemukan
kesepakatan maka akan diputuskan oleh DIV RSK.
Dalam hal PE melebihi durasi PO perlu ada pernyataan resmi dari General Manager Unit Induk yg
diajukan sebelum masa PE selesai yang disertai evidence dan disetujui DIV RSK. Jika periode PE
melewati batas waktu yang telah ditentukan, maka statusnya adalah FO1. Pengajuan jadwal PE
melalui surat tertulis yang menyatakan bahwa lingkup pekerjaan PE sama dengan PO dan disertai
evidence, workplan dan time schedule-nya.
MO – Maintenance Outage: yaitu keluarnya pembangkit untuk keperluan pengujian, pemeliharaan

preventif, pemeliharaan korektif, perbaikan, 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 ROB/ROM berikutnya. Pengajuan MO harus
dilengkapi dengan workplan dan time schedule pekerjaan.
ME – Maintenance Outage Extension: yaitu outage perpanjangan yang direncanakan sebagai

perpanjangan Maintenance Outage (MO) yang belum selesai pada waktu yang telah ditentukan. Ini
artinya bahwa sebelum MO dimulai, periode dan tanggal operasinya telah ditetapkan. ME hanya
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
bisa dilakukan 1 (satu) kali dan diajukan pada saat MO berlangsung, serta telah dijadwalkan dalam
ROB/ROM/ROH. Semua pekerjaan sepanjang ME adalah bagian dari lingkup pekerjaan awal dan
semua perbaikan ditentukan sebelum Maintenance Outage (MO) mulai dan durasinya tidak
melebihi durasi MO dengan disepakati para pihak (Pembangkit dan Pengatur Beban), jika tidak
ditemukan kesepakatan maka akan diputuskan oleh DIV RSK.
Dalam hal ME melebihi durasi MO perlu ada pernyataan resmi dari General Manager Unit
Pembangkit yang disertai evidence dan disetujui oleh DIV RSK. Jika periode ME melewati batas
waktu yang telah ditentukan, maka statusnya adalah FO1. Pengajuan jadwal ME melalui surat
tertulis yang menyatakan bahwa lingkup pekerjaan ME sama dengan MO dan disertai evidence,
workplan dan time schedule-nya.
SF – Startup Failure: yaitu outage yang terjadi ketika suatu unit tidak mampu sinkron dalam
waktu start up yang ditentukan setelah dari status outage atau RS. SF mulai dihitung setelah waktu
start up Pembangkit melebihi data teknikal Pembangkit terakhir atau sesuai kontrak yang berlaku.
SF berakhir ketika unit sinkron, atau berubah ke status lain yang diizinkan.
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.).
FO – Forced Outage: yaitu keluarnya pembangkit akibat adanya kondisi darurat pada pembangkit
atau adanya gangguan yang tidak diantisipasi sebelumnya serta yang tidak digolongkan ke dalam
MO atau PO.
FO1 – Forced Outage — Immediate: adalah outage yang memerlukan keluarnya pembangkit
dengan segera baik dari kondisi operasi, RS 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 – Forced Outage — Delayed: adalah outage yang tidak memerlukan unit pembangkit untuk
keluar segera dari sistem tetapi dapat ditunda 1 (satu) jam s.d. 6 (enam) jam. Outage jenis ini hanya
dapat terjadi baik dari kondisi operasi maupun RS, serta melalui proses penurunan beban bertahap.
Catatan : Alur persetujuan status FO2 oleh dispatcher ada pada lampiran.
FO3 – Forced Outage — Postponed: adalah outage yang dapat ditunda lebih dari 6 (enam) jam.
Outage jenis ini hanya dapat terjadi baik dari kondisi operasi dan RS serta melalui proses
penurunan beban bertahap.
Penundaan harus diberitahukan secara resmi (setelah ada pembicaraan awal).
Catatan : Alur persetujuan status FO1, FO2, dan FO3 oleh dispatcher ada pada lampiran D-8.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
E.4.2.2. DERATING
Derating terjadi apabila daya keluaran (MW) unit kurang dari DMN-nya. Derating digolongkan
menjadi beberapa kategori yang berbeda. Derating mulai ketika unit tidak mampu untuk mencapai
98% dari DMN dan sama dengan atau lebih lama dari 30 (tiga puluh) menit. Derating berakhir
ketika peralatan yang menyebabkan derating tersebut kembali normal, terlepas dari apakah pada
saat itu unit diperlukan sistem atau tidak. Kapasitas yang tersedia didasarkan pada keluaran unit dan
bukan pada instruksi dispatch.
Semua derating lebih besar dari 2% DMN meskipun kurang dari 30 menit atau lebih kecil dari 2%
tetapi lebih dari 30 menit harus dilaporkan ke UIP3BS. Sebagai contoh, suatu derating 10% dari
DMN tetapi berlangsung 10 menit harus dilaporkan ke UIP3BS; suatu derate 1% dari DMN tetapi
berlangsung 6 (enam) jam harus dilaporkan ke UIP3BS. Derating jenis ini tidak diperhitungkan
dalam transaksi tenaga listrik, tetapi akan digunakan sebagai data operasional. Derating
digolongkan menjadi beberapa kategori yang berbeda, antara lain:
PD – Planned Derating: adalah derating yang dijadwalkan dan durasinya sudah ditentukan
sebelumnya dalam rencana tahunan/bulanan pemeliharaan pembangkit. Derating berkala untuk
pengujian, seperti test klep turbin mingguan, bukan merupakan PD, tetapi MD.
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. MD harus dijadwalkan dalam rencana mingguan (ROM).
DE – Derating Extension: adalah perpanjangan dari PD atau MD yang melampaui tanggal

penyelesaian yang diperkirakan.
DE hanya digunakan apabila lingkup pekerjaan 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
MD yang diperkirakan. DE harus mulai pada waktu (bulan/hari/jam/menit) saat PD atau MD
direncanakan berakhir.
• PDE – Planned Derating Extension: suatu outage lanjutan yang direncanakan sebagai
perluasan dari Planned Derating (PD) yang tidak bisa selesai sesuai jadwal yang telah
ditentukan. Ini berarti bahwa di awal PDE, jangka waktunya telah diperkirakan dan tanggal
unit untuk kembali operasi juga telah ditetapkan. Semua pekerjaan sepanjang PDE adalah
bagian dari lingkup pekerjaan awal dan semua perbaikan ditentukan sebelum PDE mulai
(diajukan ke P3BS pada saat PD masih berlangsung, paling akhir pada periode mingguan
hari Rabu jam 14:00 WIB atau ROH, apabila hari Rabu merupakan hari libur maka
pengajuan PDE dilakukan hari kerja sebelumnya). PDE hanya dapat dilakukan sekali dalam
periode tersebut, setelah itu menjadi FD1.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
• MDE – Maintenance Derating Extension: adalah pemeliharaan lanjutan yang

mengakibatkan derating, sebagai lanjutan Maintenance Derating (MD) yang tidak bisa
selesai sesuai jadwal yang telah ditentukan. Ini artinya bahwa di awal Peristiwa MDE,
derate mempunyai waktu pekerjaan yang diperkirakan dan termasuk tanggal unit untuk
kembali operasi. Semua pekerjaan sepanjang MDE dijadwalkan (bagian dari lingkup
pekerjaan awal) dan semua perbaikan ditentukan sebelum MDE mulai (diajukan ke P3BS
pada saat MD masih berlangsung paling lambat dalam rencana operasi harian sebelum jam
14:00 WIB atau kondisi real time). MDE hanya dapat dilakukan sekali dalam periode
tersebut, setelah itu menjadi FD1.
FD1 – Forced Derating — Immediate: adalah derating yang memerlukan penurunan kapasitas
segera (tidak dapat ditunda).
FD2 – Forced Derating — Delayed: adalah derating yang tidak memerlukan suatu penurunan
kapasitas segera tetapi memerlukan penurunan dalam dalam waktu 6 (enam) jam.
FD3 – Forced Derating — Postponed: adalah derating yang dapat ditunda lebih dari 6 (enam) jam.
E.4.2.3. OVER RATING

Over Rating adalah kondisi dimana unit pembangkit tidak bisa memenuhi perintah dispatcher,
sehingga keluaran melebihi perintah dispatch, maka kelebihan energi yang melebihi dispatch tidak
diperhitungkan dalam transaksi yang formulanya diatur sesuai dengan kontrak.
E.4.2.4. RESERVE SHUTDOWN (RS) DAN NON CURTAILING (NC)
RS – Reserve Shutdown: adalah 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 yang dilakukan
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.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
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
dilakukan pekerjaan, pemeliharaan, pengujian, atau alasan lain 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, ketika unit telah diperlukan oleh sistem.
Jika kondisi-kondisi tersebut tidak bisa dipenuhi, laporkan kejadian tersebut sebagai peristiwa
outage atau derating, bukan NC.
E.4.3. CATATAN OUTAGE DAN DERATING
a). Outside Management Control (OMC) Outage

Ada sumber penyebab dari luar yang mengakibatkan unit pembangkit derating atau outage.
Yang termasuk penyebab outage tersebut misalnya, angin topan, angin ribut, gempa bumi,
banjir bandang, tsunami, dan bencana Nasional yang ditetapkan oleh Pemerintah (tetapi
tidaklah terbatas pada hal tersebut). Sedangkan penyebab outage di luar hal tersebut merupakan
Non-OMC. Untuk kualitas dan kuantitas bahan bakar yang pengadaannya dalam kontrol
Pembangkit dikategorikan Non-OMC. Daftar penyebab dan kode penyebabnya lihat pada
Lampiran E-2. Peristiwa tersebut tidak boleh digolongkan sebagai Reserve Shutdown (RS) atau
peristiwa Noncurtailing (NC). NERC mengijinkan kalkulasi peristiwa dengan dan tanpa
Peristiwa OMC. Peristiwa yang disebabkan oleh OMC tidak diperhitungkan dalam settlement.
Setiap peristiwa OMC harus memiliki cause code yang sesuai dengan penyebab kejadian.
Pengenaan kondisi OMC hanya mempertimbangkan kejadian gangguan. Dampak gangguan
maupun upaya perbaikan setelah gangguan dapat diperhitungkan sebagai OMC setelah
dilakukan investigasi, jika tidak ditemukan kesepakatan kedua belah pihak akan diputuskan
oleh PLN Regional Sumatera Kalimantan.
Catatan : Daftar penyebab dan kode penyebabnya lihat pada Lampiran E-2
b. Testing Terkait Outage

Pengujian Online: Jika unit harus disinkron pada beban tertentu dalam rangka menguji
performance terkait PO, MO, atau FO (FO1, FO2, FO3, SF), laporkan pengujian tersebut
sebagai Planned Derating (PD), Maintenance Derating (MD), atau Derating tidak
direncanakan (FD). Semua peristiwa tersebut berawal ketika pengujian mulai, dan berakhir
ketika pengujian selesai. Laporkan semua produksi energi yang dihasilkan unit selama periode
online testing tersebut.
Pengujian offline: Laporkan pengujian terkait outage yang tidak sinkron sebagai bagian dari
peristiwa outage-nya. Outage berakhir ketika pengujian selesai dan unit telah sinkron atau
pindah status lain.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Boleh melaporkan jenis pengujian ini terpisah dari peristiwa outage-nya. 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 startup dari kondisi outage ke tingkat beban penuh atau ke tingkat beban yang
ditentukan sesuai periode yang “normal”, maka tidak ada derating pada unit pembangkit
tersebut. Jika unit memerlukan waktu lebih panjang dibanding waktu startup normal menuju
beban penuh atau menuju beban yang ditentukan dispatcher, maka unit dianggap mengalami
derating. Daya mampu unit pada akhir periode normal akan menentukan derating dan derating
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 shutdown
dapat cepat seperti layaknya unit trip; yang lain bisa lebih lambat seperti turunnya unit menuju
PO. Dalam kasus manapun, unit tidaklah derating.
d. Derating karena Pengaruh Lingkungan (Ambient-related Losses)

Derating karena kondisi lingkungan (kode penyebab 9660-OMC), dilaporkan sebagai peristiwa
derating ke UIP3BS.
e. Kebutuhan Pengaturan Sistem (Dispatch Requirement) Unit pembangkit yang beroperasi

dibawah DMN karena pengaturan sistem dikenal sebagai “load following”, baik unit
Pembangkit yang diatur secara manual, governor free, maupun oleh LFC (Load Frequency
Control) tidak dilaporkan ke UIP3BS sebagai derating, dengan syarat:
1. Daya mampu pembangkit dapat mencapai perintah dispatch LFC (untuk pembangkit yang
bisa LFC dan diaktifkan);
2. Daya mampu pembangkit dapat mencapai + 2,5% dari DMN dibandingkan dengan perintah
dispatch (untuk pembangkit yang Governor Free nya diaktifkan)
3. Daya mampu pembangkit dapat mencapai perintah dispatch (untuk pembangkit yang tidak
bisa Governor Free/LFC).
Walaupun Load following tidak dilaporkan ke UIP3BS sebagai derating, setiap pemeliharaan,
pengujian, dan lain lain yang dilakukan sepanjang periode load following harus dilaporkan
sebagai suatu peristiwa noncurtailing (NC).
f. Overlap Derating
Untuk kejadian overlap derating, derating pertama diasumsikan sebagai penyebab utama dari
pengurangan beban sampai akhir atau sampai outage penuh mulai.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
g. Derating Bervariasi
Derating dalam periode tertentu bisa berubah-ubah dengan penyebab yang sama. 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 derating yang berbeda-beda dan
hanya satu peristiwa rata-ratanya yang dilaporkan ke UIP3BS.
Contoh Merata-ratakan Derating:

Unit 100 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 FO1
selama 90 jam dan mengalami Reserve 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 MWH.
Rata-rata MW yang hilang selama 10 hari adalah total MWH yang hilang dibagi dengan banyaknya
jam keseluruhan periode derating: 7100/240 = 30 MW.
Jadi, kemampuan unit selama 10 hari derating = 100 MW – 30 MW= 70 MW.
h). 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.
i. 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.
j). 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/sistem yang akan dilakukan PO/MO.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
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) + Planned Outage
Extensions Hours (PEH).
Unplanned Outage Hours (UOH): adalah jumlah jam yang dialami selama Unplanned (Forced)
Outages FO1, FO2, FO3) + Startup Failures (SF) + Maintenance Outages (MO) + Maintenance
Outage Extensions (MEH).
Forced Outage Hours (FOH): adalah jumlah jam unit keluar paksa sebagai akibat dari gangguan
Forced Outages (FO1, FO2, FO3) + Startup Failures (SF).
Maintenance Outage Hours (MOH): adalah jumlah jam unit tidak dapat beroperasi sebagai akibat
dari keluar pemeliharaan karena Maintenance Outages (MO) + Maintenance Outage Extensions
(MEH) dari Maintenance Outages (MO).
Unavailable Hours (UH): adalah jumlah jam dari semua Planned Outage Hours (POH+PEH) +
Unplanned (Forced) Outage Hours (FOH+SFH) + Maintenance Outage Hours (MOH+MEH).
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.
Unit Derating Hours (UDH): adalah jumlah jam unit mengalami derating.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
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: FD1, FD2, FD3) dengan besar penurunan derating
dibagi DMN. Setiap kejadian Forced Derating 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 (FD1, FD2, FD3) 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 (FD1, FD2, FD3, MD, DE) dan besar penurunan derating
dibagi dengan DMN. Setiap kejadian Forced Derating (FD1, FD2, FD3) 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 (FD1, FD2, FD3) selama Reserve
Shutdowns (RS).
Equivalent Forced Derated Hours during Reserve Shutdown (EFDHRS): adalah perkalian antara
jumlah jam unit pembangkit forced derating (FD1, FD2, FD3) selama reserve shutdown dan
besar penurunan derating dibagi dengan DMN. Setiap kejadian Forced Derating (FD1, FD2,
FD3) 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.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
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. INDIKATOR 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 overhaul 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 ekivalen unit pembangkit mengalami
derating terhadap jumlah jam dalam satu periode. Besaran ini menunjukkan prosentase kondisi
unit pembangkit akibat derating, pada suatu periode tertentu.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
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.
Sudden outage Frequency (Sdof) : adalah rata – rata jumlah gangguan mendadak unit pembangkit
per periode tinjauan
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
E.7. FORMULA PERHITUNGAN INDIKATOR KINERJA PEMBANGKIT

Formula untuk perhitungan Indikator Kinerja Pembangkit adalah sebagai berikut:
E.7.1. UNIT PEMBANGKIT TUNGGAL
AH
1 Availability factor [AF] = 100%
PH
AH − ( EFDH + EMDH + EPDH + ESEDH )

2 Equivalent Availability Factor [EAF] =  100%
PH
SH
3 Service Factor [SF] = 100%
PH
POH
4 Planned Outage Factor [POF] = 100%
PH
MOH
5 Maintenance Outage Factor [MOF] = 100%
PH
RSH
6 Reserve Shutdown Factor [RSF] = 100%
PH
EPDH + EUDH
7 Unit Derating Factor [UDF] = 100%
PH
POH + MOH
8 Scheduled Outage Factor [SOF] = 100%
PH
FOH
9 Forced Outage Factor [FOF] = 100%
PH
FOH
10 Forced Outage Rate [FOR] =  100%
FOH + SH + SynchronousHours
f  FOH
11 Forced Outage Rate demand [FORd] =  100%
( f  FOH ) + SH
FOH + EFDH
12 Equivalent Forced Outage Rate [EFOR] =  100%
FOH + SH + Synchr.Hrs. + EFDHRS
( f  FOH ) + ( fp  EFDH )
13 Equivalent Forced Outage Rate demand =  100%
( f  FOH ) + SH
[EFORd] **)
dimana:
**) Untuk pembangkit pemikul beban puncak Jika SH, FOH fp = (SH/AH)
atau RSH = 0, maka untuk perhitungan diberi angka 0,001.
f = (1/r + 1/T) / (1/r + 1/T + 1/D)
Jika jumlah kejadian FO, start atau start aktual = 0, maka
r = Durasi FO rata-rata = [FOH / jumlah kejadian FO]
untuk perhitungan diberi angka 1.
D = jam operasi rata-rata = [SH / jumlah start aktual]
T = RSH rata-rata = [RSH / jumlah start yang dilakukan, baik berhasil
maupun gagal]
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
14 Net Capacity Factor [NCF]
15 Net Output factor [NOF]
16 Plant Factor [PF]
=  FO1
17 Sudden Outage Frequency [Sdof]  Unit . Kit
E.7.2. UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN/KOMPOSIT (BASIS WAKTU)
AH
1 Availability factor [AF] = 100%
PH
2 Equivalent Availability Factor [EAF] ( AH − ( EFDH + EMDH + EPDH + ESEDH ))

=  100%
 PH
SH
3 Service Factor [SF] = 100%
PH
POH
4 Planned Outage Factor [POF] = 100%
PH
MOH
5 Maintenance Outage Factor [MOF] = 100%
PH
RSH
6 Reserve Shutdown Factor [RSF] = 100%
PH
( EPDH + EUDH )
7 Unit Derating Factor [UDF] = 100%
PH
( POH + MOH )
8 Scheduled Outage Factor [SOF] = 100%
PH
FOH
9 Forced Outage Factor [FOF] =  100%
PH
FOH
10 Forced Outage Rate [FOR] =  100%
( FOH + SH + Synchr.Hours )
( f  FOH )
11 Forced Outage Rate demand [FORd] =  100%
(( f  FOH ) + SH )
( FOH + EFDH )
12 Equivalent Forced Outage Rate [EFOR] =  100%
( FOH + SH + Synchr.Hrs. + EFDHRS )
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
(( f  FOH ) + ( fp  EFDH ))

13 Equivalent Forced Outage Rate demand =  100%
(( f  FOH ) + SH )
[ EFORd ] **)
dimana:
**) Untuk pembangkit pemikul beban puncak fp = (SH/AH)
Jika SH, FOH atau RSH = 0, maka untuk perhitungan diberi f = (1/r + 1/T) / (1/r + 1/T + 1/D)
angka 0,001. r = Durasi FO rata-rata = [FOH / jumlah kejadian FO]
Jika jumlah kejadian FO, start atau start aktual = 0, maka T = RSH rata-rata = [RSH / jumlah start yang dilakukan, baik berhasil
untuk perhitungan diberi angka 1. maupun gagal]
14 Net Capacity Factor [NCF]
15 Net Output factor [NOF]
16 Plant Factor [PF]
 n. FO1
17 Sudden Outage Frequency [Sdof] =  n.unit kit
E.7.3. UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN/KOMPOSIT (BASIS KAPASITAS)
( AH  DMN )
1 Weighted (W) Availability factor [WAF] = 100%
( PH  DMN )
( AH − ( EFDH + EMDH + EPDH + ESEDH )) xDMN

2 Weighted (W) Equivalent Availability = 100%
( PH  DMN )
factor [WEAF]
( SH  DMN )
3 W Service Factor [WSF] = 100%
( PH  DMN )
( POH  DMN )
4 W Planned Outage Factor [WPOF] = 100%
( PH  DMN )
( MOH  DMN )
5 W Maintenance Outage Factor [WMOF] = 100%
( PH  DMN )
( RSH  DMN )
6 W Reserve Shutdown Factor [WRSF] =  100%
( PH  DMN )
[( EPDH + EUDH )]  DMN

7 W Unit Derating Factor [WUDF] = 100%
( PH  DMN )
[( POH + MOH )]  DMN )

8 W Scheduled Outage Factor [WSOF] = 100%
( PH  DMN )
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
( FOH  DMN )
9 W Forced Outage Factor [WFOF] =  100%
( PH  DMN )
( FOH  DMN )
10 W Forced Outage Rate [WFOR] =  100%
[( FOH + SH + Synchr.Hours )  DMN ]
W Forced Outage Rate demand [( f  FOH )  DMN ]

11 [WFORd] =  100%
[(( f  FOH ) + SH )  DMN ]
12 W Eq. Forced Outage Rate [WEFOR] [( FOH + EFDH )  DMN ]

=  100%
[( FOH + SH + Synchr.Hrs. + EFDHRS )  DMN ]
[(( f  FOH ) + ( fp  EFDH ))  DMN ]

13 W Eq. Forced Outage Rate demand =  100%
**) [(( f  FOH ) + SH )  DMN ]
[WEFORd]
dimana:
**) Untuk pembangkit pemikul beban puncak fp = (SH/AH)
Jika SH, FOH atau RSH = 0, maka untuk perhitungan diberi f = (1/r + 1/T) / (1/r + 1/T + 1/D)
angka 0,001. r = Durasi FO rata-rata = [FOH / jumlah kejadian FO]
Jika jumlah kejadian FO, start atau start aktual = 0, maka untuk T = RSH rata-rata = [RSH / jumlah start yang dilakukan, baik berhasil
perhitungan diberi angka 1. maupun gagal]
14 W Net Capacity Factor [WNCF]
15 W Net Output factor [WNOF]
16 W Plant Factor [WPF]
17 Sudden Outage Frequency [WSdof]
E.7.4. FORMULA TANPA OMC
Formula ini dimaksudkan untuk menghitung Indikator 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 terdapat 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.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
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.
8 XSOF, XWSOF Lihat Formula No. 8 pada Sub E.7.1., E.7.2., dan E.7.3.
9 XFOF, XWFOF Lihat Formula No. 9 pada Sub E.7.1., E.7.2., dan E.7.3.
10 XFOR, XWFOR Lihat Formula No. 10 pada Sub E.7.1., E.7.2., dan E.7.3.
11 XFORd, XWFORd Lihat Formula No. 11 pada Sub E.7.1., E.7.2., dan E.7.3.
12 XEFOR, XWEFOR Lihat Formula No. 12 pada Sub E.7.1., E.7.2., dan E.7.3.
13 XEFORd, XWEFORd Lihat Formula No. 13 pada Sub E.7.1., E.7.2., dan E.7.3.
14 XNCF, XWNCF Lihat Formula No. 14 pada Sub E.7.1., E.7.2., dan E.7.3.
15 XNOF, XWNOF Lihat Formula No. 15 pada Sub E.7.1., E.7.2., dan E.7.3.
16 XPF, XWPF Lihat Formula No. 16 pada Sub E.7.1., E.7.2., dan E.7.3.
17 XSdof, XWSdof Lihat Formula No. 17 pada Sub E.7.1., E.7.2., dan E.7.3.
4 (empat) metoda Formula Baku Indikator Kinerja Pembangkit tersebut dipakai dan diinformasikan
secara bersama-sama dalam aplikasi berbasis web, dengan maksud agar semua pihak yang
berkepentingan bisa mendapatkan informasi data kinerja dan statistik peristiwa pembangkit pada
Sistem Sumatera secara cepat, tepat, dan dapat dipertanggungjawabkan.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
CATATAN PERHITUNGAN FORd DAN EFORd:

Perhitungan FORd dan EFORd dapat dipakai jika SH, FOH, atau RSH memenuhi kriteria berikut
ini:
KASUS SH FOH RSH FORd EFORd

Normal >0 >0 >0 BISA BISA
1 0 0 >0 TIDAK BISA TIDAK BISA
2 0 >0 0 TIDAK BISA TIDAK BISA
3 0 >0 0 TIDAK BISA TIDAK BISA
4 >0 0 >0 0 EFDH/AH
5 >0 0 0 0 EFDH/SH
6 >0 >0 0 FOR EFOR
7 0 0 0 TIDAK BISA TIDAK BISA
CATATAN KHUSUS
Pada Lampiran E-4 dijelaskan metode Sintesis dan Fleet-type Roll Up untuk menentukan data dan
menghitung kinerja PLTGU secara BLOK dengan data laporan dari masing-masing unit GT/ST.
Metode ini tidak digunakan UIP3BS dalam perhitungan secara sistem. Metode ini biasa digunakan
secara khusus untuk menunjukkan hubungan sebab-akibat terjadinya kondisi unit-unit (GT/ST)
pada PLTGU.
E.8. PENGELOMPOKAN KODE PENYEBAB (CAUSE CODE) KONDISI

PEMBANGKIT
Setiap pencatatan peristiwa outage, derating, ataupun peristiwa yang lain perlu dilengkapi kode
penyebab sebagaimana telah disediakan pada Lampiran E-1A s.d. E-1F. Dengan kode peristiwa
tersebut, susunan data menjadi terstruktur dengan baik, sehingga memudahkan pengguna informasi
(perusahaan pembangkit, operator sistem, pengambil keputusan, dan yang lain) dapat mengambil
manfaat untuk kepentingan pengusahaan sistem. Pencatatan gangguan pembangkit yang dilakukan
pada saat operasi real time dikelompokkan sebagai berikut.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
NO KELOMPOK PENYEBAB PLTA PLTG PLTGU PLTU PLTD PLTP

1 GENERATOR ADA ADA ADA ADA ADA ADA
2 BALANCE OF PLANT ADA ADA ADA ADA ADA ADA
3 BOILER - - - ADA - -
4 TURBINE ADA ADA ADA ADA - ADA
POLLUTION CONTROL
5 - ADA ADA ADA - ADA
EQUIPMENT
6 EXTERNAL ADA ADA ADA ADA ADA ADA
REGULATORY, SAFETY ,
7 ADA ADA ADA ADA ADA ADA
ENVIRONMENTAL
PERSONEL OR
8 ADA ADA ADA ADA ADA ADA
PROCEDURE ERRORS
9 INACTIVE STATE ADA ADA ADA ADA ADA ADA
10 PERFORMANCE ADA ADA ADA ADA ADA ADA
11 HRSG - - ADA - - -
12 DIESEL ENGINE - ADA - - ADA -
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
F. PENUTUP
Demikian telah diuraikan secara ringkas Prosedur Tetap Deklarasi Kondisi Pembangkit dan
Indikator Kinerja Pembangkit ini yang dimaksudkan untuk mendorong peningkatan efisiensi dan
keandalan penyediaan Tenaga Listrik Sistem Sumatera, akan dievaluasi dan disempurnakan
sesuai dengan perkembangan struktur industri kelistrikan yang diterapkan pada sistem tenaga
listrik Sumatera serta ketentuan dan kondisi yang berlaku sesuai Power Purchase Agreement
(PPA)/ Energy Sales Contract (ESC) / Finance Lease Agreement (FLA) / Perjanjian Jual Beli/
Kesepakatan Transfer Tenaga Listrik
Prosedur tetap ini berlaku sejak tanggal ditetapkan. Dengan pemberlakuan Protap ini maka
prosedur lainnya diluar mekanisme pada Protap ini dinyatakan tidak berlaku.
Demikian Protap ini dibuat untuk dilaksanakan dengan sebaik-baiknya.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
G. ATURAN TAMBAHAN
Aturan tambahan ini mengatur ketentuan khusus untuk pembangkit-pembangkit yang

tersambung ke Sistem Tenaga Listrik Sumatera berdasarkan kontrak kesepakatan Power
Purchase Agreement (PPA) / Energy Sales Contract (ESC) / Finance Lease Agreement (FLA)
antara PT PLN (Persero) dan Perusahaan Pembangkit Swasta (IPP). Segala ketentuan dan
besaran yang dipersyaratkan PPA/ ESC/ FLA yang tidak sesuai dengan persyaratan dalam
Prosedur Tetap Deklarasi Kondisi Pembangkit dan Indikator Kinerja Pembangkit akan dibahas
tersendiri oleh perusahaan pembangkit Swasta terkait dengan PT PLN (Persero) Kantor Pusat
(DIV IPP dan Regional) dan PT PLN (Persero) UIP3B Sumatera untuk mendapatkan
kesepakatan yang baru.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
LAMPIRAN-LAMPIRAN
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran D-1:
DAFTAR ALAMAT KOMUNIKASI
PTT EMAIL
PLN UIP3BS BIDANG +62-761-6700011 opsis.p3bs@gmail.com
OPSIS +62-761-6700012 sccplimo@gmail.com
p3bs@pln.co.id
PLN UIK SBS (0711) 374951 / komunikasi.uiksbs@pln.co.id
374955
UPK Tarahan (0721) 341815 / upktarahanofficial@gmail.com
341816
UPK Sebalang 08117245882 rendaloperasi.sebalang@gmail.com
UPDK Bandar Lampung (0721) 781156 updkbandarlampung01@gmail.com
UPK Bukit Asam (0734) 451052 rendalop.sbam@gmail.com
UPDK Keramasan (0711) 510955 skrm.kitsbs@pln.co.id
UPK Bengkulu (0732) 325437 publikasi.sbkl@gmail.com
UPDK Jambi (0741) 31233 sjmb.kitsbs@pln.co.id
UPK Bukittinggi (0752) 33663 sekretarismanagerupkbkt@gmail.com
UPK Ombilin (0754) 410351 sdmombilin@gmail.com
UPK Teluk Sirih 08116614243 admsdm.stir@gmail.com
PLN UIK SBU (061) 7869025 opkitsbu@gmail.com
(0761) 41855
UPDK Pekanbaru operasi.spkb@gmail.com
(0761) 41856
08117085777
AMC Tenayan rendaloptenayan@gmail.com
08117606794
AMC Tembilahan 0811760685 rendalpjbs.tbh@gmail.com
UPDK Belawan (061) 6941192 rendalops.sblw@gmail.com
UPDK Pandan (0631) 371818 ophar.updk.pandan@gmail.com

08116268020
AMC Labuhan Angin (0631) 7398002 operasila@gmail.com
AMC Pangkalan Susu OMU (620) 51971 sekretariat.ubohpns@indonesiapower.co.id

082362264010
rendalopsarun@gmail.com
AMC Arun (0645) 8052555
ubjom.arun@ptpjb.com
OM Arun Ekspansi 082273455966 operator.sumbagut250mw@gmail.com
UPK Nagan Raya (0655) 7552000 operasisngr@gmail.com
UPDK Kepulauan Riau (0771) 4501158 pln.updkkepri@gmail.com
PT Asrigita Prasarana (021) 526808 headoffice@asrigita.com
PT Meppo Gen (021) 2522950 edsetiadi@gmail.com
PT GHEMMI (021) 29670553 liufenglin650@hotmail.com
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
PTT EMAIL
PT Bajradaya Sentranusa (0632) 341711 bdsn.simangkuk@gmail.com
PT Bukit Pembangkit (021) 5212463 acholiq@bpi-ipp.com
Innovative
PT DSSP Power Sumsel (021)-31990392 mulkan@dsspower.co.id
PT Idonesia Asahan (0622) 31311
Aluminium (Persero)
PT Priamanaya Energi (021) 29937000 p.energi@priamanaya.com
basoeki@priamanaya.com
PT Wampu Electric Power (021) 52906510 andri@wampuep.com
christian@wampuep.com
PT Sarulla Operation (021) 27830000 edi.supriyadi@gmail.com
Limited
Unit Bisnis bright Energy (021) 29915004
Service PT Pelayanan Listrik
Nasional Batam
PT KAR Powership henry.halim@karadenizholding.com
Indonesia
PT Tanggamus Electric (021) 529 00851 operationsemangka@gmail.com
Power
PT Supreme Energy Muara (021) 2788 2222 yoza-jamal@supreme-energy.com
Laboh munggang-hendro@supreme-energy.com"
PT Sorik Marapi Geothermal (021) 72787336 eddiyanto@ksorka.com
Power (PLTP Sorik Merapi)
PT Tenaga Listrik Bengkulu jasonjusman@gmail.com
(PLTU Bengkulu)
PT Binsar Natorang Energi (021) 50939000 payabuluh@gmail.com
(PLTA Hasang)
PT Bangun Tirta Lestari aghaindra.hydro@gmail.com
(PLTA Air Putih)
Alamat Aplikasi logsheet online : http://119.252.171.158:8085/~logsheetopsis/

http://10.43.203.26/~logsheetopsis/
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran D-2:
DIAGRAM ALIR PROSES PENGAJUAN OUTAGE TERENCANA
MULAI
Permohonan Izin Rencana

Outage Pembangkit oleh SRM
PROD UIK / UIP / IPP
SRM OPSIS UIP3BS Jadwal Ulang Rencana

Tidak
Setuju ? Outage Pembangkit
Ya
Pelaksanaan Outage Disetujui

Sesuai Permohonan
Informasi ke Pimpinan UIP3BS,

Wilayah/Distribusi, UIK
1
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran D-2A:
DIAGRAM ALIR PROSES DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT
MULAI
1
OPSIS UIP3BS Pembangkit Mengirim

Menerbitkan ROM RDM ke OPSIS UIP3BS
Tidak Unit Siap
Ya
Ada Perubahan
OPSIS UIP3BS
Kondisi Pembangkit
Menerbitkan ROH
Unit Siap
Tidak
Ya Ya
• Re-Dispatch (Aplikasi Dispatch) 2

• Deklarasi Harian Kondisi Pembangkit
Tidak 3
(HDKP)
• Konfirmasi & Acknowledge Harian
Data Klarifikasi & Koreksi Data oleh

Ya Tidak
Disetujui OPSIS UIP3BS & Pembangkit
Tidak Ada
Data Base HDKP
Perselisihan
(Dispute)
Perhitungan IKP Ya
(Aplikasi GAIS)
Ya Penyelesaian oleh Komite Grid Code
Laporan IKP
(Versi NERC) Setuju
Tidak
Data dihapus (Delete)
SELESAI
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran D-2B:
DIAGRAM ALIR PROSES PENGISIAN APLIKASI DISPATCH PEMBANGKIT
MULAI
Dispatcher
mengirim
perintah
Dispatcher Menginput data

Dispatch pada Aplikasi
Logsheet OPSIS
Media Penyampaian
Media Penyampaian Dispatch
Dispatch Melalui Aplikasi Tidak
melalui Telepon / Radio
Logsheet OPSIS ?
Ya
Operator Pembangkit
Acknowledge
Operator Pembangkit
Melaporkan Jam Realisasi
Dispatcher mengisi waktu

realisasi
Data Base
2
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran D-2C:
DIAGRAM ALIR PROSES PENGISIAN APLIKASI KONDISI PEMBANGKIT
MULAI
Dilakukan disisi Pembangkit Dilakukan disisi UIP3BS
Operator Pembangkit Dispatcher mengisi perubahan

melaporkan perubahan status pembangkit pada menu
kondisi Pembangkit Catkit
Pembangkit wajib melaporkan

cause code level 1 maksimal 15 Tidak Cause Level 1 diketahui?
menit setelah kejadian
Ya
Input cause code level 1
Koordinasi dengan
Spv Pembangkit setuju cause code dispatcher UP2B/ SCC
Tidak
level 1 (Max 48 Jam setelah input
data)
Ya
Input cause code level 2 dan 3 oleh

Operator Pembangkit
(Max 48 Jam setelah input data)
Data yang sudah terisi S atau TS ada

Ya
perubahan?
Dilakukan verifikasi antara UIP3BS dan

Tidak
Pembangkitan dengan menyertakan data
pendukung (evidence) bila diperlukan
Perubahan Cause Code dan status akan

diisi oleh Anev UIP3BS di menu catkit revisi
Data Base
3
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran D-3:
Form. H-DKP-UIP3BS
REALISASI KONDISI PEMBANGKIT HARIAN
UBP : .....................................
Tanggal : .....................................
Minggu Operasi Periode : .....................................
Awal Akhir Kondisi Pembangkit Konfirmas

No Pembangkit Kondisi Mampu Operator
Komu Komu Dispatc Keteranga i
Kon Kon Kondisi Cause Alasa Ber- Maks. Pembangk
- - her n P3BS Pembangk
-disi -disi /Status Code n samaan (MW) it
nikasi nikasi it
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Catatan:
- Kolom 3 dan kolom 6 diisi dengan tanggal dan jam pada saat komunikasi antara dispatcher dan operator Pembangkit dilakukan.
- Kolom 4 dan kolom 5 diisi dengan tanggal dan jam mulai dan berakhirnya kondisi Pembangkit. Jam (hh:mm) pada kolom 4 diisi 00:XX jika kondisi
lanjutan dari sebelumnya dan atau kolom 5 diisi 24:XX jika kondisi masih berlanjut.
- Kolom 7 diisi dengan kondisi/status Pembangkit yaitu (pilih salah satu): PO, PE, MO, ME, RS, FO(FO1, FO2, FO3, SF), SD(PD, PDE, MD,
MDE), FD(FD1, FD2, FD3), atau NC, diiringi dengan kode penyebab (Cause Code) pada kolom 8 dan alasan terjadinya kondisi tersebut pada
kolom 9 oleh Dispatcher.
- Kolom 10 diisi (jika terdapat 2 kondisi atau lebih dalam waktu bersamaan) dengan ”B” untuk kondisi biasa dan ”D” untuk kondisi yang dominan
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
- Kolom 12 diisi dengan nama Dispatcher yang bertugas dengan mencirikan asalnya pada akhir nama seperti B untuk BOPS dan R1, R2, R3, R4 untuk
masing-masing APB terkait.
- Jika tidak terdapat data, maka pengisian pada kolom terkait diisi dengan TAD
Pekanbaru, ........................ 20..
PT PLN (Persero) UIP3BS Bidang Operasi Sistem
Supervisor Operasi Real time
Lampiran D-4:
Form. H-DKP-Pembangkit
REALISASI KONDISI PEMBANGKIT HARIAN
UBP : .....................................
Tanggal : .....................................
Minggu Operasi Periode : .....................................
Awal Akhir Kondisi Pembangkit
No Pembangkit Kondisi Mampu Operator Konfi
Komu Komu Keterangan
Kon Kon Kondisi Cause Alasa Ber- Maks. Dispatcher Pembangk r-masi
- - Pembangkit
-disi -disi /Status Code n samaan (MW) it
nikasi nikasi
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Catatan:
- Kolom 3 dan kolom 6 diisi dengan tanggal dan jam pada saat komunikasi antara dispatcher dan operator Pembangkit dilakukan.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
- Kolom 4 dan kolom 5 diisi dengan tanggal dan jam mulai dan berakhirnya kondisi Pembangkit. Jam (hh:mm) pada kolom 4 diisi 00:XX jika kondisi
lanjutan dari sebelumnya dan atau kolom 5 diisi 24:XX jika kondisi masih berlanjut.
kolom 9 oleh Dispatcher
- Kolom 10 diisi (jika terdapat 2 kondisi atau lebih dalam waktu bersamaan) dengan ”B” untuk kondisi biasa dan ”D” untuk kondisi yang dominan.
- Kolom 13 diisi dengan nama Operator Pembangkit yang bertugas.
- Kolom 14 diisi dengan “S” untuk data yang disepakati atau “TS” untuk data yang tidak disepakati diiringi dengan keterangannya pada kolom 15.
.........., ...........................20..
Unit Pembangkitan
Supervisor Pengendalian Niaga UBP - IP /Asisten Manager Manajemen Energi ................s
Lampiran D-5:
Form. H-DKP-S-UIP3BS
REALISASI KONDISI PEMBANGKIT YANG DISETUJUI
Perusahaan Pembangkit : ................................
Periode Tanggal s/d Tanggal : ...............................
Kondi Mamp
Operator
Kondis si Ber- DMN u Derating Dispatch Keterangan
Pembangk Cause Pembangk
No Tgl. & Jam Tgl. & Jam i Alasan samaa (MW) Maks. (MW) er P3BS
it Code it
/Status n (MW)
1 2 3 4 5 6 7 8 10 11 12 13 14 15
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Catatan:
- Kolom 3 dan kolom 4 diisi dengan jam mulai dan berakhirnya status Pembangkit. Jam (hh:mm) pada kolom 3 diisi 00:XX jika kondisi lanjutan dari
sebelumnya dan atau kolom 4 diisi 24:XX jika kondisi masih berlanjut.
- Kolom 10 (DMN) diisi dengan daya mampu netto dikontrak.
Pekanbaru, ...........................20..
......................................
MSB. Transaksi Tenaga Listrik
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran D-6:
Form. H-DKP-TS-UIP3BS
REALISASI KONDISI PEMBANGKIT YANG BELUM DISETUJUI
Kondi Mamp
Operator
Kondis si Ber- DMN u Derating Dispatch Keterangan
Pembangk Cause Pembangk
No Tgl. & Jam Tgl. & Jam i Alasan samaa (MW) Maks. (MW) er P3BS
it Code it
/Status n (MW)
1 2 3 4 5 6 7 8 10 11 12 13 14 15
Catatan:
- Kolom 10 (DMN) diisi dengan daya mampu netto dikontrak.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Pekanbaru, ...........................20..
......................................
MSB. Transaksi Tenaga Listrik
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran D-7:
Form. H-DKP-TS-Pembangkit
REALISASI KONDISI PEMBANGKIT YANG BELUM DISETUJUI
Kondi Mamp
Operator Keterangan
Kondis si Ber- DMN u Derating Dispatch Konfirma
Pembangk Cause Pembangk Pembangki
No Tgl. & Jam Tgl. & Jam i Alasan samaa (MW) Maks. (MW) er si
it Code it t
/Status n (MW)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Catatan:
- Kolom 9 (DMN) diisi dengan daya mampu netto dikontrak
- Kolom 12 diisi dengan nama Dispatcher yang bertugas dengan mencirikan asalnya pada akhir nama seperti U untuk BOPS dan R1, R2, R3, R4 untuk masin
masing APB terkait.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
- Kolom 14 diisi dengan “S” untuk data yang disepakati atau “TS” untuk data yang tidak disepakati” diiringi dengan keterangannya pada kolom 15 dan dilampirk
data pendukungnya.
............., ...........................20..
Unit Pembangkitan
...... ....................................
Asisten Manager Pengendalian Operasi Real time IP /Asisten Manager Manajemen Energi ........
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran D-8:
ALUR PERSETUJUAN STATUS FO1, FO2 DAN FO3 OLEH DISPATCHER
MULAI
GANGGUAN UNIT
PEMBANGKIT
t1
t1≥≥1jam
1jam 0 ≤ t1 ≤ 0 Jam t1
t1>>6jam
6jam
N Beban ≤ DMN N
Info gangguan dapat Y tt==00

Info gangguan dapat
ditahan ≥ 1jam ditahan > 6jam
Bertahan Bertahan
1 ≥ t2 ≤ 6 Jam N t3 > 6 Jam N t1
t1<<6jam
6jam
t1
FO1
Beban ≤ 30% DMN t1<<1jam
1jam
Beban ≤ 30% DMN
Y t1
t1≥≥1jam
1jam Y t1
t1>6jam
>6jam
FO2 FO3
INPUT DATA
APLIKASI
STATUS
PEMBANGKIT
SELESAI
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran E-1:
KODE PENYEBAB (CAUSE CODE) KONDISI PEMBANGKIT
PANDUAN PEMILIHAN KODE
Lampiran ini berisi kode system/component penyebab untuk melengkapi Laporan Peristiwa ke
P3BS. Rincian Kode Penyebab Sistem/Komponen Peristiwa per jenis pembangkit (PLTA, PLTG,
PLTGU, PLTU, PLTD, dan PLTP), secara beturut-turut, terdapat pada Lampiran E-1A s.d E-1F di
bawah ini.
Tujuan dari lampiran ini bukan untuk menyediakan semua kode penyebab atau komponen yang
mungkin, tetapi hanya secara garis besar. Laporan detil yang lebih spesifik mengenai
penyebab/koomponen, jenis gangguan, metoda repair, dan/atau kombinasi laporan peristiwa
tersebut dapat diuraiakan secara verbal pada laporan peristiwa. Juga, perusahaan mempunyai
pilihan melaporkan informasi lebih terperinci mengenai cara di mana sistem atau komponen
mengalami gangguan.
Kriteria berikut diharapkan dapat digunakan utuk memilih suatu kode:
Cari kode penyebab peristiwa pada sistem atau komponen utama yang bertanggung jawab terhadap
peristiwa, yang bukan pada komponen alat bantu atau operasi yang mencetuskan gangguan sistem
atau komponen utama. Sebagai contoh, gangguan dari saluran udara menuju salah satu klep
pengatur feedwater bisa menyebabkan klep itu menutup sehingga aliran uap boiler menurun. Dalam
hal ini, kode penyebabnya adalah klep pengatur feedwater, bukan kode sistem pelayanan udaranya.
Fakta bahwa klep menutup dipicu oleh gangguan saluran udara di catat dalam uraian verbal. Pada
sisi lain, jika tertutupnya klep pengatur feedwater diakibatkan oleh hilangnya seluruh setasiun
udara, kode penyebab untuk sistem stasiun udara akan dilaporkan sebagai penyebab utama dari
peristiwa. Dalam hal ini, masalah sistem stasiun udara menyebabkan gangguan pemakaian banyak
klep dan instrumen seluruh pembangkit.
Laporan Power Supply (pusat-pusat kendali motor, breakers, dll.) yang melayani komponen
tertentu menggunakan kode komponen itu. Laporan sistem catu daya yang melayani berbagai
komponen menggunakan kode sistem power supply. Sebagai contoh, jika gangguan breaker
mengakibatkan hilangnya suatu FD fan, maka kode FD fan akan digunakan. Namun, jika masalah
AC power supply distribution menyebabkan tidak hanya hilangnya FD fan tetapi juga beberapa
komponen utama lain, maka gunakan kode AC power supply distribution.
Laporan Instrumen atau Controls (seperti pressure switches, pressure regulators, position
indicators, dll.) yang menjadi bagian tertentu dari fan, pompa, atau klep, menggunakan kode
komponen itu. Kode telah disediakan untuk beberapa sistem kontrol, seperti kontrol feedwater.
Kode Major Overhaul hanya untuk pekerjaan memeriksaan secara seksama yang tidak spesifik.
Pekerjaan pembetulan skala besar yang dilakukan selama major overhaul diharapkan dilaporkan
secara terpisah menggunakan kode yang sesuai. Sebagai contoh, ketika dilakukan general turbine
overhaul dilakukan juga reblading roda turbin tekanan tinggi. Gunakan kode 4400 untuk
melaporkan overhaul dan termasuk seperti pembukaan dan penutupan turbin, pembersihan, dan
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
minor repairs sampai jam manusia bekerja. Gunakan kode 4012 untuk melaporkan reblading roda
turbin HP dan termasuk hanya manhours worker pada field jam manusia bekerja reblading.
Kode "External" dan "Safety, Regulatory, and Environmental" hanya ketika tidak ada kode
penyebab system/component lain yang cocok. Sebagai contoh, jika batas emisi terlewati karena
salah memasang corong asap gas secrubber, gunakan kode secrubber. Namun, jika batas emisi
terlewati, sementara secrubber berfungsi dengan baik, maka gunakan kode Environmental.
Lampiran E-1A:
RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTA
BALANCE OF PLANT
Electrical 3600-3689
3600 Switchyard transformers and associated cooling systems – external (OMC)
3601 Switchyard transformers and associated cooling systems – external (not OMC)
3610 Switchyard circuit breakers – external (OMC)
3611 Switchyard circuit breakers – external (not OMC)
3612 Switchyard system protection devices – external (OMC)
3613 Switchyard system protection devices – external (not OMC)
3619 Other switchyard equipment – external (OMC)
3618 Other switchyard equipment – external (not OMC)
3620 Main transformer
3621 Unit auxiliaries transformer
3622 Station service startup transformer
3623 Auxiliary generators
3624 Auxiliary generator voltage supply system
3629 Other switchyard or high voltage system problems
3630 400-700-volt transformers
3631 400-700-volt circuit breakers
3632 400-700-volt conductors and buses
3633 400-700-volt insulators
3634 400-700-volt protection devices
3639 Other 400-700-volt problems
3640 AC Instrument power transformers
3641 AC Circuit breakers
3642 AC Conductors and buses
3643 AC Inverters
3644 AC Protection devices
3649 Other AC instrument power problems
3650 DC instrument power battery chargers
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
3651 DC circuit breakers

3652 DC conductors and buses
3653 DC protection devices
3659 Other DC power problems
3670 12-15kV transformers
3671 12-15kV circuit breakers
3672 12-15kV conductors and buses
3673 12-15kV insulators
3674 12-15kV protection devices
3679 Other 12-15kV problems
3680 other voltage transformers
3681 other voltage circuit breakers
3682 other voltage conductors and buses
3683 other voltage insulators
3684 other voltage protection devices
3689 Other voltage problems
3690 Station Service Power Distribution System, General
Power Station Switchyard
3700 Powerhouse switchyard (non generating unit equipment)
3710 Transmission line (connected to powerhouse switchyard to 1st Substation)
3720 Transmission equipment at the 1st substation (see code 9300 if applicable)
3730 Transmission equipment beyond the 1st substation (see code 9300 if applicable)
Auxiliary Systems 3810-3899
- Service Water (Open System)
3810 Service water pumps and motors
3811 Service water piping
3812 Service water valves
3813 Service water heat exchangers
3814 Service water system fouling
3819 Other service water problems
- Closed Cooling Water Systems
3820 Closed cooling water pumps
3821 Closed cooling water piping
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
3822 Closed cooling water valves

3823 Closed cooling water heat exchangers
3824 Closed cooling water system fouling
3829 Other closed cooling water system problems
- Auxiliary Steam
3830 Auxiliary boiler
3831 Auxiliary steam piping
3832 Auxiliary steam valves
3833 Auxiliary steam controls and instruments
3834 Auxiliary boiler tube leaks
3839 Other auxiliary steam problems
- Service Air
3840 Service air compressors
3841 Service air piping
3842 Service air valves
3843 Service air dryers
3849 Other service air problems
- Instrument Air
3850 Instrument air compressors
3851 Instrument air piping
3852 Instrument air valves
3853 Instrument air dryers
3854 N2 backup to instrument air
3859 Other instrument air problems
- Fire Protection System
3860 Fire protection system pumps
3861 Fire protection system piping
3862 Fire protection system valves
3863 Fire protection system fouling
3869 Other fire protection system problems
- Miscellaneous (Auxiliary Systems)
3898 Miscellaneous plant auxiliary process and services instrumentation and controls
3899 Other miscellaneous auxiliary system problems
Miscellaneous (Balance of Plant) 3950-3999
3950 Process computer
3970 Distributive Control System (DCS) – process computer
3971 DCS – data highway
3972 DCS – hardware problems (including card failure)
3973 DCS – internal and termination wiring
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
3974 DCS – logic problems

3975 DCS – upgrades
3979 Other DCS problems
3999 Other miscellaneous balance of plant problems
GENERATOR
Satuan kode ini berisi generator, exciter, sistem pendingin generator, dan kendali generator.
Bagian utama dari generator sampai dengan CB keluaran generator tercakup pada satuan
kode ini.
Generator 4500-4590
4500 Rotor windings (including damper windings and fan blades on hydro units)
4510 Rotor collector rings
4511 Rotor, General
4520 Stator windings, bushings, and terminals
4530 Stator core iron
4535 Stator, General
4536 Generator heaters
4540 Brushes and brush rigging
4550 Generator bearings and lube oil system (including thrust bearings on hydro units)
4551 Generator bearing
4552 Generator lube oil system
4555 Bearing cooling system
4560 Generator vibration (excluding vibration due to failed bearing and other components)
4570 Generator casing
4580 Generator end bells and bolting
4590 Generator brakes
Exciter 4600-4609
4600 Exciter drive - motor
4601 Exciter field rheostat
4602 Exciter commutator and brushes
4603 Solid state exciter element
4604 Exciter drive - shaft
4605 Exciter transformer
4609 Other exciter problems
Cooling System 4610-4650 (report failures caused by water leaks into generator as codes
4500, 4510, etc.)
4610 Hydrogen cooling system piping and valves
4611 Hydrogen coolers
4612 Hydrogen storage system
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
4613 Hydrogen seals

4619 Other hydrogen system problems
4620 Air cooling system
4630 Liquid cooling system
4640 Seal oil system and seals
4650 Other cooling system problems
Controls 4700-4750
4700 Generator voltage control
4710 Generator metering devices
4720 Generator synchronization equipment
4730 Generator current and potential transformers
4740 Emergency generator trip devices
4750 Other generator controls and metering problems
Miscellaneous (Generator) 4800-4890
4800 Generator main leads
4805 Generator Bus Duct Cooling System
4810 Generator output breaker
4830 Major generator overhaul (720 hours or longer) (use for non-specific overhaul only)
4831 Minor generator overhaul (less than 720 hours) (use for non-specific overhaul only)
4840 Inspection
4841 Generator doble testing
4842 Reactive and capability testing
4850 Core monitor alarm
4860 Generator neutral grounding equipment
4899 Other miscellaneous generator problems
GAS TURBINE
Inlet Air System and Compressors (use HP compressor if only one) 5000-5030
- Ducts and Filters
5000 Inlet air ducts
5001 Inlet air vanes / nozzles
5002 Inlet air filters
5003 Inlet cone
5004 Inlet air chillers
5005 Inlet air evaporative coolers
5006 Inlet air foggers
5009 Other inlet air problems
- Compressors
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
5010 High pressure shaft

5011 High pressure bearings
5012 High pressure blades/buckets
5013 Compressor casing and bolts
5014 Compressor diaphragms
5015 Compressor seals
5016 High pressure compressor bleed valves
5017 Low pressure compressor bleed valves
5019 Other high pressure problems
5020 Low pressure shaft
5021 Low pressure bearings
5022 Low pressure blades/buckets
5029 Other low pressure problems
5030 Supercharging fans
5035 Compressor washing
5036 Compressor shaft and bearings for two-shaft machines
5039 Other compressor problems
Fuel, Ignition, and Combustion Systems 5040-5079
5040 Fuel tanks
5041 Fuel piping and valves
5042 Fuel nozzles/vanes
5043 Fuel filters
5044 Liquid fuel oil pump
5046 Liquid fuel oil transfer/forwarding pump
5047 Liquid fuel purge system
5048 Gas fuel system
5049 Other fuel system problems
5050 Ignition system
5051 Pilot fuel piping and valves
5052 Pilot fuel nozzles/vanes
5053 Pilot fuel filters
5060 Atomizing air system
5065 NOx water injection system including pump
5066 NOx Steam injection system
5070 Combustor casing
5071 Combustor liner
5072 Combustor caps
5073 Flame scanners
5074 Flashback including instrumentation
5079 Other combustor problems
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Turbine (use HP if only one) 5080-5099

5083 High pressure nozzles/vanes
5084 High pressure casing/expansion joints
5085 Interstage gas passages HP
5086 High pressure shaft seals
5087 Thrust bearing
5088 Gas turbine cooling system
5093 Low pressure nozzles/vanes
5094 Low pressure casing/expansion joints
5095 Interstage gas passages LP
5096 Low pressure shaft seals
5098 Expansion joints
5099 HP to LP coupling
Exhaust Systems 5100-5109
5100 Chamber
5101 Hoods
5102 Vanes/nozzles
5103 Silencer
5104 Cones
5105 Diverter Dampers
5108 High engine exhaust temperature
5109 Other exhaust problems (including high exhaust system temperature not attributable to
a specific problem)
5110 Lube oil system - general
5111 Lube oil pumps
5112 Lube oil coolers
5113 Lube oil valves/piping
5114 Lube oil filters
5115 Oil vapor extractor
5116 Power Augmentation System Equipment
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
5117 Power augmentation piping

5118 Power augmentation valves
5119 Power augmentation controls
5120 Hydraulic oil system
5121 Hydraulic oil system pumps
5122 Hydraulic oil system piping/valves
5130 Starting system (including motor)
5140 Battery and charger system
5150 Turning gear and motor
5151 Load gear compartment
5160 Cooling and seal air system
5170 Cooling water system
5180 Anti-icing system
5190 Other auxiliary system problems
Miscellaneous (Gas Turbine) 5200-5299
5200 Reduction gear
5201 Load shaft and bearings
5205 Main coupling between the turbine and generator
5206 Clutch
5210 Intercoolers
5220 Regenerators
5230 Heat shields
5240 Fire detection and extinguishing system
5241 Fire in unit
5245 Gas Turbine Control System - data highway
5246 Gas Turbine Control System - hardware problems (including card failure)
5247 Gas Turbine Control System - internal and termination wiring
5248 Gas Turbine Control System - logic problems
5249 Gas Turbine Control System - upgrades
5250 Other Controls and instrumentation Problems
5255 Computer
5260 Major overhaul (use for non-specific overhaul only)
5261 Gas turbine/compressor washing
5262 Gas turbine exchange
5270 Hot end inspection
5272 Boroscope inspection
5274 General unit inspection
5280 Vibration (not engine) in unit not attributable to bearings or other components
5285 Gas turbine vibration
5286 Gas Turbine lockout
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
5290 Gas turbine performance testing - individual engines (use code 9999 for total unit
performance testing)
5295 Synchronous condenser equipment
5299 Other miscellaneous gas turbine problems
HYDRO TURBINE/PUMP
Turbine 7000-7099
7000 Shaft
7001 Shaft packing
7003 Lube oil system (use code 7007 to report bearing failures due to lube oil problems)
7007 Bearings
7009 Bearing oil system
7010 Runner cavitation damage
7011 Other runner problems
7012 Casing, wear ring, or liner cavitation damage
7014 Blade or bucket cracking
7020 Nozzle assembly
7030 Vibration (Only for unbalance, report bearing failure, etc., in appropriate category)
7040 Turbine overhaul
7050 Turbine governor
7052 Other turbine control problems (Report specific wicket gate controls, etc., using the
code for the appropriate equipment item.)
7053 Governor oil system
7099 Other turbine problems
Water Supply/Discharge 7100-7199
7100 Upper reservoir dams and dikes
7101 Lower reservoir dams and dikes
7102 Auxiliary reservoir dams and dikes
7110 Intake channel or flume (including trash racks)
7111 Intake tunnel
7120 Headgates
7121 Shutoff valves
7123 Shutoff valve bypass line and valve
7124 Penstock
7130 Spiral case
7140 Wicket gate assembly
7141 Wicket gate operating mechanism or positioner
7142 Wicket gate shear pin
7150 Stay vanes
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
7160 Pressure regulating valve

7161 Pressure regulating valve operator or positioner
7162 Relief valve and vacuum breakers
7170 Draft tube
7180 Tailrace
7181 Tail water depressing equipment
7190 Dewatering and rewatering equipment
7191 Equalizing line
7199 Other water supply/discharge problems (use for equipment related problems; use
codes 9135 or 9320 for lack of water or discharge limit related problems)
Miscellaneous (Pollution Control Equipment)
8656 Controls and instrumentation
Continuous Emissions Monitoring Systems (CEMS) 8700-8790
8700 CEMS Certification and Recertification
8720 NOx analyzer problems
8730 CO analyzer problems
8740 CO2 analyzer problems
8750 O2 analyzer problems
8770 Flow monitor problems
8780 Data acquisition system problems
8790 Miscellaneous CEMS problems
NOx Reduction Systems 8800-8835
- Selective Non-Catalytic Reduction Systems
8800 Reagent
8801 Carrier gas
8802 Control system
8803 SNCR Performance testing
8809 Other SNCR problems
- Selective Catalytic Reduction Systems
8810 Reactor
8811 Reagent
8812 Catalyst
8813 Injection grid piping/valves
8814 Catalyst support material
8815 Soot blowers
8816 Plugging
8817 Control system
8820 SCR NOx ammonia injection grid piping/valves
8821 SCR NOx ammonia tanks, piping and valves (not injection)
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
8822 SCR NOx ammonia air blowers

8823 SCR NOx other ammonia system problems
8825 Other SCR problems
- Catalytic Air Heaters
8830 Active catalyst
8831 Support materials
8832 Plugging
8835 Other CAH problems
EXTERNAL
Gunakan satuan kode ini untuk melaporkan peristiwa yang disebabkan oleh faktor eksternal
(banjir, kilat, dll); faktor ekonomi (ketiadaan bahan bakar, tekanan pekerja, dll.);
pelatihan operator; dan, permasalahan sistem transmisi di luar pembangkit.
Catastrophe 9000-9040
9000 Flood
9010 Fire, not related to a specific component
9020 Lightning
9025 Geomagnetic disturbance
9030 Earthquake
9031 Tornado
9035 Hurricane
9036 Storms (ice, snow, etc)
9040 Other catastrophe
Economic 0000; 9130-9160
0000 Reserve shutdown
9130 Lack of fuel (water from rivers or lakes, coal mines, gas lines, etc) where the operator
is not in control of contracts, supply lines, or delivery of fuels
9131 Lack of fuel (interruptible supply of fuel part of fuel contract)
9134 Fuel conservation
9136 Problems with Primary Fuel for Units with Secondary Fuel Operation
9137 Ground water or other water supply problems.
9140 Plant modifications to burn different fuel (not regulatory mandated)
9150 Labor strikes company-wide problems or strikes outside the company’s jurisdiction
such as manufacturers (delaying repairs) or transportation (fuel supply) problems.
9151 Labor strikes direct plant management grievances that result in a walkout or strike are
under plant management control.
9160 Other economic problems
Economic (For internal use at plant only) 9180-9199
9180 to 9199 Economic (for internal use at plants only)
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Fuel Quality 9200-9290 (Use code 9603 to 9653 if the fuel quality results in excess stack
emissions through no fault in the pollution control equipment. Use the appropriate
equipment code to report fouling and slagging.)
9200 High ash content (OMC)
9201 High ash content (not OMC)
9205 Poor quality natural gas fuel, low heat content
9220 High sulfur content (OMC)
9221 High sulfur content (not OMC)
9230 High vanadium content (OMC)
9231 High vanadium content (not OMC)
9240 High sodium content (OMC)
9241 High sodium content (not OMC)
9260 Low BTU oil (OMC)
9261 Low BTU oil (not OMC)
9290 Other fuel quality problems (OMC)
9291 Other fuel quality problems (not OMC)
REGULATORY, SAFETY, ENVIRONMENTAL
Gunakanlah kode ini hanya untuk peristiwa yang tidak secara langsung bisa menyebabkan
gangguan peralatan. Pemeriksaan atau uji coba peralatan tertentu dalam kaitan pengaturan
(regulation) dilaporkan menggunakan kode penyebab peralatan yang sesuai, dan fakta
bahwa kebutuhan pengaturan itu dicatat pada bagian uraian verbal.
Regulatory 9504-9590
9504 Regulatory (environmental) proceedings and hearings - regulatory agency initiated
9506 Regulatory (environmental) proceedings and hearings - intervenor initiated
9510 Plant modifications strictly for compliance with new or changed regulatory
requirements (secrubbers, cooling towers, etc.)
9520 Oil spill in gulf of mexico (OMC)
9590 Miscellaneous regulatory (this code is primarily intended for use with event
contribution code 2 to indicate that a regulatory-related factor contributed to the
primary cause of the event)
Stack Emission (include exhaust emissions) 9603-9657
9603 SO2 stack emissions – gas turbines
9613 NOx stack emissions – gas turbines
9623 Particulate stack emissions – gas turbines
9633 Opacity – gas turbines
9653 Other stack or exhaust emissions – gas turbines (use codes 9200 to 9290 if fuel quality
causes pollution control equipment problems that result in excess stack emissions)
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
9657 Other stack or exhaust emissions testing - gas turbine
Other Operating Environmental Limitations 9663-9693

9663 Thermal discharge limits – gas turbines
9673 Noise limits (not for personnel safety) – gas turbines
9683 Fish kill – gas turbines
9693 Other miscellaneous operational environmental limits – gas turbines
Safety 9700-9720
9700 OSHA-related retrofit or inspection
9720 Other safety problems
PERSONNEL OR PROCEDURE ERRORS 9900-9920
9900 Operator error
9910 Maintenance personnel error
9920 Contractor error
9930 Operating procedure error
9940 Maintenance procedure error
9950 Contractor procedure error
9960 Staff shortage
INACTIVE STATES 0002; 9990-9991
0002 Inactive Reserve Shutdown
9990 Retired unit
9991 Mothballed unit
9997 NERC Reliability standard requirement
PERFORMANCE 9998-9999
9998 Black start testing
9999 Total unit performance testing (use appropriate codes for individual component
testing)
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran E-1B:
RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTG
BALANCE OF PLANT
3640 AC instrument power transformers
3643 AC Inverters
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

3680 Other voltage transformers
3681 Other voltage circuit breakers
3682 Other voltage conductors and buses
3683 Other voltage insulators
3684 Other voltage protection devices
- Auxiliary Steam
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

3839 Other auxiliary steam problems
- Service Air
- Instrument Air
- Low-pressure Gas Compression System
3870 Fuel Gas Compressor and Motors
3871 Fuel Gas Compressor Piping
3872 Fuel Gas Compressor Valves
3873 Fuel Gas Compressor Heat Exchangers
3874 Fuel Gas Compressor Controls and Instrumentation
3875 Fuel Gas Compressor Filters
3876 Fuel Gas Compressor Fire System 3
3879 Fuel Gas Compressor – Other
Miscellaneous (Auxiliary Systems)
3960 Thermal derating (thermal efficiency losses in balance of plant when specific cause(s)
unknown)
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

3980 Programmable Logic Controller (PLC)
3981 PLC – data highway
3982 PLC – hardware problems (including card failure)
3983 PLC – internal and termination wiring
3984 PLC – logic problems
3985 PLC – upgrades
3989 Other PLC problems
3995 Powerhouse heating and ventilating systems
3996 Air conditioning systems – rooms and areas
3998 Balance of plant overhaul/outagge
GENERATOR
kode ini.
Generator 4500-4580
4500 Rotor windings
4511 Rotor, General
4550 Generator bearings and lube oil system
4551 Generator bearings
4590 Generator brakes
Exciter 4600-4609
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

4500, 4510, etc.)
4613 Hydrogen seals
Controls 4700-4750
4830 Major overhaul (more than 720 hours) (use for non-specific overhaul only)
4840 Inspection
GAS TURBINE
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
- Ducts and Filters

5003 Inlet cone
- Compressors
5040 Fuel tanks
5043 Fuel filters
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

5065 NOx water injection system including pump
5066 NOx Steam injection system
5072 Combustor caps
5073 Flame scanners
5074 Flashback including instrumentation
5087 Thrust bearing
5088 Gas turbine cooling system
5100 Chamber
5101 Hoods
5102 Vanes/nozzles
5103 Silencer
5104 Cones
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
5109 Other exhaust problems (including high exhaust system temperature not attributable to
a specific problem)
5111 Lube oil pumps
5121 Hydraulic oil system pumps
5122 Hydraulic oil system piping/valves
5200 Reduction gear
5206 Clutch
5210 Intercoolers
5220 Regenerators
5230 Heat shields
5241 Fire in unit
5249 Gas Turbine Control System - upgrades
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
5250 Other Controls and instrumentation Problems

5255 Computer
5286 Gas Turbine lockout
EXPANDER TURBINE 7800-7960
7800 Couplings
7810 Shaft
7820 Bearings
7830 Blades
7840 Discs
7850 Spacers
7860 Nozzles/vanes
7870 Heat shields
7880 Exhaust diffusers
7900 Inner casing
7910 Outer exhaust casing
7920 Lube oil system
7940 Evactor
7950 Major overhaul
7960 Other expander turbine problems
POLLUTION CONTROL EQUIPMENT

PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

NOx Reduction Systems 8800-8835
8800 Reagent
8801 Carrier gas
8802 Control system
8810 Reactor
8811 Reagent
8812 Catalyst
8815 Soot blowers
8816 Plugging
8817 Control system
8832 Plugging
CO Reduction 8840-8845
8842 Plugging
8845 Other CO reduction problems
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
EXTERNAL
(banjir, kilat, dll); faktor ekonomi (ketiadaan bahan bakar, tekanan pekerja, dll.); pelatihan
operator; dan, permasalahan sistem transmisi di luar pembangkit.
9000 Flood
9020 Lightning
9030 Earthquake
9031 Tornado
9035 Hurricane
Economic 0000; 9130-9160
9140 Plant modifications to burn different fuel (not regulatory mandated)
Economic (For internal use at plant only) 9180-9199
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

Miscellaneous (External) 9300-9320
9300 Transmission system problems other than catastrophes (do not include switchyard
problems in this category; see codes 3600 to 3629)
9310 Operator training
9320 Other miscellaneous external problems
9340 Synchronous Condenser Operation
Stack Emission (include exhaust emissions) 9603-9657
9603 SO2 stack emissions – gas turbines
9613 NOx stack emissions – gas turbines
9623 Particulate stack emissions – gas turbines
9633 Opacity – gas turbines
9653 Other stack or exhaust emissions – gas turbines (use codes 9200 to 9290 if fuel quality
9657 Other stack or exhaust emissions testing - gas turbine
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
9673 Noise limits (not for personnel safety) – gas turbines

9683 Fish kill – gas turbines
Safety 9700-9720
9900 Operator error
9960 Staff shortage
9990 Retired unit
9997 NERC Reliability standard requirement
testing)
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran E-1C:
RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTGU
GAS TURBINE
- Ducts and Filters
5003 Inlet cone
- Compressors
5036 Compressor shaft and bearing for two-shaft machines
5040 Fuel tanks
5043 Fuel filters
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

5072 Combustor caps
5073 Flame scanners
5074 Flashback (including instrumentation)
5075 Blade path temperature spread
5100 Chamber
5101 Hoods
5102 Vanes/nozzles
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
5103 Silencer
5104 Cones
5106 Exhaust stack
5109 Other exhaust problems (including high exhaust system temperature not attributable
to a specific problem)
5111 Lube oil pumps
5200 Reduction gear
5206 Clutch
5210 Intercoolers
5220 Regenerators
5230 Heat shields
5241 Fire in unit
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

5249 Gas Turbine Control System – upgrades
5250 Controls and instrumentation Problems
5255 Computer
5260 Major overhaul (use for non-specific overhaul only; see page B-1)
5269 Combustion inspection (CI)
5286 Gas Turbine lockout caused by OEM specifications
5298 Main gas filter
JET ENGINE
Inlet Air System and Compressors

- Ducts and Filters
5401 Inlet air vanes/noozles
5403 Inlet and exhaust cones
- Compressors
5412 High pressure blade/buckets
5414 Compressor diaphragms/vanes
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

5435 Jet engine compressor washing
5439 Other compressor peoblems
Fuel, Ignition, and Combustion Systems
5440 Fuel tanks
5443 Fuel filters
5454 Water injection system (Jet Engine)
5455 Fuel nozzle/vane cooling air system
5472 Combustor caps
5473 Flame scanners
5474 Flashback (including instrumentation
5475 Blade path temperature spread
Turbine
5481 Hight pressure bearings
5482 Hight pressure blades/buckets
5483 Hight pressure nozzle/vanes
5484 Hight pressure casing/expansion joint
5485 Interstage gas passages
5486 Hight pressure shaft seals
5487 Thrust bearing
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

5499 Shaft seals
Exhaust Systems
5500 Chamber
5501 Hoods
5502 Vanes/nozzles
5503 Silencer
5504 Cones
5508 Hight engine exhaust temperature
5509 Other exhaust problems (including high exhaust temperature not attributable to a
specific problem
Auxiliary Systems
5516 Power augmentation system equipment
Miscellaneous (Jet Engine)
5600 Reduction gear
5606 Clutch
5610 Intercoolers
5620 Regenerators
5630 Heat shields
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

5641 Fire in unit
5645 Jet engine control system – data highway
5646 Jet engine control system – hardware problems (including card failure)
5647 Jet engine control system – internal and termination wiring
5648 Jet engine control system – logic problems
5649 Jet engine control system – upgrade
5650 Other controls and instrumentation problems
5660 Major overhaul (use for non-specific overhaul only; see page B- FS-2)
5661 Engine/compressor washing
5662 Engine exchange
5665 Engine shaft and bearings
5680 Vibration (not engine) in unit not attributable to bearing or other components
5685 Engine vibration
5686 Jet engine lockout caused by OEM specifications
5690 Engine performance testing – individual engines (use code 9999 for total unit
5699 Other miscellaneous jet engine problems
Instrument and Control

6200 Combine cycle instruments and controls. (Report instruments and controls specific to
the gas turbine; steam turbine; boiler; generator; or balance of plant using the codes
for the appropriate piece of equipment.)
EXPANDER TURBINE 7800-7960
7800 Couplings
7810 Shaft
7820 Bearings
7830 Blades
7840 Discs
7850 Spacers
7860 Nozzles/vanes
7870 Heat shields
7880 Exhaust diffusers
7900 Inner casing
7910 Outer exhaust casing
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

7940 Evactor
7950 Major overhaul
7960 Other expander turbine problems
STEAM TURBINE
Di samping turbin, satuan ini meliputi katup pengontrol uap air, sistem kendali turbin, dan
turbin pelengkap. Kode Uap air Penyaringan dimasukkan dalam satuan Balance of Plant.
High Pressure Turbine 4000-4099
4000 Outer casing
4001 Inner casing
4009 Nozzle bolting
4010 Nozzles and nozzle blocks
4011 Diaphragms
4012 Buckets or blades
4013 Diaphragms unit and shroud type
4014 Bucket or blade fouling
4015 Wheels or spindles
4020 Shaft seals
4021 Dummy rings
4022 Gland rings
4030 Rotor shaft
4040 Bearings
4041 Thrust bearings
4099 Other high-pressure turbine problems
Intermediate Pressure Turbine 4100-4199
4100 Outer casing
4101 Inner casing
4109 Nozzle bolting
4111 Diaphragms
4120 Shaft seals
4121 Dummy rings
4122 Gland rings
4130 Rotor shaft
4140 Bearings
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

4199 Other intermediate pressure turbine problems
Low Pressure Turbine 4200-4250
4200 Outer casing
4201 Inner casing
4209 Nozzle bolting
4211 Diaphragms
4220 Shaft seals
4221 Dummy rings
4222 Gland rings
4230 Rotor shaft
4240 Bearings
4250 Other low pressure turbine problems
Valves 4260-4269
4260 Main stop valves
4261 Control valves
4262 Intercept valves
4263 Reheat stop valves
4264 Combined intercept valves
4265 Miscellaneous drain and vent valves
4266 Main stop valve testing
4267 Control valve testing
4268 Reheat/intercept valve testing
4269 Other turbine valves
Piping 4270-4279
4270 Crossover or under piping
4279 Miscellaneous turbine piping
Lube Oil 4280-4289 (do not include bearing failures due to lube oil)
4280 Lube oil pumps
4282 Lube oil conditioners
4283 Lube oil system valves and piping
4284 Lube oil pump drive
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
4289 Other lube oil system problems

Controls 4290-4309
4290 Hydraulic system pumps
4291 Hydraulic system coolers
4292 Hydraulic system filters
4293 Hydraulic system pipes and valves
4299 Other hydraulic system problems
4300 Turbine supervisory system (use codes 4290 to 4299 for hydraulic oil)
4301 Turbine governing system
4302 Turbine trip devices (including instruments)
4303 Exhaust hood and spray controls
4304 Automatic turbine control systems - mechanical
4305 Automatic turbine control systems - mechanical - hydraulic
4306 Automatic turbine control systems - electro-hydraulic - analog
4307 Automatic turbine control systems - electro-hydraulic - digital
4308 Automatic turbine control systems - digital control and monitoring
4309 Other turbine instrument and control problems
4310 Steam Turbine Control System - data highway
4311 Steam Turbine Control System - hardware problems (including card failure)
4312 Steam Turbine Control System - internal and termination wiring
4313 Steam Turbine Control System - logic problems
4314 Steam Turbine Control System - upgrades
Miscellaneous (Steam Turbine) 4400-4499
4400 Major turbine overhaul (720 hours or longer) (use for non-specific overhaul only)
4401 Inspection
4402 Minor turbine overhaul (less than 720 hours) (use for non-specific overhaul only)
4411 Steam turbine gear box (single shaft configuration)
4412 Steam turbine clutch (single shaft configuration)
4415 Shaft coupling mechanism
4420 Vibration of the turbine generator unit that cannot be attributed to a specific cause
such as bearings or blades (use this code for balance moves)
4430 Gland seal system
4450 Water induction
4460 Turbine overspeed trip test
4470 Differential expansion
4490 Turbine performance testing (use code 9999 for total unit performance testing)
4499 Other miscellaneous steam turbine problems
GENERATOR
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
kode ini.
Generator 4500-4580
4500 Rotor windings
4511 Rotor, General
Exciter 4600-4609
4500, 4510, etc.)
4613 Hydrogen seals
Controls 4700-4750
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

4840 Inspection
4842 Reactive and capability testing
HEAT RECOVERY STEAM GENERATOR (HRSG)
(Waste Heat Boiler)
HRSG Boiler Fuel Supply 0036-0480
HRSG Boiler Fuel Supply

0111 Solid fuel feeder conveyors
0112 Solid fuel feed tanks/hoppers
0113 Solid fuel tank/hoppers fires
0114 Solid fuel volumetric feeder
0115 Solid fuel gravimetric feeder
0116 Solid fuel feeder motors
0117 Solid fuel pneumatic transport system including piping and valves
0118 Solid fuel drying system including screens
0119 Solid fuel crushers
0120 Solid fuel crushers motors
0121 Other solid fuel feed problems
- Burners (Duct Burners)
0358 Oil burner piping and valves
0359 Gas burner piping and valves
0360 Duct burners
0361 Duct burner orfices
0370 Duct burner instruments and controls (except light-off)
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
0380 Light-off (igniter) systems (including fuel supply)

0385 Igniters
0410 Other duct burner problems
- Oil and Gas Systems (except light-off)
0440 Fuel oil pumps (general)
0441 Fuel oil pumps (burner supply)
0442 Fuel oil pumps (forwarding/transfer)
0443 Fuel oil (burner supply) pump drives
0444 Fuel oil (forwarding/transfer) pump drives
0450 Fuel oil heaters
0460 Fuel oil atomizers
0470 Oil and gas fires
0480 Other oil and gas fuel supply problems (see codes 0360-0410 for burner problems)
- Steam System Desuperheaters/Attemperators
See Cause Codes 6140 to 6154
HRSG Boiler Piping System 0540-0570; 6110-6183; and 0670-0799
- HRSG Startup Bypass
See Cause Codes 6160 to 6183
- HRSG Main Steam
6110 HP steam piping up to turbine stop valves – Greater than 600 PSIG; (see 0790 for
piping supports)
6111 HP steam relief/safety valves
6112 Other HP steam valves (including vent and drain valves but not including the turbine
stop valves)
6113 Other HP steam system problems
6114 HP steam isolation/boundary valves
6120 IP steam piping up to turbine stop valves – Between 200 & 600 PSIG (see 0790 for
piping supports)
6121 IP steam relief/safety valves
6122 Other IP steam valves (including vent and drain valves but not including the turbine
stop valves)
6123 Other IP steam system problems
6124 IP steam isolation/boundary valves
6130 LP steam piping up to turbine stop valves – Less than 200 PSIG (see 0790 for piping
supports)
6131 LP steam relief/safety valves
6132 Other LP steam valves (including vent and drain valves but not including the turbine
stop valves)
6133 Other LP steam system problems
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
6134 Other main steam valves (including vent and drain valves but not including the
turbine stop valves)
- HRSG Cold and Hot Reheat Steam
0540 Reheat steam piping up to turbine stop valves
0541 Cold reheat steam piping up to boiler
0550 Reheat steam relief/safety valves
0560 Other reheat steam valves (not including turbine stop or intercept valves)
0561 Other cold reheat steam valves (not including turbine stop or intercept valves)
0570 Other reheat steam problems
- HRSG Desuperheaters/Attemperators
6140 HP Desuperheater/attemperator piping – Greater than 600 PSIG.
6141 HP Desuperheater/attemperator valves
6142 HP Desuperheater/attemperator spray nozzles
6143 HP Desuperheater/attemperator drums
6144 Other HP desuperheater/attemperator problems
6145 IP Desuperheater/attemperator piping – Between 200-600 PSIG
6146 IP Desuperheater/attemperator valves
6147 IP Desuperheater/attemperator spray nozzles
6148 IP Desuperheater/attemperator drums
6149 Other IP desuperheater/attemperator problems
6150 LP Desuperheater/attemperator piping – Less than 200 PSIG
6151 LP Desuperheater/attemperator valves
6152 LP Desuperheater/attemperator spray nozzles
6153 LP Desuperheater/attemperator drums
6154 Other LP desuperheater/attemperator problems
- HRSG Startup Bypass
6160 HP Startup bypass system piping (including drain lines up to heaters or condenser)-
Greater than 600 PSIG
6161 HP Startup bypass system valves
6162 HP Startup bypass tanks or flash tanks
6163 Other HP startup bypass system problems
6170 IP Startup bypass system piping (including drain lines up to heaters or condenser) –
Between 200-600 PSIG
6171 IP Startup bypass system valves
6172 IP Startup bypass tanks or flash tanks
6173 Other IP startup bypass system problems
6174 IP startup bypass instrumentation and controls
6180 LP Startup bypass system piping (including drain lines up to heaters or condenser) –
Less than 200 PSIG
6181 LP Startup bypass system valves
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
6182 LP Startup bypass tanks or flash tanks

6183 Other LP startup bypass system problems
6184 LP startup bypass instrumentation and controls
- Feedwater and Blowdown
0670 Feedwater piping downstream of feedwater regulating valve
0680 Feedwater valves (not feedwater regulating valve)
0690 Other feedwater problems downstream of feedwater regulating valve (use codes 3401
to
3499 for remainder of feedwater system)
0700 Blowdown system valves
0710 Blowdown system piping
0720 Blowdown system controls / instrumentation
0730 Other blowdown system problems
- Boiler Recirculation
0740 Boiler recirculation pumps
0741 Boiler recirculation pumps - motors
0750 Boiler recirculation piping including downcomers
0760 Boiler recirculation valves
0770 Other boiler recirculation problems
Miscellaneous (Piping)
0775 Economizer piping
0780 Headers between tube bundles
0782 Headers and caps
0790 Pipe hangers, brackets, supports (general)
0799 Other miscellaneous piping system problems
HRSG Boiler Internals and Structures 0800-0859
0800 Drums and drum internals (single drum only)
0801 HP Drum (including drum level trips not attributable to other causes)
0802 IP Drum (including drum level trips not attributable to other causes)
0803 LP Drum (including drum level trips not attributable to other causes)
0810 Boiler supports and structures (use code 1320 for tube supports)
0820 Casing
0830 Doors
0840 Refractory and insulation
0845 Windbox expansion joints
0847 Other expansion joints
0848 Inlet panel
0850 Other internal or structural problems
0855 Drum relief/safety valves (Single drum only)
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
0856 HP Drum relief/safety valves

0857 IP Drum relief/safety valves
0858 LP Drum relief/safety valves
0859 Tube external fins/membranes
HRSG Boiler Tube Leaks 6005-6090 (use code 0859 for tube/membrane failures)
6005 HP Evaporator tubes
6006 IP Evaporator tubes
6007 LP Evaporator tubes
6010 HP superheater
6011 HP reheater
6012 HP economizer
6020 IP superheater
6021 IP reheater
6022 IP economizer
6030 LP reheater
6031 LP superheater
6032 LP economizer
6090 Other HRSG tube Problems
Miscellaneous HRSG Boiler Tube Problems 1300-1599
1300 Water side fouling
1305 Fireside cleaning (which requires a full outage)
1310 Water side cleaning (acid cleaning)
1320 Tube supports/attachments
1330 Slag fall damage
1340 Tube modifications (including addition and removal of tubes)
1350 Other miscellaneous boiler tube problems
1360 Boiler drain system
- Air Supply
1400 Forced draft fans
1401 Forced draft fan dampers
1407 Forced draft fan lubrication system
1410 Forced draft fan motors
1411 Forced draft fan motors – variable speed
1412 Forced draft fan drives (other than motor)
1415 Forced draft fan controls
1420 Other forced draft fan problems
1430 Air supply ducts
1431 Air supply dampers from FD fan
1432 Air supply duct expansion joints
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
1440 Air supply dampers

1450 Other air supply problems
1451 Fluidized air fan (FBC only)
1456 Induced draft fan dampers
1536 Flue gas recirculating fan dampers
- Miscellaneous (Boiler Air and Gas Systems)
1590 Stacks
1591 Stack damper and linkage
1592 Stack damper linkage motors
1599 Other miscellaneous boiler air and gas system problems
HRSG Boiler Control Systems 1700-1799 (including instruments which input to the
controls)
1700 Feedwater controls (report local controls --- feedwater pump, feedwater regulator
valve, etc., --- with component or system)
1710 Combustion/steam condition controls (report local controls with component or
system)
1720 Desuperheater/attemperator controls (not local controls)
1730 Boiler explosion or implosion
1740 Gage glasses
1750 Burner management system
1760 Feedwater instrumentation (not local controls)
1761 Combustion /steam condition instrumentation (not local controls)
1762 Desuperheater/attemparator instrumentation (not local controls)
1799 Other boiler instrumentation and control problems
HRSG Boiler Overhaul and Inspections 1800-1820
1800 Major boiler overhaul (720 hours or more) (use for non-specific overhaul only)
1801 Minor boiler overhaul (less than 720 hours) (use for non-specific overhaul only)
1810 Other boiler inspections
1811 Boiler Inspections – problem identification/investigative
1812 Boiler Inspections – scheduled or routine
1820 Chemical cleaning/steam blows
HRSG Boiler Water Condition 1850
1850 Boiler water condition (not feedwater water quality)
HRSG Boiler Design Limitations 1900-1910
1900 Improper balance between tube sections not due to fouling or plugging
1910 Inadequate air not due to equipment problems
Miscellaneous (Boiler) 1980-1999 & 6000 & 6100 (use more specific codes × other
slagging and fouling problems, other control problems, etc. × whenever possible.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Desecaraibe miscellaneous problems in the verbal desecaraiption.)

1980 Boiler safety valve test
6000 HRSG Boiler to gas turbine connecting equipment.
6100 Steam turbine to gas turbine coupling
1990 Boiler performance testing (use code 9999 for total unit performance testing)
1999 Boiler, miscellaneous
BALANCE OF PLANT
Condensing System 3110-3199
- Condenser Tubes
3110 Condenser tube leaks
3111 Condenser tube fouling shell side
3112 Condenser tube fouling tube side
3113 Condenser tube and water box cleaning (including circulating water flow reversal)
3114 Air-cooled condenser tubes
3115 Air-cooled condenser pumps
3116 Air-cooled condenser fans
3117 Air-cooled condenser fan motors
3118 Other Air-cooled condenser problems
3119 Other air-cooled condenser tube casing or shell and internal problems
- Condenser Casing or Shell and Internals
3120 Tube sheets
3121 Expansion joint
3122 Gaskets and seals
3123 Hot well
3124 Tube sheet fouling
3129 Other condenser casing or shell and internal problems
- Vacuum Equipment
3130 Air ejectors
3131 Air ejector piping and valves
3132 Inter and after condensers
3133 Vacuum pumps
3134 Vacuum pump piping and valves
3135 Vacuum pump motor and auxiliaries
3139 Other air extraction system problems - general
3149 Loss of vacuum not attributable to a particular component such as air ejectors or
valves; or, high back pressure not attributable to high circulating water temperature, or
vacuum losses from a known cause.
Condenser Controls
3150 Hot well level controls
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
3151 Vacuum pump and air ejector controls

3152 Air-cooled condenser controls
3159 Other condensing system controls and instruments
Miscellaneous (Condensing System)
3170 Condenser inspection (use code 3110 to report looking for tube leaks)
3171 Air-cooled condenser inspections
3180 Major condenser overhaul
3185 Water side cathodic protection
3190 Air leakage (for losses not attributable to previously noted equipment related codes)
3199 Other miscellaneous condensing system problems
Circulating Water Systems 3210-3285, 3299
3210 Circulating water pumps
3211 Circulating water pump motors
3220 Circulating water piping
3221 Circulating water piping fouling
3230 Circulating water valves
3231 Waterbox
3232 Condenser tube cleaning system including debris filter
3233 Circulating water priming system
3235 Cooling tower booster pump
3236 Cooling tower booster motor
3238 Cooling tower fan motors
3239 Cooling tower fan motors - variable speed
3240 Cooling tower fans
3241 Cooling tower efficiency below design
3242 Cooling tower fill damage
3243 Cooling tower icing
3244 Cooling tower fires
3245 Other cooling tower problems
3246 Cooling tower fouling
3247 Cooling tower instrumentation
3250 Circulating water system instruments and controls
3260 Traveling secaraeens
3261 Traveling secaraeen fouling
3269 Circulating water biological conditions (ie, zebra mussels)
3270 Intake system problems other than traveling secaraeens
3271 Intake grating fouling
3272 Circulating water secaraeenwash system
3273 Debris in circulating water from outside sources (leaves, mud, etc.)
3280 High circulating water temperature (not due to season, tower efficiency below design,
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
or other listed equipment problem)

3281 Circulating water tempering system
3282 Circulating water cooling ponds
3285 Circulating water chemistry
3299 Other circulating water system problems
Waste Water (zero discharge) Systems 3290-3295
3290 Waste water (zero discharge) taks, pumps and motors
3291 Waste water (zero discharge) system fouling
3292 Waste water (zero discharge) piping
3293 Waste water (zero discharge) valves
3294 Waste water (zero discharge) controls and instrumentation
3295 Other waste water (zero discharge) problems
Condensate System 3310-3399
- Pumps, Piping, and Valves
3300 Condensate water pre-treatment
3310 Condensate/hotwell pumps
3311 Condensate/hotwell pump motor
3312 Condensate booster pump
3313 Condensate booster pump motor
3314 Condensate booster pump motor - variable speed
3315 Condensate booster pump drive (other than 3313 and 3314)
3320 Condensate piping
3330 Condensate valves
- Low/Intermediate Pressure Heater and Deaerators
3339 LP heater head leaks
3340 LP heater tube leaks
3341 Other LP heater – general
3342 IP heater tube leaks
3343 Other IP heater – general
3344 Deaerator (including level control)
3345 IP heater head leaks
- Polishers/Chemical Addition
3350 Condensate polishing and filtering systems
3351 Chemical addition systems
3352 Feedwater chemistry (not specific to condenser, polishers, or chemical addition)
- Miscellaneous (Condensate System)
3360 Condensate makeup and return (including storage tanks)
3370 Condensate system controls and instrumentation (not hotwell level, heater level, or
deaerator level controls: see codes 3150-3159, 3344, 3502.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
3380 Condensate coolers

3399 Other miscellaneous condensate system problems
Feedwater System 3401-3499 (excluding extraction or drain systems)
3401 Startup feedwater pump
3402 Startup feedwater pump drives - all types
3407 Feedwater pump suction secaraeens
3408 Feedwater pump drive – local controls
3409 Feedwater pump drive motor - variable speed
3410 Feedwater pump
3411 Feedwater pump drive - motor
3412 Feedwater pump drive - steam turbine
3413 Feedwater pump coupling and drive shaft
3414 Feedwater pump local controls
3415 Feedwater pump/drive lube oil system
3416 Other feedwater pump problems
3417 Feedwater pump drive - main shaft
3418 Feedwater pump drive - other
3419 Feedwater pump drive - gear
3420 Feedwater piping and supports
3430 Feedwater regulating (boiler level control) valve
3431 Other feedwater valves
3439 HP heater head leaks
3440 High pressure heater tube leaks
3441 Other high pressure heater problems (see condensate system for LP and IP heater
codes)
3451 Feedwater booster pump suction screens
3452 Feedwater booster pump drive - local controls
3453 Feedwater booster pump drive motor - variable speed
3454 Feedwater booster pump
3455 Feedwater booster pump drive - motor
3456 Feedwater booster pump drive - steam turbine
3457 Feedwater booster pump coupling and drive shaft
3458 Feedwater booster pump local controls
3459 Feedwater booster pump/drive lube oil system
3460 Other feedwater booster pump problems
3461 Feedwater booster pump drive - main shaft
3462 Feedwater booster pump drive - other
3463 Feedwater booster pump drive - gear
3499 Other feedwater system problems
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Heater Drain Systems 3501-3509

3501 Heater drain pumps
3502 Heater level control
3503 Heater drain piping
3504 Heater drain valves
3505 Heater drain pump drive
3509 Other heater drain system problems
Extraction Steam 3520-3529
3520 HP Extraction steam piping
3521 HP Extraction steam valves
3522 HP Extraction steam instruments and controls
3529 Other HP extraction steam system problems
3530 IP Extraction steam piping
3531 IP Extraction steam valves
3532 IP Extraction steam instruments and controls
3539 Other IP extraction steam system problems
3540 LP Extraction steam piping
3541 LP Extraction steam valves
3542 LP Extraction steam instruments and controls
3549 Other LP extraction steam system problems
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

3643 AC Inverters
Power Station Switchyard 3700-3750
- Open Cooling Water System
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
3800 Open cooling water pumps and motors

3801 Open cooling water piping
3802 Open cooling water valves
3803 Open cooling water heat exchangers
3804 Open cooling water system fouling
3805 Open cooling water system instrumentation
3806 Open cooling water strainer
3809 Other open cooling water problems
3815 Service water strainer
3825 Closed cooling water instrumentation
3826 Closed cooling water strainer
- Auxiliary Steam
3835 Auxiliary boiler burner management system
3839 Other auxiliary steam problems (also see extraction steam codes 3520 to 3529; startup
bypass codes 0630 to 0660; and soot blower steam code 0870)
- Service Air
3844 Soot blowing air compressor and system
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

- Instrument Air
3864 Fire protection system instrumentation and controls
Low-pressure Gas Compression System
3876 Fuel Gas Compressor Fire System
3879 Fuel Gas Compressor – Other
- Seal Air Fans
3880 Seal air fan
3881 Seal air fan drive – motor
3882 Seal air control dampers and drives
3883 Seal air filters
3889 Other seal air problems
6299 Other combined cycle block problems (Use other gas turbine problem codes, other
steam turbine codes, etc., whenever appropriate.)
6399 Other coal gasification equipment problems
Miscellaneous (Balance of Plant) 3950-3999 & 6299 & 6399
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
unknown)
POLLUTION CONTROL EQUIPMENT
8710 SO2 analyzer problems
8720 Nox analyzer problems
8760 Opacity monitor problems
Nox Reduction Systems 8800-8829 (Use code 0360 for Low Nox Burners)
8800 Reagent
8801 Carrier gas
8802 Control system
8810 Reactor
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
8811 Reagent
8812 Catalyst
8815 Soot blowers
8816 Plugging
8817 Control system
8832 Plugging
CO Reduction 8840-8845
8842 Plugging
8265 Scrubber booster ID fan dampers
8275 Scrubber booster FD fan dampers
EXTERNAL
( banjir, kilat, dll); faktor ekonomi ( ketiadaan bahan bakar, tekanan pekerja, dll.); pelatihan
9000 Flood
9020 Lightning
9030 Earthquake
9035 Hurricane
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Economic 0000; 9130-9160

9140 Plant modifications to burn different fuel that are not regulatory mandated
- Fuel Quality (Use code 9600 to 9650 if the fuel quality results in excess stack emissions
through no fault in the pollution control equipment. Use the appropriate equipment code to
report fouling and slagging.)
9210 Low grindability (OMC)
9211 Low grindability (not OMC)
9250 Low BTU coal (OMC)
9251 Low BTU coal (not OMC)
- Miscellaneous (External)
problems in this category; see codes 3600 to 3629, 3720 to 3730)
9305 Ash disposal problem
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

9506 Regulatory (environmental) proceedings and hearings - intervener initiated
Stack Emission 9600-9650 (include exhaust emissions)
9600 SO2 stack emissions – fossil
9603 SO2 stack emissions – gas turbine
9604 SO2 stack emissions – jet engines
9610 NOx stack emissions – fossil
9613 NOx stack emissions – gas turbine
9614 NOx stack emissions – jet engines
9620 Particulate stack emissions – fossil
9623 Particulate stack emissions – gas turbine
9624 Particulate stack emissions – jet engines)
9630 Opacity – fossil
9633 Opacity – gas turbine
9634 Opacity – jet engines
9650 Other stack or exhaust emissions – fossil (use codes 9200 to 9290 if fuel quality
9653 Other stack or exhaust emissions – gas turbine (use codes 9200 to 9290 if fuel quality
9654 Other stack or exhaust emissions – jet engines (use codes 9200 to 9290 if fuel quality
9656 Other stack or exhaust emissions testing - fossil
9657 Other stack or exhaust emissions testing – gas turbine
9658 Other stack or exhaust emissions testing – jet engines
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

9660 Thermal discharge limits – fossil
9664 Thermal discharge limits – jet engines
9670 Noise limits (not for personnel safety) – fossil
9673 Noise limits (not for personnel safety) – Gas Turbines
9674 Noise limits (not for personnel safety) – Jet Engines
9677 Noise limits testing - fossil
9678 Noise limits testing - gas turbine
9679 Noise limits testing - jet engines
9680 Fish kill
9683 Fish kill (gas turbine)
9684 Fish kill (jet engine)
9690 Other miscellaneous operational environmental limits – fossil
9694 Other miscellaneous operational environmental limits – jet engines
Safety 9700-9720
9900 Operator error
9960 Staff shortage
INACTIVE STATES 9990-9995
0002 Inactive reserve shutdown
9990 Retired unit
9997 NERC realiability standard requirement
testing
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran E-1D:
RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTU
BOILER
Boiler Fuel Supply to Bunker 0010-0130
Coal Handling Equipment up Through Bunkers
0010 Thaw shed failure or fire
0020 Coal car dumpers, shakers, and unloaders
0022 Unloading/receiving hopper (train/truck)
0024 Rotary plow
0026 Dust suppression system
0028 Dust collection system
0030 Coal conveyors and feeders
0035 Metal detector/collector (including magnetic separator)
0040 Coal elevators
0050 Coal storage fires
0060 Coal crushers including motors
0070 Coal samplers
0075 Storage silos/hoppers
0080 Stackers/reclaimers
0084 Coal conveyor scales-storage coal pile
0085 Bunker feeder coal scales
0090 Bunker fires
0095 Bunker flow problems
0100 Bunker gates
0105 Bunker structures
0106 Coal drying system (see additional codes 0125-0127)
0107 Secaraeen (prior to bunkers)
0110 Other coal fuel supply problems up through bunkers
0125 Coal crusher dryer hammers (see code 0106)
0126 Coal crusher lube oil system (see code 0106)
0127 Other coal crusher dryer problems (see code 0106)
0129 Other coal processing system problems
Boiler Fuel Supply from Bunkers to Boiler 0200-0480
- Pulverizers, Primary Air Fans, and Associated Ducts
0200 Pulverizer exhauster fan (for indirect firing)
0205 Pulverizer exhauster fan drive
0210 Pulverizer heater (for indirect firing)
0220 Pulverizer system cyclone separator
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
0230 Pulverizer bag filter

0240 Pulverized coal bin
0250 Pulverizer feeders
0253 Pulverizer feeder motor
0255 Pulverizer feeder coal scales
0256 Seal air system (air to pulverizers)
0260 Primary air fan
0262 Primary air fan lube oil system
0263 Primary air fan drives
0264 Other primary air fan problems
0265 Primary air heater
0266 Primary air heater fouling
0267 Primary air flow instrumentation
0270 Primary air duct and dampers
0280 Pulverizer fires
0290 Pulverizer reduced capacity due to wear
0300 Pulverizer motors and drives
0310 Pulverizer mills
0312 Pulverizer mill classifiers
0313 Pulverizer mill trunnion seals
0314 Pulverizer mill ball charger hopper (ball mills only)
0315 Pulverizer mill coal level controls
0320 Foreign object in Pulverizers mill
0325 Pulverizer skidding
0330 Pulverizer coal leak (pulverizers only)
0331 Pulverizer system coal leaks (other than pulverizers)
0335 Pulverizer lube oil system
0338 Pulverizer control systems (temperature and pressure)
0340 Other pulverizer problems
0341 Pulverizer deluge system
0342 Pulverizer Inert system
0344 Pulverizer inspection
0345 Pulverizer overhaul
0346 Pulverizer pyrite removal system
0350 Pulverized fuel and air piping (from pulverizer to wind box) (see code 0898 for
pulverizer reject system problems)
- Burners
0358 Oil burner piping and valves
0359 Gas burner piping and valves
0360 Burners
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
0362 Burner tilts

0361 Burner orfices
0370 Burner instruments and controls (except light-off)
0380 Light-off (igniter) systems (including fuel supply)
0385 Igniters
0390 Burner wind boxes and dampers
0400 Burner wind box fires
0410 Other burner problems
- Cyclone
0415 Cyclone feeders
0420 Cyclone crusher
0425 Cyclone dampers
0426 Cyclone air ducts
0430 Cyclone furnace
0435 Other cyclone problems
- Oil and Gas Systems (except light-off)
0440 Fuel oil pumps (general)
0441 Fuel oil pumps (burner supply)
0442 Fuel oil pumps (forwarding/transfer)
0443 Fuel oil (burner supply) pump drives
0444 Fuel oil (forwarding/transfer) pump drives
0450 Fuel oil heaters
0460 Fuel oil atomizers
0470 Oil and gas fires
0480 Other oil and gas fuel supply problems (see codes 0360-0410 for burner problems)
Boiler Piping System 0500-0799
- Main Steam
0500 Main steam piping up to turbine stop valves
0510 Main steam relief/safety valves off superheater
0530 Other main steam system problems
- Cold and Hot Reheat Steam
0540 Hot reheat steam piping up to turbine stop valves
0541 Cold reheat steam piping up to boiler
0550 Reheat steam relief/safety valves
0560 Other hot reheat steam valves (not including turbine stop or intercept valves)
0561 Other cold reheat steam valves (not including turbine stop or intercept valves)
0570 Other reheat steam problems
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
- Desuperheaters/Attemperators
0580 Desuperheater/attemperator piping
0590 Desuperheater/attemperator valves
0600 Desuperheater/attemperator spray nozzles
0610 Desuperheater/attemperator drums
0620 Other desuperheater/attemperator problems
- Startup Bypass
0630 Startup bypass system piping (including drain lines up to heaters or condenser)
0640 Startup bypass system valves
0650 Startup bypass tanks or flash tanks
0655 Steam by-pass system instrumentation and controls
0660 Other startup bypass system problems
- Feedwater and Blowdown
0670 Feedwater piping downstream of feedwater regulating valve
0680 Feedwater valves (not feedwater regulating valve)
0690 Other feedwater problems downstream of feedwater regulating valve (use codes 3401
to 3499 for remainder of feedwater system)
0700 Blowdown system valves
0710 Blowdown system piping
0720 Blowdown system controls /instrumentation
0730 Other blowdown system problems
- Boiler Recirculation
0740 Boiler recirculation pumps
0741 Boiler recirculation pumps – motors
0742 Boiler recirculation pumps – motors – cooling system
0750 Boiler recirculation piping (including downcomers)
0760 Boiler recirculation valves
0770 Other boiler recirculation problems
Miscellaneous (Piping)
0775 Economizer piping
0780 Headers between tube bundles
0782 Headers and caps
0790 Pipe hangers, brackets, supports (general)
0799 Other miscellaneous piping system problems
Boiler Internals and Structures 0800-0859
0800 Drums and drum internals (single drum)
0810 Boiler supports and structures (use code 1320 for tube supports)
0820 Casing
0830 Doors
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
0840 Refractory and insulation

0845 Windbox expansion joints
0847 Other expansion joints
0850 Other internal or structural problems
0855 Drum relief/safety valves (single drum)
0859 Tube external fins/membranes
Slag and Ash Removal 0860-0920
0860 Soot blowers – air (see code 3844 for air delivery system)
0870 Soot blowers – steam
0871 Soot blowers – sonic
0872 Soot blowers – water
0873 Soot blower drives
0876 Soot blower controls
0880 Fly ash Removal System (not precipitators, secrubbers, mechanical collectors, or
baghouses)
0885 Fly ash Removal System – wet transport
0890 Bottom ash systems (wet or dry)
0891 Bottom ash hoppers (including gates)
0892 Bottom ash clinker grinders
0893 Bottom ash water pumps and motors
0894 Bottom ash piping and valves
0895 Ashpit trouble
0896 Bottom ash dewatering bin system, instruments and controls
0897 Bottom ash rotary (drag chain type) conveyor and motor
0898 Bottom ash pyrite hopper (pulverizer reject) system
0899 Bottom ash controls and instrumentation
0900 Slag-tap (cyclone furnace)
0910 Slag-tap (other than cyclone furnace)
0920 Other slag and ash removal problems
Boiler Tube Leaks 1000-1090 (use code 0859 for tube/membrane failures)
1000 Waterwall (Furnace wall)
1003 Steam generating tubes between steam drum and mud drum
1005 Generating tubes
1010 Cyclone furnace (in cyclone area only)
1020 Convection pass wall (water tubes only)
1030 Boiler secaraeen, wing wall, or slag secaraeen (water tubes only)
1035 Platen superheater
1040 First superheater
1050 Second superheater
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
1055 External superheater link tubing

1060 First reheater
1070 Second reheater
1075 External reheater link tubing
1080 Economizer
1090 Other boiler tube leaks
Boiler Tube Fireside Slagging or Fouling 1100-1200 (use codes 0860 and 0870 for
fouling or slagging due to unavailability of soot blowers or their air or steam supply)
1100 Waterwall (Furnace wall)
1103 Steam generating tubes between steam drum and mud drum
1105 Generating tubes
1110 Cyclone furnace (in cyclone area only)
1120 Convection pass wall
1130 Boiler secaraeen, wing wall, or slag secaraeen (water tubes only)
1140 First superheater
1150 Second superheater
1160 First reheater
1170 Second reheater
1180 Economizer
1190 Other tube slagging or fouling
1200 Operation at reduced power to avoid slagging or fouling (use codes 1100 to 1190 to
report power reductions for slag accumulation or slag removal)
1210 Operation at reduced power to avoid slagging or fouling on waterwalls (Furnace
walls) (use codes 1100-1190 to report power reductions for slag accumulation or slag
removal)
Miscellaneous Boiler Tube Problems 1300-1350
1300 Water side fouling
1305 Fireside cleaning (which requires a full outage) Use code 1200 for cleanings that
cause deratings.
1310 Water side cleaning (acid cleaning)
1320 Tube supports/attachments
1330 Slag fall damage
1340 Tube modifications (including addition and removal of tubes)
1350 Other miscellaneous boiler tube problems
1360 Boiler drains system
Boiler Air and Gas Systems 1400-1599 (excluding burner pipes, wind boxes, primary air,
or pulverizer exhausters)
- Air Supply
1400 Forced draft fans
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
1407 Forced draft fan lubrication system

1410 Forced draft fan motors
1411 Forced draft fan motors – variable speed
1412 Forced draft fan drives (other than motor)
1413 Forced draft fan couplings
1415 Forced draft fan controls
1420 Other forced draft fan problems
1421 Secondary air fans/blowers
1422 Secondary air fan/blower motors – single speed
1423 Secondary air fan/blower motors – variable speed
1424 Secondary air fan/blower controls
1430 Air supply ducts from FD fan
1431 Air supply dampers from FD fan
1432 Air supply duct expansion joints
1440 Air supply dampers
1450 Other air supply problems
- Flue Gas
1455 Induced draft fans
1457 Induced draft fan lubrication systems
1460 Induced draft fan fouling
1470 Induced draft fan motors and drives
1471 Induced draft fan motors – variable speed
1472 Inducted draft fan coupling
1475 Induced draft fan controls
1476 Induced draft fan speed changer
1480 Other induced draft fan problems
1487 Air heater (tubular)
1488 Air heater (regenerative)
1489 Air heater (heat pipe, plate-type)
1492 Air heater fouling (tubular)
1493 Air heater fouling (regenerative)
1495 Other air heater fouling (heat pipe, plate-type)
1500 Air heater soot blowers
1592 Stack damper linkage motor
1510 Flue gas ducts (except recirculation)
1512 Flue gas expansion joints
1520 Flue gas dampers (except recirculation)
1530 Other flue gas problems
- Flue Gas Recirculation
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
1535 Flue gas recirculating fan

1536 Flue gas recirculating fan dampers
1537 Flue gas recirculating fan lubrication systems
1540 Flue gas recirculation fan fouling
1550 Flue gas recirculation fan motors
1555 Flue gas recirculation fan controls
1560 Other flue gas recirculation fan problems
1570 Flue gas recirculation ducts
1572 Flue gas recirculation duct expansion joints
1580 Flue gas recirculation dampers
- Miscellaneous (Boiler Air and Gas Systems)
1590 Stacks (use code 8430 for stack problems due to pollution control equipment)
1592 Stack damper linkage motors
1599 Other miscellaneous boiler air and gas system problems
Boiler Control Systems 1700-1799 (including instruments which input to the controls)
1700 Feedwater controls (report local controls --- feedwater pump, feedwater regulator
valve, etc., - - with component or system)
1710 Combustion/steam condition controls (report local controls --- burners, pulverizers,
etc., --- with component or system)
1720 Desuperheater/attemperator controls (not local controls)
1730 Boiler explosion or implosion
1740 Boiler gage glasses /level indicator
1741 Furnace and water gauge television auxiliary system
1750 Burner management system
1760 Feedwater instrumentation (not local controls)
1761 Combustion /Steam condition instrumentation (not local controls)
1762 Desuperheater/attemperator instrumentation (not local controls)
1799 Other boiler instrumentation and control problems
Boiler Overhaul and Inspections 1800-1820
1800 Major boiler overhaul (720 hours or more) (use for non-specific overhaul only)
1801 Minor boiler overhaul (less than 720 hours) (use for non-specific overhaul only)
1810 Other boiler inspections
1811 Boiler Inspections – problem identification/investigation
1812 Boiler Inspections – scheduled or routine
1820 Chemical cleaning/steam blows
Boiler Water Condition 1850
1850 Boiler water condition (not feedwater water quality)
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Boiler Design Limitations 1900-1910

1900 Improper balance between tube sections not due to fouling or plugging
1910 Inadequate air not due to equipment problems
Miscellaneous (Boiler) 1980-1999 (use more specific codes × other slagging and fouling
problems, other control problems, etc. × whenever possible. Desecaraibe miscellaneous
problems in the verbal desecaraiption.)
1980 Boiler safety valve test
1990 Boiler performance testing (use code 9999 for total unit performance testing)
1999 Boiler, miscellaneous
BALANCE OF PLANT

- Condenser Tubes and Support Equipment
3119 Other condenser tube casing or shell and internal problems
3120 Tube sheets
3123 Hot well
- Vacuum Equipment
3130 Air ejectors
3133 Vacuum pumps
3139 Other air extraction system problems – general
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
- Condenser Controls
- Miscellaneous (Condensing System)
Circulating Water Systems 3210-3289
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

3273 Debris in circulating water from outside sources (leaves, mud, etc.)
- Pumps, Piping, and Valves
3314 Condensate booster pump motor – variable speed
- Low/Intermediate Pressure Heater and Deaerators
3339 LP heater head leaks
3340 LP heater tube leaks
3341 Other LP heater – general
3342 IP heater tube leaks
3343 Other IP heater – general
3344 Deaerator (including level control)
3345 IP heater head leaks
- Polishers/Chemical Addition
3350 Condensate polishing and filtering systems
3351 Chemical addition systems
3352 Feedwater chemistry (not specific to condenser, polishers, or chemical addition)
- Miscellaneous (Condensate System)
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

deaerator level controls: see codes 3150-3159, 3344, 3502).
Feedwater System 3401-3499 (excluding extraction or drain systems)
3401 Startup feedwater pump
3402 Startup feedwater pump drives - all types
3407 Feedwater pump suction secaraeens
3408 Feedwater pump drive – local controls
3409 Feedwater pump drive motor - variable speed
3410 Feedwater pump
3411 Feedwater pump drive - motor
3412 Feedwater pump drive - steam turbine
3413 Feedwater pump coupling and drive shaft
3414 Feedwater pump local controls
3416 Other feedwater pump problems
3417 Feedwater pump drive - main shaft
3418 Feedwater pump drive - other
3419 Feedwater pump drive - gear
3420 Feedwater piping and supports
3430 Feedwater regulating (boiler level control) valve
3431 Other feedwater valves
3439 HP heater head leaks
3440 High pressure heater tube leaks
3441 Other high pressure heater problems (see condensate system for LP and IP heater
codes)
3451 Feedwater booster pump suction secaraeens
3452 Feedwater booster pump drive - local controls
3453 Feedwater booster pump drive motor - variable speed
3454 Feedwater booster pump
3455 Feedwater booster pump drive - motor
3456 Feedwater booster pump drive - steam turbine
3457 Feedwater booster pump coupling and drive shaft
3458 Feedwater booster pump local controls
3460 Other feedwater booster pump problems
3461 Feedwater booster pump drive - main shaft
3462 Feedwater booster pump drive - other
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
3463 Feedwater booster pump drive - gear

3499 Other feedwater system problems
Heater Drain Systems 3501-3509
3501 Heater drain pumps
3502 Heater level control
3503 Heater drain piping
3504 Heater drain valves
3505 Heater drain pump drive
3509 Other heater drain system problems
Extraction Steam 3520-3529
3520 HP Extraction steam piping
3521 HP Extraction steam valves
3522 HP Extraction steam instruments and controls
3529 Other HP extraction steam system problems
3530 IP Extraction steam piping
3531 IP Extraction steam valves
3532 IP Extraction steam instruments and controls
3539 Other IP extraction steam system problems
3540 LP Extraction steam piping
3541 LP Extraction steam valves
3542 LP Extraction steam instruments and controls
3549 Other LP extraction steam system problems
3629 Other switchyard or high voltage system problems - external
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

3643 AC Inverters
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

Open Cooling Water System
3803 Open cooling water heat exchangers
- Auxiliary Steam
- Service Air
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

- Instrument Air
3864 Fire protection system instruments and controls
- Low-pressure Gas Compression System
3876 Fuel Gas Compressor Fire System
3879 Fuel Gas Compressor – other
- Seal Air Fans
3880 Seal air fan
3881 Seal air fan drive – motor
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
unknown)
STEAM TURBINE
turbin pelengkap. Kode Uap air Penyaringan dimasukkan dalam satuan Balance of Plant
High Pressure Turbine 4000-4099
4000 Outer casing
4001 Inner casing
4009 Nozzle bolting
4011 Diaphragms
4013 Diaphragms unit and shroud type
4020 Shaft seals
4021 Dummy rings
4022 Gland rings
4030 Rotor shaft
4040 Bearings
4099 Other high pressure turbine problems
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Intermediate Pressure Turbine 4100-4199

4100 Outer casing
4101 Inner casing
4109 Nozzle bolting
4111 Diaphragms
4120 Shaft seals
4121 Dummy rings
4122 Gland rings
4130 Rotor shaft
4140 Bearings
4199 Other intermediate pressure turbine problems
4200 Outer casing
4201 Inner casing
4209 Nozzle bolting
4211 Diaphragms
4220 Shaft seals
4221 Dummy rings
4222 Gland rings
4230 Rotor shaft
4240 Bearings
Valves 4260-4269
4261 Control valves
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

Piping 4270-4279
4280 Lube oil pumps
Controls 4290-4319
4314 Steam Turbine Control System - upgrades
4401 Inspection
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
GENERATOR
kode ini.
Generator 4500-4580
4500 Rotor windings
4511 Rotor, General
Exciter 4600-4609
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

4500, 4510, etc.)
4613 Hydrogen seals
Controls 4700-4750
4840 Inspection
Miscellaneous (Gas Turbine)
5298 Main gas filter
POLLUTION CONTROL EQUIPMENT*
Use this set of codes to report problems with flue gas desulphurization equipment and stack
gas particulate removal equipment. If outages or deratings occur due to reasons other than
equipment problems, use the set of codes for Regulatory, Safety, Environmental stack
emission limits.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Wet Secrubbers 8000-8499

- Chemical Supply
8000 Chemical feed storage, mill feeders, and conveyors
8002 Secaraew conveyors
8003 Bucket elevators
8006 Weigh feeders
8010 Crushers/mills
8020 Mill slurry tanks supply problems
8030 Classifiers
8040 Slurry transfer pumps and motors
8050 Chemical unavailability
8099 Other chemical supply problems
8100 Secrubber/absorber tower or module
8110 Spray nozzles
8115 Disc secrubber throats
8120 Spray pumps and motors
8125 Secrubber recycle (liquid) pumps
8127 Secrubber recycle (liquid) pump motors
8130 Recirculation tanks including agitators
8140 Reaction tanks including agitators
8150 Tubes
8160 Mist eliminators/demisters and washdown
8199 Other secrubber problems
- Piping, Ducting, Dampers, and Fans
8200 Piping
8210 Valves
8220 Strainers or filters
8225 Drain pots
8230 Ducting
8235 Demister
8240 Bypass dampers
8250 Dampers other than bypass
8260 Secrubber booster I.D. fan (fan specific to the secrubber)
8261 Secrubber booster I.D. fan drive
* Use code 9510 for outages or deratings required to install pollution control equipment.
Use codes 9600 to 9650 only when the pollution control equipment problems are not
responsible for exceeding emission limits.
8262 Secrubber booster I.D. fan vibration (fan specific to the secrubber)
8264 Secrubber booster I.D. fan blades (fan specific to the secrubber)
8270 Secrubber booster F.D. fan (fan specific to the secrubber)
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
8271 Secrubber booster F.D. fan drive

8272 Secrubber booster F.D. fan vibration (fan specific to the secrubber)
8274 Secrubber booster F.D. fan blades (fan specific to the secrubber)
8275 Scruber booster FD fan dampers
8280 Reagent feed piping
8290 Demister wash piping assembly
8299 Other piping, ducting, damper, and fan problems
- Waste Disposal and Recovery
8300 Waste disposal/recovery tanks
8310 Waste disposal/recovery pumps
8320 Waste disposal ponds
8325 Ash disposal problems
8330 Dewatering equipment (thickener, centrifuge, etc.)
8335 Dryers
8340 Centrifuge/vacuum filter
8345 Calciners
8349 Other waste disposal and recovery problems
18399 Solids conveying and mixing system problems
- Miscellaneous (Wet Secrubber)
8400 Secrubber gas discharge reheaters – general
8402 Secrubber gas discharge reheaters – vibration
8404 Secrubber gas discharge reheaters – tube leaks
8406 Secrubber gas discharge reheaters – ducts
8410 Secrubber instruments and controls
8415 Liquid level controls
8420 Heat tracer
8425 Miscellaneous mechanical failures
8426 Miscellaneous electrical failures
8430 Stack damage related to secrubber system
8440 Major overhaul
8450 Inspection
8460 Testing
8470 SO2 monitor
8499 Other miscellaneous wet secrubber problems
Dry Secrubbers 8500-8549
- Reagent\Slurry Supply
8500 Slurry storage and feed tanks
8501 Reagent storage, feed bins, and conveyors
8502 Weigh feeders
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

8504 Mills/slakers
8505 Scalping secaraeens
8506 Slurry pipelines
8507 Reagent uploading and transfer systems
8508 Reagent unavailability
8510 Slurry mixers and agitators
8521 Reagent/slurry problems
- Piping, Ducting, and Dampers
8522 Piping
8523 Valves
8525 Ducting
8526 Dampers
8527 Other piping, ducting, and damper problems
8528 Dry secrubber instruments and controls
8529 Gas dispersers
8530 Spray towers
8531 Spray machine/atomizer
8532 Spray machine/atomizer motors
8533 Spray machine/atomizer lubrication systems
8534 Spray machine/atomizer vibration problems
- Waste Disposal and Recovery
8535 Fly ash conveyors
8537 Weigh hoppers
8538 Recycle storage and feed tanks including agitators
8539 Recycle slurry transfer pumps
8540 Waste disposal
8541 Recycle feed bins
8542 Recycle feed bins aeration systems
8543 Powder coolers
- Miscellaneous (Dry Secrubber)
8544 Mechanical failures
8545 Electrical failures
8546 Major overhaul
8547 Inspection
8548 Testing
8549 Other dry secrubber problems
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Precipitators 8550-8590
8550 Electrostatic precipitator fouling
8551 Electrostatic precipitator field out of service
8560 Electrostatic precipitator problems
8570 Mechanical precipitator fouling
8580 Mechanical precipitator problems
8590 Other precipitator problems
Miscellaneous (Pollution Control Equipment) 8600-8699
8600 Flue gas additives (furnace injection)
8601 SO3 mitigation
8620 Mercury abatement equipment
8650 Baghouse systems, general
8651 Bag failures and rebagging
8652 Shakers and rappers
8653 Inflation and deflation fans and motors
8654 Baghouse booster fans and motors
8655 Structural duct work and dampers
8657 Ash handling system and hoppers
8658 Slurry system from precipitators
8670 Emission monitors (other than CEMS)
8699 Other miscellaneous pollution control equipment problems
Nox Reduction Systems 8800-8835 (Use code 0360 for Low Nox Burners)
8800 Reagent
8801 Carrier gas
8802 Control system
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

8810 Reactor
8811 Reagent
8812 Catalyst
8815 Soot blowers
8816 Plugging
8817 Control system
8820 SCR NOx ammonia injection grid piping/valves”
8821 SCR NOx ammonia tanks, piping and valves (not injection)”
8822 SCR NOx other ammonia system problems”
8825 Other SECARA problems
8832 Plugging
- CO Reduction
8842 Plugging
EXTERNAL
9000 Flood
9001 Drought
9020 Lightning
9030 Earthquake
9031 Tornado
9035 Hurricane
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

Economic 9130-9160
9132 Wet fuel - biomass
9210 Low grindability (OMC)
9211 Low grindability (not OMC)
9250 Low BTU coal (OMC)
9251 Low BTU coal (not OMC)
9270 Wet coal (OMC)
9271 Wet caol (not OMC)
9280 Frozen coal (OMC)
9281 Frozen coal (not OMC)
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

9600 SO2 stack emissions – fossil
9610 NOx stack emissions - fossil
9620 Particulate stack emissions – fossil
9630 Opacity - fossil
9650 Other stack or exhaust emissions - fossil
(use codes 9200 to 9290 if fuel quality causes pollution control equipment problems that
result in excess stack emissions)
9656 Other stack or exhaust emissions testing – fossil
9660 Thermal discharge limits – fossil and nuclear
9670 Noise limits (not for personnel safety) - fossil
9677 Noise limits testing - fossil
9680 Fish kill – fossil and nuclear
9690 Other miscellaneous operational environmental limits – fossil and nuclear
Safety 9700-9720
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

9900 Operator error
9960 Staff shortage
9990 Retired unit
9997 NERC realiability standard requirement
testing
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran E-1E:
RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTD
BALANCE OF PLANT
3643 AC Inverters
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

GENERATOR
kode ini.
Generator 4500-4580
4500 Rotor windings
4511 Rotor, General
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

Exciter 4600-4609
4500, 4510, etc.)
4613 Hydrogen seals
Controls 4700-4750
4840 Inspection
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
DIESEL ENGINE
Engine 5700-5799
5700 Drive shaft and bearings
5710 Cylinders
5711 Cylinder heads
5712 Hydraulic lock (water in cylinders)
5720 Pistons
5730 Intake valves
5731 Exhaust valves
5740 Turbo charger
5790 Vibration
5799 Other engine problems
Engine Auxiliaries 5800-5849
5805 Cooling system
5810 Heater elements
5815 Fuel system
5820 Start system
5825 Battery and battery charger system
5830 Air filter system
5849 Other engine auxiliaries problems
Engine Controls 5850-5880
5850 Governor
5855 Engine control system
5860 Control power transformer
5865 Synchronization system
5870 Other engine control problems
5880 Diesel engine unit overhaul
Miscellaneous (Diesel Engine) 5890-5999
5895 Inspection
5990 Engine performance testing - individual engines (use code 9999 for total unit
5999 Other miscellaneous diesel engine problems
EXTERNAL
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

9000 Flood
9001 Drought
9020 Lightning
9030 Earthquake
9035 Hurricane
Economic 9130-9160 (for internal use at plants only) 9180-9199
9205 Poor quality fuel, heat content
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

9340 Synchronoous Condenser Operation
9605 SO2 stack emissions – diesel
9615 NOx stack emissions – diesel
9625 Particulate stack emissions – diesel
9635 Opacity – diesel
9655 Other stack or exhaust emissions – diesel
(use codes 9220 to 9290 if fuel quality causes pollution control equipment problems that
result in excess stack emissions)
9665 Thermal discharge limits – diesel
9675 Noise limits (not for personnel safety) – diesel
9685 Fish kill – diesel
9695 Other miscellaneous operational environmental limits – diesel
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Safety 9700-9720
9900 Operator error
9960 Staff shortage
9990 Retired unit
9997 NERC Realiability standard requirement
testing)
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran E-1F:
RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTP
BOILER
Boiler Piping System 0500-0799
- Main Steam
0500 Main steam piping up to turbine stop valves
0510 Main steam relief/safety valves off superheater
0530 Other main steam system problems
- Desuperheaters/Attemperators
0580 Desuperheater/attemperator piping
0590 Desuperheater/attemperator valves
0600 Desuperheater/attemperator spray nozzles
0610 Desuperheater/attemperator drums
0620 Other desuperheater/attemperator problems
BALANCE OF PLANT
- Condenser Tubes and Support Equipment
3119 Other condenser tube casing or shell and internal problems
3120 Tube sheets
3123 Hot well
- Vacuum Equipment
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
3130 Air ejectors

3133 Vacuum pumps
3139 Other air extraction system problems - general
- Condenser Controls
- Miscellaneous (Condensing System)
Circulating Water Systems 3210-3289
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

Pumps, Piping, and Valves
3314 Condensate booster pump motor - variable speed
Miscellaneous (Condensate System)
deaerator level controls: see codes 3150-3159, 3344, 3502).
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
3629 Other switchyard or high voltage system problems - external
3643 AC Inverters
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

3680 to 3684 other voltage: (transformers, circuit breakers, conductors and buses,
insulators, protection devices) respectively
3681 Other voltage circuit breakers
3682 Other voltage conductors and buses
3683 Other voltage insulators
3684 Other voltage protection devices
- Open Cooling Water System
3803 Open cooling waterheat exchangers
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

- Auxiliary Steam
- Service Air
- Instrument Air
3864 Fire protection system instruments and controls
- Seal Air Fans
3880 Seal air fan
3881 Seal air fan drive - motor
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

unknown)
3998 Balance of plant overhaul/outage
STEAM TURBINE
turbin pelengkap. Kode Uap air Penyaringan dimasukkan dalam satuan Balance of Plant.
4200 Outer casing
4201 Inner casing
4209 Nozzle bolting
4211 Diaphragms
4220 Shaft seals
4221 Dummy rings
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
4222 Gland rings

4230 Rotor shaft
4240 Bearings
Valves 4260-4269
4261 Control valves
Piping 4270-4279
4280 Lube oil pumps
Controls 4290-4314
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

4314 Steam Turbine Control System – upgrades
4401 Inspection
GENERATOR
kode ini.
Generator 4500-4580
4500 Rotor windings
4511 Rotor, General
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

Exciter 4600-4609
4500, 4510, etc.)
4613 Hydrogen seals
Controls 4700-4750
4840 Inspection
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

MISCELLANEOUS - GEOTHERMAL
Plant and Auxiliaries 6410-6499
6410 Steam wells/steam field piping problems
6415 Low steam pressure
6420 Condensate reinjection system
6430 Unit H2S emission limitations × regulatory
6435 Steam field H2S emission limitations × regulatory
6440 H2S abatement system problems × general
6450 Heat exchanger problems due to H2S abatement system
6460 Condenser problems due to H2S abatement system
6470 Cooling tower problems due to H2S abatement system
6480 Steam strainer plugging × mineral deposits
6490 Turbine plugging × mineral deposits
6499 Geothermal
POLLUTION CONTROL EQUIPMENT*
Use this set of codes to report problems with flue gas desulphurization equipment and stack
gas particulate removal equipment. If outages or deratings occur due to reasons other than
equipment problems, use the set of codes for Regulatory, Safety, Environmental stack
emission limits.
Wet Secrubbers 8000-8499

- Chemical Supply
8000 Chemical feed storage, mill feeders, and conveyors
8006 Weigh feeders
8010 Crushers/mills
8020 Mill slurry tanks supply problems
8030 Classifiers
8050 Chemical unavailability
8099 Other chemical supply problems
- Wet Secrubber
8100 Secrubber/absorber tower or module
8110 Spray nozzles
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
8115 Disc secrubber throats

8120 Spray pumps and motors
8125 Secrubber recycle (liquid) pumps
8127 Secrubber recycle (liquid) pump motors
8130 Recirculation tanks including agitators
8140 Reaction tanks including agitators
8150 Tubes
8160 Mist eliminators/demisters and washdown
8199 Other secrubber problems
- Piping, Ducting, Dampers, and Fans
8200 Piping
8210 Valves
8225 Drain pots
8230 Ducting
8235 Demister
8240 Bypass dampers
8250 Dampers other than bypass
8260 Secrubber booster I.D. fan (fan specific to the secrubber)
8261 Secrubber booster I.D. fan drive
* Use code 9510 for outages or deratings required to install pollution control equipment.
Use codes 9600 to 9650 only when the pollution control equipment problems are not
responsible for exceeding emission limits.
8262 Secrubber booster I.D. fan vibration (fan specific to the secrubber)
8264 Secrubber booster I.D. fan blades (fan specific to the secrubber)
8270 Secrubber booster F.D. fan (fan specific to the secrubber)
8271 Secrubber booster F.D. fan drive
8272 Secrubber booster F.D. fan vibration (fan specific to the secrubber)
8274 Secrubber booster F.D. fan blades (fan specific to the secrubber)
8280 Reagent feed piping
8290 Demister wash piping assembly
8299 Other piping, ducting, damper, and fan problems
- Miscellaneous (Wet Secrubber)
8400 Secrubber gas discharge reheaters - general
8402 Secrubber gas discharge reheaters - vibration
8404 Secrubber gas discharge reheaters - tube leaks
8406 Secrubber gas discharge reheaters - ducts
8410 Secrubber instruments and controls
8415 Liquid level controls
8420 Heat tracer
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
8425 Miscellaneous mechanical failures

8426 Miscellaneous electrical failures
8430 Stack damage related to secrubber system
8440 Major overhaul
8450 Inspection
8460 Testing
8470 SO2 monitor
8499 Other miscellaneous wet secrubber problems
EXTERNAL
9000 Flood
9001 Drought
9020 Lightning
9030 Earthquake
9031 Tornado
9035 Hurricane
Economic 9130-9160
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

9340 Synchronoous Condenser Operation
9520 Oil spill in gulf (OMC)
Safety 9700-9720
9900 Operator error
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA

9990 Retired unit
9997 NERC Realiability standard requirement
testing
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran E-2:
KODE PENYEBAB DILUAR TANGGUNG JAWAB PENGENDALIAN
PEMBANGKIT (OMC - OUTSIDE PLANT MANAGEMENT CONTROL)
PENGANTAR
Standar IEEE 762 (Annex D) dan GADS DRI NERC 2007 menyatakan bahwa:
"Ada sejumlah penyebab outage yang dapat mencegah energi dari pembangkit sampai pelanggan.
Beberapa penyebab terjadi berkaitan dengan operasi pembangkit dan peralatan sementara yang lain
adalah di luar kendali manajemen pembangkit"
Daftar kode penyebab yang ditetapkan ini selanjutnya harus ditinjau dari waktu ke waktu untuk
menjamin kode penyebab yang terakhir dapat digunakan pada persamaan OMC.
Semua kondisi (termasukk semua kondisi OMC) perlu dilaporkan ke P3BS dan perhitungan OMC
akan meniadakan kondisi tersebut.
Kondisi OMC dapat terjadi dalam dua bentuk: outages atau deratings. Kondisi OMC dapat
dikategorikan sebagai FO, MO, PO tetapi diharapkan mayoritas adalah kondisi FO.
Mengacu pada persamaan NERC, kondisi OMC akan diperlakukan sebagai kondisi standard, yaitu
FO, FD.
BATAS FISIK
Typical Interconnection
Ketentuan standard GADS-DRI NERC menetapkan batas
Utility Distribution Co fisik peralatan yang menjadi tanggung jawab menejemen
Transmission or Distribution System
Point of Ownership Change
Utility Distribution Co with Utility Distribution Co pembangkit (lihat Gambar disamping). Batasan tanggung
3 Generation Facility
Disconnect Device Operated
by Utility Distribution Co
jawab pembangkit sesuai dengan batas asset yang tertera
OUT
Utility Distr Co
Metering
ISO
Metering
pada kontrak.
Disconnect Device Owned &
Operated by Generation
Entity
IN o Gangguan Koneksi Grid Atau Gangguan GI.
2
B
High Side CB or Recloser Alasan ini karena permasalahan jalur transmisi dan
Owned by Generation Entity
Dedicated Transformer
Owned by Generation Entity
peralatan2 switchyard adalah di luar batasan-batasan
Generator Aux.
Load pembangkit tsb. Sebagaimana ditetapkan oleh "batas
1
A GCB
tanggung jawab pembangkit" yang ditunjukkan pada
Aux. PT Gambar di atas.
~
o Bencana alam seperti angin topan, gempa bumi,
Generator banjir bandang, tsunami bukanlah di bawah
manajemen pengendalian pembangkit, baik di dalam
atau di luar batas pembangkit itu.
o Aksi teror pada fasilitas transmisi / pembangkit.
o Kesalahan pengoperasian sistem dan pemeliharaan transmisi P3BS.
o Pengaruh lingkungan khusus seperti tingkat kolam pendingin rendah, atau saluran masuk air
terhambat yang tidak bisa dicegah oleh tindakan operator. Pengaruh alam seperti suhu
lingkungan tinggi di mana peralatan bekerja tidak dalam spesifikasi disain. Namun, jika
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
peralatan tidak dirawat oleh pembangkit maka hal tersebut dikategorikan peristiwa Non OMC
karena permasalahan peralatan tersebut di dalam pengendalian manajemen pembangkit.
o Keterbatasan bahan bakar ( air dari sungai atau danau, tambang batu bara, saluran gas, dll) di
mana manejemen pembangkit tidak memiliki kendali atas kontrak penyediaan bahan bakar.
Jika manajemen pembangkit memiliki kendali atas kontrak penyediaan bahanbakar segala
dampak yang ditimbulkan oleh bahan bakar adalah tanggung jawab pembangkit/Non OMC.
o Tekanan pekerja (mogok kerja). Outages atau pengurangan beban disebabkan oleh mogok
kerja tidaklah secara normal di bawah kendali langsung manajemen pembangkit. Tekanan ini
mungkin permasalahan kebijaksananaan perusahaan atau menyangkut urusan di luar yurisdiksi
perusahaan itu seperti permasalahan menunda perbaikan atau transportasi pasokan bahanbakar.
Bagaimanapun, keluhan manajemen pembangkit secara langsung yang mengakibatkan
pemogokan atau tekanan adalah di bawah manajemen pengendalian pembangkit dan masuk
sebagai hukuman terhadap pembangkit. Jika mogok kerja disebabkan oleh permasalahan
management/worker pembangkit selama outage, outage perluasan manapun adalah dimasukkan
sebagai rugi2 energi sepanjang unit tidak mampu distart kembali karena gangguan peralatan,
pemeliharaan, overhauls, atau aktivitas lain.
o Permasalahan lain yang berhubungan dengan Ketergantungan cuaca seperti variasi musim
dalam jumlah kapasitas besar dalam kaitan dengan variasi temperatur air pendingin bukanlah di
dalam manajemen pengendalian pembangkit.
o Kebijakan dari luar Perusahaan Pembangkit yang menyebabkan pembangkit keluar/derating
tanpa kompensasi apapun.
o Bencana Nasional yang ditetapkan Pemerintah yang menyebabkan ketersedian rantai pasok
terganggu sehingga tidak beroperasinya pembangkit misalkan pandemi.
o Relokasi Pembangkit yang telah diputuskan oleh Manajemen karena kebutuhan pasokan sistem
sampai dengan unit selesai komisioning.
Kebijakan Menangani Kondisi OMC
Dalam menghitung persamaan tanpa kondisi OMC, penting untuk diingat bahwa sasaran
peniadaan kondisi OMC adalah untuk mempengaruhi kesiapan unit. Untuk ini, kami
menangani outages dengan cara yang berbeda dibanding derates. Dalam meniadakan kondisi
tertentu dari catatan kondisi kami dihadapkan dengan pertanyaan atas apa yang bisa ditempatkan
sebagai pengganti kondisi yang hilang. Dalam kasus dari suatu outage, tidak ada cara yang pasti
mengetahui status apa suatu unit harus dipertimbangkan. Satu-Satunya hal sasaran pasti kami
mengembalikan jam itu kepada status tersedia. Itu persisnya apa yang kami lakukan dan itu semua
kami kira bahwa unit dalam reserve atau dalam keadaan operasi sepanjang waktu kondisi outage
OMC ditiadakan, sehingga, penambahan jam operasi maupun jam cadangan menghadirkan suatu
ringkasan kinerja unit yang khayal. Dalam meninjau jam tersedia, kami sementara menghitung
kembali AH sebagai (SH+ RSH+ Synchronous-Condensing.H+ OMC H.)
Dalam hal kondisi derating, perlu diketahui status unit tertentu ketika kondisi dipindahkan. Untuk
mengetahui ini tempatkan bagian jam tersedia ekivalen sebagai cadangan maupun operasi. Ketika
kondisi dipindahkan perlu mencari kondisi derating yang mungkin telah shadowed oleh atau
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
overlap dengan kondisi yang dipindahkan. Jam overlap harus dihitung oleh software yang
memproses kondisi OMC. Itu belum cukup untuk mengkalkulasi kembali Ketersediaan Padanan
dengan menambahkan jumlah kondisi OMC yang dipindahkan sebab kami sekarang harus
mempertimbangkan efek kondisi derating yang baru saja terbuka (un-overlapped).
Sebelum kami mulai melukiskan metodanya, ada suatu asumsi penting yang perlu dibuat
menyangkut pengolahan data.- Karena kepindahan outage OMC dilihat sebagai suatu penyesuaian,
mereka akan berasumsi bahwa kondisi outage telah diproses seperti kondisi normal dan kepindahan
OMC itu dianggap sebagai data dan kinerja total itu adalah jumlah bersih untuk unit. Juga, dalam
kondisi derate, kerugian yang terkait kondisi telah dihitung terutama dalam kasus overlap dan
kondisi shadowed.
Cara Memproses OMC terhadap Jenis Kondisi

1. Kondisi Outage - Dalam terminologi sederhana, ketika kondisi outage OMC ditemui, total jam
yang berkaitan akan dikurangi sebanyak kejadiannya. Untuk keseimbangan angka-angka
tersebut, tambahkan jam ini pada jam OMC.
Force Outage (FO) - Dengan mengabaikan apakah ini merupakan FO1, FO2, FO3 Atau SF,
meniadakan kondisi FO OMC akan menyebabkan penurunan Jam FO dan Kejadian FO dan
peningkatan AH.
Plan Outage (PO) - peniadaan kondisi PO OMC akan menyebabkan penurunan Jam PO dan
Kejadian PO dan peningkatan Jam Tersedia.
Maintenance Outage (MO) - pemindahan kondisi MO OMC akan menyebabkan penurunan
Jam MO Dan Kejadian MO dan peningkatan Jam Tersedia.
Derating OMC - Jika kondisi outage OMC yang membayangi kondisi derating dipindahkan,
maka jam ekivalen yang dibayangi oleh outage tsb. perlu ditambahkan ke dalam jam outage
ekivalen sedemikian sehingga dapat dicerminkan ketersediaan ekivalennya.
2. Kondisi Derating - Dalam memindahkan kondisi derating OMC, penting untuk diingat bahwa
hilangnya kapasitas awal diperhitungkan dan dihubungkan pada kondisi yang dipertahankan jika
kondisi OMC dipindahkan. Kepindahan kondisi OMC selanjutnya mempengaruhi kapasitas unit
yang tersedia bukannya meningkatkan kerugian yang melingkupi kondisi overlap derating.
Ilustrasi Untuk Membantu Penjelasan

a. A Simple OMC Derate (2-b) - jam kondisi derating OMC ekivalen dipindahkan dari total jam
ekivalen dan kejadian derating yang lain tetap.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
b. An OMC Derate Event Overlapped by Another Derate (2-a) - Jika kondisi OMC dipindahkan
dan di sana ada kondisi overlap derating yang lain, OMC nya dipindahkan dan total disesuaikan
seperti pada poin 'a' , tetapi kerugian yang berhubungan dengan sisa kondisi tsb. tetap.
c. OMC Derate Event which is Shadowed by a Dominant Derate (2-c)- Dalam hal ini, overlap
derating dominan dianggap sebagai capacity-constant. Ini artinya bahwa pemindahan kondisi OMC
tidak punya pengaruh pada kapasitas tersedia pada overlap derating dominan. Pengaruh terhadap
kinerja unit hanya terbatas pada jam ekivalen dari bagian kondisi OMC yang di luar derating
dominannya.
d. A Dominant OMC Derate Overlapped Another Derate (2-d) - Ketika kondisi derating OMC
dominant, berbagai penyesuaian perlu dilakukan. Pertama, penyesuaian total durasi dan jam
ekivalen kondisi derating OMC. Ketika efek kondisi derating OMC dipindahkan, events derating
yang bayangi perlu dikurangi sebanyak bagian even itu telah disalip oleh kondisi OMC. Banyaknya
derating tidak perlu disesuaikan.
e. OMC Derate which Shadowed by Outage(2-e) - Sejak outage secara efektif memotong kondisi
derating OMC, hanya bagian derating OMC yang di luar overlap outage perlu diperhitungkan.
Tolong CATAT bahwa semua persamaan yang masuk kondisi OMC dihitung dengan metoda yang
sama dan mempunyai nama yang sama sebagaimana yang ada dalam IEEE 762 dan Lampiran ini.
Jadi, persamaan itu tidak berubah sama sekali tetapi akan menjadi benchmark seperti apa unit
bisa menyediakan dalam keadaan bagaimanapun.
Sebagai konvensi untuk mengidentifikasi persamaan dan kalkulasi tanpa Kondisi OMC, semua
persamaan tanpa Kondisi OMC, namanya ditambah awalan "X". Jadi, EFOR tanpa Kondisi OMC
menjadi XEFOR, EFORD tanpa Kondisi OMC menjadi XEFORD, POF tanpa Kondisi OMC
menjadi XPOF, dan seterusnya.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Ilustrasi Pengaruh OMC Terhadap Kesiapan Unit Pembangkit

PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
KODE PENYEBAB KONDISI OMC

3600 Switchyard transformers and associated cooling systems - external
3610 Switchyard circuit breakers - external
3612 Switchyard system protection devices - external
3619 Other switchyard equipment - external
9000 Flood
9020 Lightning
9030 Earthquake
9035 Hurricane
9130 Lack of fuel (water from rivers or lakes, coal mines, gas lines, etc) where the operator is not in
control of contracts, supply lines, or delivery of fuels
9135 Lack of water (hydro)
9150 Labor strikes company-wide problems or strikes outside the company’s jurisdiction such as
manufacturers (delaying repairs) or transportation (fuel supply) problems.
9200 High ash content
9210 Low grindability
9220 High sulfur content
9230 High vanadium content
9240 High sodium content
9250 Low Btu coal
9260 Low Btu oil
9270 Wet coal
9280 Frozen coal
9290 Other fuel quality problems
9300 Transmission system problems other than catastrophes (do not include switchyard problems in
this category; see codes 3600 to 3629, 3720 to 3730)
9500 Regulatory (nuclear) proceedings and hearings - regulatory agency initiated
9502 Regulatory (nuclear) proceedings and hearings - intervener initiated
9510 Plant modifications strictly for compliance with new or changed regulatory requirements
(secrubbers, cooling towers, etc.)
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
9590 Miscellaneous regulatory (this code is primarily intended for use with event contribution code
2 to indicate that a regulatory-related factor contributed to the primary cause of the event)
Lampiran E-3A:
INTERPRETASI OUTAGE DAN DERATING
Contoh berikut menggambarkan berbagai kondisi outage untuk membantu memperjelas status
outage dan derating dari suatu unit pembangkit:
a. Skenario # 1: FO ke PO
Sebuah PLTU BBM mengalami gangguan pipa boiler bocor sementara dalam empat hari yang akan
datang telah dijadwalkan keluar (PO). Unit harus keluar dalam waktu 6 jam untuk pekerjaan
perbaikan. Karena unit akan keluar untuk PO dan sistem memungkinkan, P3BS mengijinkan unit
untuk memasuki PO lebih awal. FO bisa berubah menjadi PO dengan syarat penyebab terjadinya
FO sudah diselesaikan unit pembangkit dan P3BS mengizinkan untuk memajukan PO.
catatan : Untuk mengakhiri status Force Outage (FO), dapat menggunakan surat penyataan siap
dari unit pembangkit tanpa harus sinkron. Pernyataan awal disampaikan secara langsung oleh
operator pembangkit kepada dispatcher, selanjutnya ditindaklanjuti oleh manajemen unit untuk
membuat surat resmi bahwa penyebab gangguan telah diselesaikan dan melanjutkan pekerjaan
pemeliharaan dengan status PO.
”Durasi yang ditentukan” dari outage juga menentukan ”perkiraan tanggal penyelesaian” dari PO
atau MO. Jika unit dijadwalkan untuk perbaikan selama 4 (empat) minggu, maka unit diharapkan
sudah siap operasi 4 (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.
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/FO1) disebabkan suatu tabung dinding
air bocor (tepat sebelum unit tersebut akan keluar terencana-PO), maka perbaikan kerusakan akibat
FO/FO1 harus selesai terlebih dahulu sebelum status unit diubah dari FO1 ke status PO. Petugas
pemeliharaan dapat memulai pekerjaan PO, namun status unit tidak akan menjadi PO sebelum
pekerjaan outage FO1 selesai dan unit dapat beroperasi kembali.
b. Skenario # 2: FO yang dapat ditunda sampai akhir periode operasi mingguan

Pada hari Senin, PLTU BBM mengalami peningkatan vibrasi mendadak pada ID Fan-nya. Vibrasi
tersebut tidak sampai mengakibatkan unit trip tetapi ada indikasi bahwa unit harus keluar segera
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
untuk memeriksa dan memperbaiki gangguan tersebut. Setelah diskusi, manajemen pembangkit
memutuskan PLTU dapat dikeluarkan minggu depan tanpa menimbulkan kerusakan lebih jauh pada
unit atau membahayakan keselamatan personelnya. Pada hari Kamis, P3BS mengijinkan PLTU
untuk keluar melaksanakan pekerjaan perbaikan sebab ada unit lain yang sudah selesai (siap) untuk
operasi. Walaupun PLTU keluar pada minggu yang sama saat gangguan vibrasi terjadi, status
keluarnya tersebut adalah MO, sebab unit sebenarnya masih bisa operasi sampai periode operasi
mingguan berikutnya.
c. Skenario # 3: FO yang tidak bisa ditunda perbaikannya sampai akhir periode mingguan
Pada hari Rabu, PLTG mengalami vibrasi. Pada awalnya vibrasi tidak parah tetapi 4 jam
berikutnya, vibrasi meningkat sehingga unit harus dikeluarkan. Unit tetap dioperasikan sampai
setelah periode beban puncak. PLTG tidak diperlukan lagi sampai Jumat sore yang akan datang.
Setelah periode beban puncak, pembangkit dikeluarkan dari sistem oleh Operator pembangkit.
Walaupun unit tersebut tidak diperlukan sampai Jumat, unit tidak bisa dioperasikan sampai akhir
periode mingguan oleh karena problem vibrasi. Oleh karena itu, outage tersebut adalah FO dan FO
ini berlaku sampai problem vibrasi diperbaiki.
d. Skenario #4: Perpanjangan PO/MO saat pekerjaan masih merupakan Lingkup Kerja
Awal
Selama overhaul PLTU #1, pekerjaan perbaikan precepitator elektrostatik (ESP) lebih ekstensif dari
yang diperkirakan. Lebih banyak suku cadang telah dipesan dan tiba untuk menyelesaikan
pekerjaan perbaikan tersebut. Namun, pekerjaan perbaikan ESP yang tak diduga membutuhkan
waktu lebih lama telah menunda pembangkit untuk dapat beroperasi selama 3 hari. Karena
pekerjaan perbaikan ESP menjadi bagian dari lingkup pekerjaan yang awal dan P3BS menyetujui
tambahan waktu, maka 3 hari perpanjangan tersebut dianggap sebagai Planned Outage Extension.
e. Skenario #5: Perpanjangan Planned/Maintenance Outage (PO/MO) saat pekerjaan bukan

bagian dari Lingkup Pekerjaan Awal.
Dalam pelaksanaan MO PLTU # 1, mekanik mengecek packing pada start up feed pump boiler dan
memutuskan untuk mengganti packing tersebut sekarang. Pekerjaan ini bukanlah bagian dari
lingkup pekerjaan pemeliharaan yang awal tetapi dianggap penting untuk mencegah unit outage
dimasa mendatang. Akibat pekerjaan perbaikan dan tidak adanya packing tersedia di tempat, maka
MO mundur selama 12 jam (sampai siap kembali). Semua jam outage kecuali 12 jam yang terakhir
adalah MO. Yang 12 jam terakhir adalah FO sebab 1) startup unit tertunda dan 2) pekerjaan bukan
bagian dari lingkup pekerjaan outage yang awal.
f. Skenario #6: Pekerjaan Perbaikan Tak diduga selama Planned/Maintenance Outage Tetapi
diselesaikan dalam waktu outage yang dijadwalkan.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
PLTU #1 sedang melakukan annual overhaul ketika ditemukan beberapa blade pada ID-Fannya
perlu diganti. Pekerjaan tersebut bukan bagian dari lingkup pekerjaan yang awal tetapi suku cadang
tersedia melalui OEM dan pekerjaan perbaikan ID-Fan telah diselesaikan dalam periode PO. Tidak
ada keterlambatan di dalam startup unit yang disebabkan oleh Pekerjaan perbaikan ID-Fan tersebut.
Karena unit tidak tertunda dari startup yang dijadwalkan sehubungan dengan pekerjaan perbaikan
ID-fan, maka pekerjaan tersebut tidak mempengaruhi status pembangkit.
g. Skenario #7: Beberapa persoalan yang sering muncul, antara lain ;

1. Terjadi gangguan penyaluran yang mengakibatkan pembangkit trip dan terlambat sinkron,
apakah status terlambat sinkron ? sampai kapan ?
Jawab :
Status awal dari awal gangguan sistem sampai dengan sistem pulih ditambah waktu start up
Pembangkit adalah FO non OMC, bisa menjadi OMC jika pembangkit dapat menunjukan
data yang mendukung. Gangguan / keterlambatan diluar waktu tersebut adalah FO non
OMC. Dalam hal P3BS tidak menyetujui data pendukung yang disampaikan maka akan
dilakukan investigasi bersama. Jika tidak didapatkan kespakatan dari hasil investigasi
bersama KIT dengan P3BS maka diputuskan oleh PLN Regional Sumatera Kalimantan.
2. Terjadi Gangguan pada penyaluran (gangguan di GI) yang mengakibatkan gangguan

terhadap seluruh Pembangkit (black out pembangkit), maka pada saat penormalan
pembangkit, proses penormalan dilakukan secara bertahap. Sebagai contoh pada BLOK
PLTGU : start 1 unit GT, kemudian dilanjut ke unit lainnya setelah GT berbeban sesuai
beban minimum sampai kondisi seluruh pembangkit tersebut normal kembali
Jawab :
Periode start up unit sesuai dengan karakteristiknya setelah satu unit siap maka unit yang
lainnya harus bisa masuk keseluruhan (sesuai data teknis startup time unit pembangkit yang
sudah diverifikasi PLN Pusat). Sesuai dengan deklarasi kesiapan sinkron setelah terjadi
gangguan unit pembangkit. Jika tidak dapat sinkron setelah kondisi sistem telah nomal,
Status awal tetap FO non OMC, bisa menjadi OMC jika pembangkit dapat menunjukan data
yang mendukung. Dalam hal UIP3BS tidak menyetujui data pendukung yang disampaikan
maka akan dilakukan investigasi bersama. Jika tidak didapatkan kespakatan dari hasil
investigasi bersama KIT dengan UIP3BS maka diputuskan oleh PLN Regional Sumatera
Kalimantan.
3. Apakah status dari pembangkit yang mengalami kerusakan peralatan akibat gangguan
penyaluran ? sampai kapan durasi dari status tersebut?
Jawab :
Unit harus siap menghadapi gangguan apapun. Status awal tetap FO non OMC, bisa
menjadi OMC jika pembangkit dapat menunjukan data investigasi pembangkit. Dalam hal
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
verifikasi UIP3BS tidak menyetujui data investigasi pembangkit maka akan dilakukan
verifikasi bersama data investigasi tambahan. Jika tidak didapatkan kespakatan dari hasil
investigasi bersama KIT dengan UIP3BS maka diputuskan oleh PLN Regional Sumatera
Kalimantan.
4. Pembangkit mengalami pekerjaan dengan status PO. Sesuai perencanaan spare parts akan
datang 1 bulan berdasarkan kontrak pengadaan, tetapi realisasi datangnya lebih dari 1 bulan
kemudian. Apakah status dan Cause Code setelah lewat 1 bulan?
Jawab :
Status keterlambatan harus mengajukan PE maksimal 1 kali dalam masa waktu PO , setelah
itu FO1. Selama kontrak pengadaan spare parts dibawah kendali manajemen unit
pembangkit terkait, maka Cause Codenya adalah Non OMC
5. Apakah status dan Cause Code dari PLTU yang mengalami gangguan mill akibat kualitas
batubara?
Jawab :
Status pembangkit adalah FO/FD dengan Cause Code Non OMC.
6. Apakah status dan Cause Code dari PLTU yang mengalami derating karena kualitas
batubara ?
Jawab :
Status pembangkit adalah FO/FD dengan Cause Code Non OMC.
7. Suatu pembangkit mengalami FO/FD karena permasalahan batubara dimana batubaranya

adalah pengadaan dari unit pembangkit sendiri, statusnya bagaimana ?
Jawab :
Status pembangkit adalah FD/FO dengan Cause Code Non OMC.
8. Suatu pembangkit mengalami modifikasi Unit diluar kewenangan pembangkit tersebut

(OMC), sampai kapan Cause Code OMC tersebut ?
Jawab :
Perlu ada pernyataan resmi dari yang berwenang terkait dengan batas waktu modifikasi unit
tersebut. Unit pembangkit harus menyertakan surat resmi pernyataan kesiapan pending batas
waktu dari proyek.
9. Suatu unit pembangkit kondisi siap beroperasi tetapi karena peralatan utama digunakan
pihak lain dengan izin UIP3BS, maka unit tersebut masuk kategori OMC, sampai kapan
Cause Code OMC tersebut berlaku?
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Jawab :
Durasi OMC berlaku sampai dengan peralatan dikembalikan/digantikan dan dinyatakan siap
operasi kembali.
10. Apakah status dari GT pada PLTGU apabila HRSGnya mengalami pemeliharaan (MO)
sehingga GT tersebut tidak dapat beroperasi?
Jawab :
Status dari GT tersebut adalah MO, akibat dari tidak beroperasinya HRSG yang mengalami
MO
11. Apakah status dari Unit pembangkit yang trip /derating akibat dari proteksi OGS (Overload
Generator Shedding) ?
Jawab :
Status dari pembangkit tersebut adalah FO / derating dengan Cause Code OMC
12. Apakah status dari Unit pembangkit yang melakukan pengujian untuk kebutuhan sistem
(permintaan P3BS)?
Jawab :
Status dari pembangkit tersebut adalah Derating/FO dengan Cause Code OMC (sesuai
peralatan yang di test)
13. Pembangkit mengalami gangguan turbine, control, Other turbine instrument and control
problems, keterangan gangguan system card, setelah dianalisa gangguan tersebut benar
disebabkan oleh card, pada saat proses penggantian ternyata card yg dibutuhkan oleh
pabrikan dinyatakan sudah tidak diproduksi kembali.
Jawab :
Pembangkit harus melampirkan data/bukti/pernyataan bahwa spare parts yg dimaksud
obsolete (tidak diproduksi lagi) dari pabrikan maka statusnya adalah FO OMC.
14. Pembangkit mempunyai 1 buah trafo (MTR) untuk 2 mesin unit pembangkit, jika trafo
tersebut mengalami gangguan maka yang diperhitungkan gangguan ?
Jawab :
Statusnya sama dengan Trafo yg dipelihara/gangguan, konsekwensi dari perusahaan
terhadap desain Pembangkit tersebut, sehingga kesiapan unit yg siap operasi tidak bisa
dimanfaatkan dengan status FO/MO/PO/FD/MD/PD dengan Cause Code non OMC sesuai
dengan status trafo tersebut.
15. Pembangkit yang masih dalam masa garansi (baru masuk sistem)/terkendala masalah
hukum, statusnya?
Jawab :
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lingkup OMC dalam status pembangkit masih dalam masa warranty akan ditentukan oleh
PLN Pusat Regional Sumatera dan Kalimantan berdasarkan surat usulan dari unit
pembangkit per event per pembangkit. PLN Pusat Regional Sumatera dan Kalimantan akan
memberikan feedback maksimum 14 hari setelah menerima surat usulan OMC dari unit.
Keputusan OMC dari PLN Pusat akan menjadi dasar bersama penetapan status event-event
yg serupa pada unit pembangkit tersebut sd dengan berakhirnya masa warranty.
16. Perbaikan pembangkit yang terkendala pengadaan spare part, statusnya bagaimana?
Jawab :
Permasalahan pengadaan spare part tidak termasuk OMC karena ada dalam tanggungjawab
manajemen unit pembangkit.
17. Unit pembangkit mengalami gangguan unit trip ataupun pemeliharaan sudah berlangsung
selama 60 Hari, apakah pada hari ke 61 status FO pembangkit dapat berubah menjadi MB ?
Jawab :
Definisi MB sudah jelas tertera pada bab E.4.1. OUTAGE.
18. Unit pembangkit akan melakukan serangkaian performance test rencana adanya penurunan
beban , setelah berkoordinasi dengan P3BS didapatkan pada periode pengujian tersebut
sistem sedang kondisi aman, cadangan sistem berlebih, pada saat realisasinya unit meminta
izin ke UIP3BS untuk melakukan serangkaian test untuk penurunan dan kenaikan beban dan
disetujui oleh UIP3BS maka status selama dalam pengujian tersebut, apakah NC ?
Jawab :
Definisi NC sudah jelas dalam protap DKP-IKP,
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 tersebut tidak bisa dipenuhi, maka kejadian tersebut sebagai peristiwa
outage atau derating, bukan NC. Apabila sistem memungkinkan bisa menjadi NC.
19. Unit pembangkit akan melakukan rencana MO namun pada rencana sistem bulanan unit
tersebut dialokasikan RS selama 1 bulan, maka unit mempertimbangkan untuk melakukan
pemeliharaan dan apakah melaporkan ke P3BS untuk meminta izin melakukan pekerjaan
tersebut dengan status NC ?
Jawab :
Pada saat unit sedang dalam status RS, seringkali pekerjaan pemeliharaan yang dilakukan
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. Selama status RS unit harus siap.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
20. Unit pembangkit yang tegangannya seringkali rendah (melebihi batasan yang ditentukan
oleh grid code) yang mengakibatkan unit pembangkit trip, statusnya? keterlambatan
sinkron?
Jawab :
Status awal adalah FO Non OMC, bisa menjadi OMC jika pembangkit dapat menunjukan
data investigasi pembangkit. Dalam hal verifikasi P3BS tidak menyetujui data investigasi
pembangkit maka akan dilakukan verifikasi bersama data investigasi tambahan. Jika tidak
didapatkan kespakatan dari hasil investigasi bersama KIT dengan P3BS maka diputuskan
oleh Regional Sumatera Kalimantan.
21. Perusahaan Pembangkit yang mengusulkan status Retired Unit (RU) / Mothballed (MB)
unit pembangkit dalam rangka program pemulihan yang memerlukan waktu relatif lama
(lebih dari 1 Tahun), permohonan dapat diajukan setelah ada persetujuan Direktur Pembina
Regional selanjutnya dinyatakan dalam amandemen PJBTL serta deklarasi kesiapan untuk
satu tahun kedepan, hal ini dapat dilakukan sepanjang tidak melanggar kontrak
(PPA/PJBTL/FLA/SLA/ESC).
22. Apakah pembangkit yang trip kembali dalam masa pemulihan sistem setelah black out atau
island sampai range frekuensi normal dihitung menjadi OMC atau tidak?
Jawab :
Pembangkit yang trip kembali dalam masa pemulihan sistem statusnya sesuai dengan
penyebab trip-nya, apabila disebabkan karena sistem maka cause code-nya adalah OMC dan
sebaliknya jika disebabkan karena internal pembangkit maka cause code-nya adalah non
OMC.
23. Apakah pembangkit dapat langsung melanjutkan pemeliharaan karena menemukan

kerusakan saat Borescope atau RLA (Remaining Life Assessment), atau harus masuk sistem
terlebih dahulu dan waktu pemeliharaan dijadwalkan oleh P3BS?
Jawab :
Inspeksi Boroscope atau pemeliharaan sejenisnya bukan merupakan overhaul (Planned
Outage) sehingga dikategorikan sebagai Maintenance Outage (MO). Jika ternyata dalam
hasil inspeksi ditemukan kerusakan yang memerlukan pemeliharaan khusus diluar waktu
inspeksi Boroscope, maka unit pembangkit harus mengajukan rencana pemeliharaan terlebih
dahulu kepada pengatur sistem dalam ROB atau ROM. Namun jika ternyata perbaikan tidak
bisa ditunda menunggu waktu perencanaan dalam ROB atau ROM karena kerusakan sudah
fatal, maka hal tersebut masuk ke dalam kategori Forced Outage (FO). Pengatur Sistem akan
mengijinkan unit pembangkit melakukan pemeliharaan yang berdasarkan usulan
pemeliharaan atas hasil inspeksi Boroscope yang dijadwalkan dalam ROB / ROM.
24. Surat persetujuan OMC yang diterbitkan PLN Pusat apakah dapat berlaku mundur dari
tanggal surat diterbitkan?
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Jawab :
Surat persetujuan OMC yang diterbitkan PLN Pusat dapat berlaku mundur dari tanggal surat
diterbitkan maksimal sampai dengan tanggal surat pengajuan OMC yang dikirimkan
Pembangkitan.
25. Pembangkit mengalami SF setelah mencoba start dari status RS, pada hari ke-dua setelah
dilakukan pengecekan kemudian ditemukan kerusakan belitan generator dan perbaikan
dilakukan selama dua bulan. Apakah status pembangkit tersebut selama dua bulan, apakah
status pembangkit tetap SF atau berubah status menjadi FO2 selama perbaikan generator
tersebut?
Jawab :
Status SF dapat berubah menjadi FO2 pada hari ke-dua setelah Pembangkit melaporkan
kerusakan yang memerlukan waktu pemulihan yang cukup lama kepada Dispatcher
UIP3BS.
26. Pemeliharaan perbaikan boiler pembangkit tercantum dalam ROB pada tanggal 10 s.d. 20,
kemudian UIP3BS menunda jadwal tersebut menjadi tanggal 20 s.d. 30 dikarenakan sistem
yang diprediksi akan mengalami defisit. Pada tanggal 15 pembangkit trip karena gangguan
boiler yang akan dilakukan perbaikan tersebut dan perbaikan selesai tanggal 31, apakah
status dan cause code Pembangkit :
a. Dari tanggal 15 s.d. 20 ?
b. Dari tanggal 20 s.d. 30 ?
c. Dari tanggal 30 s.d. 31 ?
Jawab :
a. Jika komponen yang terganggu tersebut merupakan komponen yang ditunda
pemeliharaannya oleh P3BS maka status pembangkit adalah FO1 dengan cause code
OMC.
b. Status mengikuti poin a diatas.
c. Status menjadi FO1 dengan cause code non OMC karena sudah melewati jadwal yang
telah disepakati, status tersebut berlaku sampai dengan gangguan terselesaikan.
Perubahan status FO menjadi MO/PO dapat diakomodir dengan syarat penyebab terjadinya
FO sudah diselesaikan unit pembangkit dan kondisi sistem memungkinkan.
27. Suatu Pembangkit sudah dijadwalkan MO pada ROM untuk perbaikan boiler pada tanggal 8
s.d. 18, namun pada tanggal 7 Pembangkit trip karena gangguan boiler yang akan dipelihara,
apa status Pembangkit tersebut pada tanggal 7 dan tanggal 8?
Jawab :
a. Status Pembangkit pada tanggal 7 adalah FO dikarenakan Pembangkit keluar sistem
sebelum masuk kedalam jadwal MO-nya.
b. Status FO dapat berubah menjadi MO pada tanggal 8 s.d. 18 dengan syarat penyebab
gangguan telah selesai.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
c. Karena komponen yang terganggu sama dengan komponen yang akan dipelihara maka
untuk perubahan status dari FO ke MO dapat diakomodir jika komponen yang
terganggu dapat diperbaiki dengan perbaikan sementara agar Pembangkit dapat sinkron
dengan sistem, namun jika komponen yang terganggu tersebut tidak dapat dilakukan
perbaikan sementara (perbaikan harus menyeluruh hingga Pembangkit dapat beroperasi)
maka status Pembangkit tetap FO.
28. Pembangkit yang baru sinkron dengan sistem kemudian tidak bisa mencapai beban
maksimum sesuai ramp ratenya, maka waktu derating dan DMP dihitung sejak kapan?
Jawab :
a. Jika kendala yang menyebabkan derating sudah ada sejak sebelum Pembangkit sinkron
dengan sistem maka waktu perhitungan derating dimulai dari waktu Pembangkit sinkron
dengan sistem sedangkan untuk DMP dihitung dengan rata-rata beban pembangkit
setelah waktu start up-nya (waktu sinkron + waktu naik beban dari 0 s.d. full load sesuai
data teknis).
b. Jika kendala yang menyebabkan derating baru muncul setelah pembangkit sinkron
dengan sistem maka waktu perhitungan derating dan DMP dimulai/dirata-rata setelah
waktu start up-nya (waktu sinkron + waktu naik beban dari 0 s.d. full load sesuai data
teknis).
29. Pembangkit yang mengalami FD kemudian akan melaksanakan outage (FO/MO/PO) dengan
stop normal sehingga penurunan beban bertahap, maka waktu derating dan DMP dihitung
sampai kapan?
Jawab :
Waktu perhitungan derating dihitung sampai pembangkit lepas sinkron dengan sistem,
sedangkan untuk DMP dihitung sampai sebelum pembangkit turun beban untuk stop normal
sesuai dengan data teknis Pembangkit untuk stop normal atau ramp rate down Pembangkit.
30. Pembangkit yang sinkron dengan sistem pasca outage MO/PO untuk keperluan pengujian,
pengamatan, dan sebagaianya, maka sejak sinkron dengan sistem status pembangkit apa?
Jawab :
a. Jika waktu sinkron tersebut masih masuk dalam rentang waktu jadwal PO/MO maka
status pembangkit adalah PD/MD sampai dengan pembangkit melaporkan seluruh
kegiatan pengujian, pengamatan, dan sebagainya tersebut telah selesai dilaksanakan
atau maksimal sampai dengan waktu akhir dari jadwal PO/MO tersebut, sehingga
setelah itu pembangkit dihitung siap secara komersial atau sampai dengan pembebanan
Pembangkit mampu sesuai DMN-nya.
b. Jika waktu sinkron tersebut sudah melewati jadwal PO/MO dan jenis pengujian
mengakibatkan pembangkit trip/stop, maka saat pembangkit trip/stop statusnya adalah
FO.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
c. Jika waktu sinkron tersebut sudah melewati jadwal PO/MO dan jenis pengujian
mengakibatkan pembangkit derating, maka derating tersebut terehitung sebagai FD
kecuali jika derating tersebut masuk dalam jadwal ROM dan ROB maka statusnya
adalah PD/MD.
d. Jika Pembangkit sudah terhitung siap secara komersial pasca MO/PO maka segala hal
yang menyebabkan derating/stop unit akan terhitung sebagai FD/FO.
31. Sampah akibat banjir yang mengakibatkan PLTA stop atau derating, maka apa status dan
cause code nya?
Jawab :
Pembangkit terhitung FO/FD dengan cause code internal karena Pembangkit yang sudah
menjadi langganan banjir harus mempersiapkan unit-nya untuk dapat bertahan pada kondisi
tersebut, kecuali banjir bandang (berdasarkan dari laporan Dinas Terkait dan dokumentasi
kejadian).
32. Bila Pembangkit dijadwalkan MO LWBP pukul 9:00 pagi, pada pukul 8:00 pagi
Pembangkit di-stop oleh dispatcher karena beban sistem sudah turun, maka kapan status
MO pembangkit dimulai?
Jawab :
a. Apabila Pembangkit izin kepada dispatcher untuk melaksanakan MO pukul 9:00 pagi
sesuai jadwal dan diizinkan oleh dispatcher, maka pada pukul 8:00 – 9:00 pagi status-
nya adalah RS dan pukul 9:00 pagi status berubah menjadi MO.
b. Apabila Pembangkit izin kepada dispatcher untuk melaksanakan MO pukul 10:00 pagi
dan diizinkan oleh dispatcher, maka pada pukul 8:00 – 10:00 pagi status-nya adalah RS
dan pukul 10:00 pagi status berubah menjadi MO (waktu akhir MO tetap sesuai jadwal).
c. Apabila pada saat Pembangkit di-stop oleh dispatcher lalu operator Pembangkit
meminta izin melaksanakan MO lebih awal pada waktu pembangkit di-stop yaitu pukul
8:00 pagi dan diizinkan oleh dispatcher, maka MO terhitung sejak pukul 8:00 tersebut.
Waktu awal MO/PO adalah ketika pembangkit lepas sinkron dari sistem (dari operasi) atau
laporan operator pembangkit kepada dispatcher (dari RS). Jika pembangkit memerlukan
waktu pendinginan sebelum melaksanakan MO/PO tersebut, maka waktu pendinginan
tersebut tetap dihitung sebagai MO/PO.
33. Bila Pembangkit dijadwalkan MO LWBP pukul 9:00 pagi s.d. pukul 16:00 sore (durasi MO
7 jam), Pembangkit baru diizinkan stop oleh dispatcher untuk melaksanakan MO pada pukul
10:00 pagi karena kondisi sistem, maka kapan status MO Pembangkit dimulai dan berakhir?
Jawab :
Karna ditunda oleh sistem, waktu awal MO dimulai ketika pembangkit lepas sinkron yaitu
pukul 10:00 pagi, sedangkan untuk jam akhir MO dihitung dengan durasi yang sama yaitu
pukul 17:00 sore (pukul 10:00 pagi ditambah 7 jam).
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
34. Bagaimana prosedur Pembangkit yang ingin melakukan extension ME/PE pada hari libur?
Jawab :
Perpanjangan dapat dilakukan melalui komunikasi telepon kepada P3BS (SPV RENOP atau
SPV Real Time) dengan catatan surat resmi disusulkan pada hari kerja berikutnya disertai
evidence, workplan, dan time schedule-nya.
35. Bagaimana status unit pembangkit yang ingin menukar pelaksanaan MO/PO unit
pembangkit yang satu dengan unit lainnya yang berada dalam satu blok dan berkapasitas
sama, misal PLTA #1 sudah dijadwalkan MO, namun pelaksanaannya yang dilakukan
pemeliharaan adalah PLTA #2, maka apa status #2?
Jawab :
Pada pelaksanaan pemeliharaan, Pembangkitan tidak diperbolehkan menukar unit
Pembangkit yang akan dipelihara karena jadwal pemeliharaan sudah disusun sesuai kondisi
sistem dan menyesuaikan rencana pemeliharaan pembangkit lainnya terkecuali dengan
syarat sbb :
a. Pemeliharaan tersebut tidak menginap (LWBP).
b. Melakukan koordinasi sebelum pelaksanaan pemeliharaan dengan P3BS.
c. Jenis pembangkit, kapasitas dan lokasi harus sama.
d. Jadwal unit yang tertunda pemeliharaannya karena penukaran tersebut akan mengikuti
jadwal unit yang melaksanakan pemeilharaan, misal MO PLTA #2 dijadwalkan 6 bulan
setelah MO #1, jika pelaksanaannya ditukar maka MO PLTA #1 dijadwalkan 6 bulan
setelah MO PLTA #2.
36. Dua Pembangkit (#1 dan #2) yang mengalami outage (FO/MO/PO) dan selesai dikerjakan
pada pukul 09:00 pagi, operator Pembangkit baru melaporkan kepada Dispatcher bahwa
FO/MO/PO dua Pembangkit tersebut selesai pukul 12:00 siang, kemudian saat pelaporan
tersebut Dispatcher meminta #1 untuk start dan #2 untuk standby (RS), #1 Pembangkit
tersebut berhasil sinkron sesuai dengan waktu start up-nya pada pukul 13:00 siang,
bagaimana status kedua pembangkit tersebut?
Jawab :
Jika terjadi perbedaan waktu akhir outage antara waktu realisasi dan waktu pelaporan, maka
yang digunakan sebagai waktu akhir outage adalah waktu pelaporan kepada Dispatcher
dengan ketentuan sbb :
a. Jika saat pelaporan akhir outage Pembangkit diminta start oleh Dispatcher, maka waktu
akhir outage adalah saat Pembangkit sinkron dengan sistem.
b. Jika saat pelaporan akhir outage Pembangkit diminta standby (RS) oleh Dispatcher,
maka waktu akhir outage dan jam awal RS adalah waktu saat pelaporan tersebut.
37. Pekerjaan pemeliharaan Pembangkit MO/PO dikerjakan oleh vendor, jika pemeliharaan
melampaui jadwal hingga FO, maka apa status dan cause code Pembangkit?
Jawab :
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Pembangkit yang O&M (Operation dan Maintenance) divendorkan kepada pihak lain
seperti IP, PJB, dsb., maka segala bentuk pemeliharaan, gangguan, keterlambatan pekerjaan,
dsb. tetap menjadi tanggung jawab Perusahaan Pembangkitan selaku pemilik aset.
38. PLTG/MG yang bahan bakar utamanya adalah gas sedang mengalami kendala unit dimana
tidak dapat beroperasi dengan bahan bakar gas namun dapat beroperasi dengan bahan bakar
HSD yang lebih mahal dari gas, maka bagaimana status Pembangkit?
Jawab :
Pembangkit di-desain beroperasi dengan menggunakan bahan bakar yang telah ditentukan
agar dapat beroperasi dengan biaya seminimal mungkin, jika bahan bakar gas tersedia
namun Pembangkit tidak dapat beroperasi dengan bahan bakar gas, tetapi dapat beroperasi
dengan bahan bakar HSD yang lebih mahal, maka status pembangkit tersebut adalah FO
kecuali jika Pembangkit beroperasi karena kebutuhan sistem. Status FO akan berakhir ketika
Pembangkit dapat beroperasi dengan bahan bakar Gas.
39. Bagai mana cara mengajukan jadwal pemeliharaan pada ROT, ROB, ROM, yang diterbiktan
UIP3BS?
Jawab :
Jadwal dapat diajukan melalui surat resmi ke PLN UIP3BS Pekanbaru dan melalui email
opsis.p3bs@gmail.com dengan rincian sebagai berikut :
a. Pada ROT jadwal diajukan maksimal bulan September tahun berjalan untuk dibahas
bersama pada RAE ROT dan maksimal bulan Mei untuk revisi ROT semester II. Untuk
pemeliharaan preventive/periodik (PO) yang berdurasi lebih dari 30 hari hanya dapat
diajukan saat ROT dan revisi ROT.
b. Pada ROB jadwal diajukan maksimal tanggal 15 bulan berjalan untuk dibahas bersama
pada RAE ROB. Pada pelaksanaan RAE, pembahasan rencana pemeliharaan pada
periode yang telah ditetapkan di ROM tidak dapat dirubah. Seluruh pengajuan jadwal
PO/MO/PD/MD sebaiknya dapat diajukan pada RAE sehingga ROM dapat mengacu
hasil RAE tersebut.
c. Pada ROM jadwal diajukan maksimal hari Selasa pada minggu berjalan untuk periode
Jumat s.d. Kamis mendatang, jika jadwal pemeliharaan sudah masuk pada ROB maka
cukup mengirimkan RDM, dan jika jadwal pemeliharaan belum masuk pada ROB maka
diajukan dalam bentuk surat resmi.
40. Apakah dapat mengajukan extend jadwal pemeliharaan (PE/ME) yang bersilangan dengan
periode siaga PLN?
Jawab :
Persetujuan extend pemeliharaan yang memasuki periode siaga bisa disetujui jika kondisi
sistem masih memungkinkan. Jika periode extend tidak disetujui pada ROM maka PLN
UIP3BS akan mengirimkan surat balasan kepada manajemen Pembangkitan dengan
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
pertimgangan : Cadangan KIT non BBM, kapasitas transfer daya, lokasi, stability, kapasitas
peralatan, kondisi Pembangkit lain, dll.
41. Bagaimana cara mengajukan extend pemeliharaan (PE/ME)?

Jawab :
Extend pemeliharaan (ME/PE) hanya dapat dilakukan 1 (satu) kali, durasi PE/ME maksimal
sepanjang durasi PO/MO awal, pengajuan PE/ME dapat dilakukan dengan mengirimkan
surat resmi kapada PLN UIP3BS dan melalui email opsis.p3bs@gmailcom serta mengikuti
ketentuan waktu dan durasi yang disetujui / ditentukan oleh PLN UIP3BS dengan
pertimbangan kondisi sistem. Pengajuan extend harus disertai workplan atau time schedule
pekerjaan dengan mekanisme sbb:
a. Pembangkit yang melaksanakan pemeliharaan LWBP diperhitungkan masuk sistem
pada neraca daya WBP sehingga Pembangkit yang melakukan pemeliharaan 1 hari pada
LWBP hanya dapat mengajukan extend dengan batas waktu maksimal sampai dengan
pukul 17:00 dan diajukan maksmial 1 jam sebelum jadwal berakhir. Jika jadwal awal
pemeliharaan sudah tercantum s.d. pukul 17:00 maka tidak ada extend untuk
pemeliharaan hari tersebut.
b. Untuk pemeliharaan dengan durasi 1 hari s.d. 7 hari, pengajuan extend dilakukan
maksimal H-1 sebelum jadwal selesai dan persetujuannya dimasukan dalam ROH.
c. Untuk Pemeliharaan dengan durasi 8 hari s.d. 30 hari, pengajuan extend dilakukan
maksimal H-2 sebelum jadwal selesai dan persetujuan dimasukan dalam ROM.
d. Untuk Pemeliharaan dengan durasi diatas 30 hari, pengajuan extend harus masuk
ROM/ROB.
e. Untuk extend yang diajukan pada hari libur dapat dilakukan melalui komunikasi lisan
antar manjemen Pembangkitan dan UIP3BS dan disusul surat resmi pada hari kerja
setelahnya.
f. Untuk extend diatas 14 hari atau masuk periode siaga ditentukan oleh PLN Regional
Sumatera Kalimantan.
42. Bisakah pengajuan atau perpanjangan pemeliharaan diajukan langsung oleh Unit Pelaksana
Pembangkitan ?
Jawab :
Untuk pengajuan atau extend pemeliharaan Pembangkit dapat diajukan langsung dari
UPK/UPDK kepada PLN UIK dengan tembusan PLN UIP3BS, namun tetap harus
disusulkan surat dari PLN UIK terkait kepada PLN UIP3BS.
43. Dapatkah mengajukan pemeliharaan baru pada ROH?

Jawab :
Pemeliharaan yang durasinya hanya 1 hari dan dilaksanakan pada LWBP dapat diakomodir
pada ROH, namun untuk pemeliharaan yang melebihi 1 hari harus terjadwal terlebih dahulu
pada ROM.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
44. Suatu Pembangkit yang sedang mengalami FD, kemudian Pembangkit mendeklarasi bahwa
kendala yang menyebabkan FD tersebut sudah diperbaiki dan siap dibebani sesuai DMN-
nya, namun karena beban sistem masih rendah maka Pembangkit tersebut tidak diminta naik
oleh Dispatcher. Pada saat sistem membutuhkan, tetapi Pembangkit tersebut tidak bisa
mencapai beban sesuai deklarasinya, apakah status deklarasi selesai FD tersebut
diakomodir?
Jawab :
Status FD yang selesai sebelumnya tidak berlaku (tidak diakomodir) dan FD berlanjut dari
sebelumnya dengan catatan jarak durasi antara deklarasi selesai FD dan diminta naik oleh
dispatcher tidak lebih dari 24 jam.
45. Suatu Pembangkit A yang menjadwalakan MO dan diakomodir dengan syarat Pembangkit B
lain yang sedang MO sudah masuk sistem, apabila Pembangkit B tersebut melakukan extend
sehingga Pembangkit A yang sudah dijadwalkan tersebut ditunda hingga trip (FO) karena
komponen yang akan dipelihara tersebut , maka cause code FO tersebut OMC atau tidak?
Jawab :
Cause code FO tersebut adalah OMC apabila Pembangkit A dan B bukan dalam satu Unit
Pelaksana (UPK/UPDK) yang sama, dan cause code FO tersebut menjadi non OMC jika
Pembangkit tersebut berada dalam satu Unit Pelaksana (UPK/UPDK).
46. Pembangkit yang sedang FD dapatkah mengajukan MD?

Jawab :
Pembangkit yang sedang FD dapat mengajukan MD/PD dan dicatat sesuai masing-masing
kondisinya (dicatat double di waktu yang sama) dengan catatan kompnen yang dipelihara
berbeda.
Contoh : PLTU Bukit Asam mengalami FD akibat temperature thrust bearing tinggi dengan
DMP sebesar 40 MW dari DMN 50 MW, namun akan mengajukan MD untuk cleaning FTA
sehingga DMP akan berkurang menjadi 35 MW, Jika jadwal MD diakomodir maka status
FD dibuat dengan besar derating 10 MW, dan MD dibuat dengan besar derating 5 MW
(dicatat double disesuaikan dengan DMN-nya).
47. Pembangkit yang sedang melakukan pengujian sinkron pasca MO/PO masih dapatkan
melakukan extend (PE/ME)?
Jawab :
Unit Pembangkit yang sudah sinkron setelah PO/MO untuk melakukan pengujian (MD/PD)
masih dapat melakukan PE/ME mengikuti persyaratan extention yang berlaku selama
Pembangkit memenuhi persyaratan untuk melakukan MD/PD (mengirim work plan atau
time schedule sebelum sinkron).
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
48. Saat ada pemeliharaan GI / jaringan dan disaat yang bersamaan ada pemeliharaan
Pembangkit, maka status Pembangkit?
Jawab :
Pemeliharaan Pembangkit tetap terhitung outage (PO/MO/FO) sesuai waktu awal dan waktu
akhir pemeliharaan Pembangkit tersebut.
49. Apabila ada Pembangkit yang masih dalam masa garansi, melaksanakan perbaikan peralatan
(FYI, MO, PO, dll) dan melebihi jadwal yang direncanakan (melebihi PE), statusnya
memjadi seperti apa? FO atau OMC
jawab :
Status pembangkit tersebut OM
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran E-3B:
LAPORAN KONDISI PEMBANGKIT
Contoh 1: Outage Sederhana
Uraian Peristiwa
3 Januari, 4:30 a.m., Unit # 1 trip karena getaran turbin tinggi. Penyebabnya adalah bearing LP
turbin. Pekerjaan pembetulan mulai 3 Januari, 8:00 a.m. dan selesai 8 Januari, 9:30 a.m. Unit
sinkron 8 Januari 8, 5:00 p.m.
Laporan Peristiwa Contoh 1

Nomer Peristiwa: 0001
Nama Pembangkit PLTU #XX
DMN 600
Jenis Peristiwa: U1
Mulai Peristiwat: 1/3/07 4:30
Selesai Peristiwa: 1/8/07 17:00
FOH 132.50
EFOH 132.50
Derating Dominan (blank)
Daya Mampu Max. 0
Kode Penyebab
4240
Sist./Komponen
LP turbine
(Perbaikan Komponen)
bearing
Kode Kontribusi
Mulai Pekerjaan: 1/3/07 8:00
Selesai Pekerjaan: 1/8/07 9:00
Durasi Pekerjaan: 121.00
Jumlah Jam Pekerja
Pengaruh pada Kesiapan Unit

Durasi kondisi ini 132.50 jam (3 Januari, 4:30 a.m. ke 8 Januari, 5:00 p.m.).
Kesiapan Unit berkurang 132.50 jam.
Perbaikan Komponen
Perbaikan LP turbine bearing 121.50 jam (3 Januari, 8:00 a.m. ke 8 Januari, 9:30 a.m.).
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Contoh 2: DERATING SEDERHANA

Uraian Peristiwa
Pada 10 Januari, 8:00 a.m., kemampuan Unit #1 berkurang 400 MW karena air preheater kotor.
Pencemaran sudah mulai beberapa minggu yang lalu, tetapi unit terus beroperasi sangat sempurna
pada beban penuh untuk memenuhi permintaan beban. Setelah Petugas Perbaikan menyelesaikan
pekerjaan mereka dan unit kembali operasi dengan beban penuh (600 MW) Pada 11 Januari, 4:00
p.m.
Pengaruh terhadap Kesiapan Unit
Untuk mengukur dampak dari peristiwa ini terhadap kesiapan unit, jangka waktu derating
dikonversi ke Ekivalen Jam Derated. Konversi ini memungkinkan kerugian kesiapan disebabkan
oleh deratings yang ditaksir pada basis yang sama sebagai kerugian karena outages. Yaitu dengan
perkalian durasi peristiwa (jam) dengan deratingnya dan dibagi DMN. Pengaruh kesiapan unit
peristiwa ini :
[(600 MW- 200 MW)* 32 jam]/600 MW= 21.33 Jam Derated Ekivalen.
Nomer Event: 0002
Nama Pembangkit: PLTU #XX
DMN (NMC) 600
Jenis Peristiwa: D4
Mulai Peristiwa: 1/10/07 8:00
FDH 32.00
EFDH 21.33
Daya Mampu Max.
200
(NAC)
Kode Penyebab
1491
Sist./Komponen
(Perbaikan Komponen) Air preheater
Kode Kontribusi
Durasi Pekerjaan: 8.00
Jumlah Jam Pekerja 100
Perbaikan Komponen
Perbaikan Air preheater memerlukan 32 jam. Bukan jam ekivalen.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Contoh 3A: DERATING KE DUA MULAI DAN BERAKHIR SELAGI DERATING

PERTAMA MASIH TERJADI
Uraian Peristiwa
Unit # 1 mengalami derating 75 MW mendadak pada 9 Maret, 8:45 a.m. Penyebabnya adalah
pulverizer feeder motor (Derating “A”), sehingga kemampuannya menjadi 525 MW. Pada 10:00
a.m. hari yang sama, unit mengalami derating lain sebesar 75 MW karena pulverizer feeder motor,
sehingga Kemampuan Maksimum sebagai hasil derating kedua (Derating "B") adalah 450 MW.
Motor mulai kembali dan Derating "B" berakhir satu jam kemudian. Kemampuan unit meningkat
75 MW pada waktu ini. Derating "A" berakhir pada 9 Maret, 6:00 p.m.
Laporan Peristiwa Contoh 3A

Nomer Peristiwa 0003 (A) 0004 (B)
Nama Pembangkit: PLTU #XX PLTU #XX
DMN (NMC) 600 600
Jenis Peristiwa: D1 D1
Mulai Peristiwa: 3/9/07 8:45 3/9/07 10:00
Selesai Peristiwa: 3/9/07 18:00 3/9/07 11:00
FDH 9.25 1.00
EFDH 1.16 0.125
Derating Dominan
Daya Mampu Max. 525 450
Kode Penyebab
0250 0250
Sist./Komponen
(Perbaikan Komponen) Pulverizer feeder motor
Kode Kontribusi
Mulai Pekerjaan: * *
Selesai Pekerjaan: * *
Durasi Pekerjaan 0 0

Di GADS, overlapping deratings dihitung secara aditif (terkecuali seluruh derating kedua berada
dalam suatu derating yang lebih besar seperti pada contoh 4). Jika 2 derating overlap, besarnya
pengurangan karena deratung ke dua ditentukan oleh pengurangan NAC sebagai hasil derating ke-2
dari NAC unit sebagai hasil derating pertama.
Dibawah ini menunjukkan pengaruh kesiapan dua derating yang terjadi pada unit tersebut:
Derating “A”: [(600 MW – 525 MW) * 9,25 jam]/600 MW = 1,16 Jam derated Ekivalen
Derating “B”: [(525 MW – 450 MW) * 1,00 jam]/600 MW = 0,125 Jam derated Ekivalen
Perbaikan Komponen
Jika “Waktu: Pekerjaan dimulai” dan “Waktu: Pekerjaan selesai” adalah blank atau diisi asterisk,
laporan awal dan akhir peristiwa menjadi waktu perbaikan.
Dalam contoh ini, 10,25 jam sebagai waktu perbaikan pulvurizer feeder motor (9,25 jam untuk
Derating “A” dan 1 jam untuk derating “B”. Jam ini bukan Ekivalen.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Contoh 3B: OVERLAP DERATINGS. DERATING KE-2 MULAI DAN BERAKHIR

SELAMA DERATING KE-1 SECARA PARSIAL DIBAYANGI (SHADOWED) DERATING
PERTAMA
Uraian Peristiwa
Suatu derating mulai 3 Juli, 2:30 p.m., dimana kapasitas berkurang menjadi 575 MW untuk
pemeliharaan kodenser. Pemeliharaan mulai 13 Juli, 8:00 a.m. dan berakhir 23 Juli, 11:45.
Pada 19 Juli, 11:15 a.m., selagi pemeliharaan derating dalam proses, pompa feedwater trip sehingga
beban dengan seketika turun ke 360 MW. (Ini akan menjadi kasus, ya atau tidaknya unit telah
derated.) Feedwater pompa air kembali operasi pada waktu siang hari yang sama.
Laporan Peristiwa Contoh 3B

DMN (NMC) 600 600
Mulai Peristiwa: 7/3/07 14:30 7/19/07 11:15
FDH 477.25 0.75
EFDH 19.89 0.27
Derating Dominan (blank) (blank)
Kode Penyebab
3112 3410
Sist./Komponen
Condenser Feedwater
maintenance pump
Kode Kontribusi
Mulai Pekerjaan: 7/13/07 8:00 *
Selesai Pekerjaan: 7/23/07 11:45 *
Durasi Pekerjaan 243.75
Jumlah Jam Pekerja 550 *

GADS menganggap deratings ini aditif, ini seperti deratings yang ditunjukkan Contoh 3A.
Derating ke-2 menyebabkan kesiapan unit berubah dari 575 ke 360 MW – berkurang 215 MW.
Dalam kondisi normal (tidak ada kejadian yang lain) feed water pump trip menyebabkan kesiapan
menjadi 360 MW – kerugian 240 MW. Ini berarti bahwa 25 MW, sebagai derating “B” jika
terjadinya sendiri, akan dibayangi oleh derataing “A”. Karena dianggap aditif, ekivalen jam ini
tidak dihitung ganda.
Pengaruh terhadap Kesiapan unit sebagai berikut:
Derating “A”: [(600 MW – 575 MW) * 477,25 jam]/600 MW = 19,88 jam derating ekivalen
Derating “B”: [(575 MW – 360 MW) * 0,75 jam]/600 MW = 0,27 jam derating ekivalen
Perbaikan Komponen
Pemeliharaan condenser selama 243,75 jam. Feed water pump keluar selama 0,75 jam. Bukan jam
ekivalen.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Contoh 3C: OVERLAP DERATING, DERATING PERTAMA SELESAI SEBELUM

DERATING KE-2 BERUBAH
Uraian Peristiwa
Derating 50 MW terjadi Pada 13 Januari, 8:00 a.m. karena pemeriksaan alat pemanas feedwater
(Derating "A"). Pemeriksaan telah direncanakan beberapa bulan sebelumnya. Pada 10:00 a.m., Unit
#1 mengalami getaran pulverisator berlebihan. Kesiapan unit berubah dari 550 MW ke 350 MW -
pengurangan 200 MW -. disebabkan oleh benda asing. Selagi mill dalam perbaikan, alat pemanas
feedwater telah operasi, Derating "A" berakhir pada 1:00 p.m. Pada Januari 13. Ini menyebabkan
Kapasitas Tersedia Meningkat 50 MW.
Derating "B" berakhir 14 Januari, 8:00 p.m. setelah selesai pekerjaan pembetulan pulverisator.
Laporan Peristiwa Contoh 3C

DMN (NMC) 600 600
Jenis Peristiwa: PD D1
Mulai Peristiwa: 1/13/07 8:00 1/13/07 10:00
FDH 5 34.00
EFDH 0.42 11.33
Derating Dominan - -
Kode Penyebab
3340 0320
Sist./Komponen
Feedwater
(Perbaikan Komponen) Pulverizer
heater
Kode Kontribusi
Mulai Pekerjaan: 1/13/07 8:30 *
Selesai Pekerjaan: 1/13/07 13:00 *
Jumlah Jam Pekerja * 160

Dua deratings ini adalah aditif (Lihat Contoh 3A). Pengaruh thd kesiapannya adalah:
Derating “A”: [(600 MW - 550 MW) * 5.00 jam)]/600 MW = 0.42 jam derated ekivalen
Derating “B”: [(550 MW - 350 MW) * 34.00 jam)]/600 MW = 11.33 jam derated ekivalen
Perbaikan Komponen
Perbaikan Feedwater heater selama 4.5 jam dan pulverizer selama 34 jam.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Contoh 3D: OVERLAP DERATING, DERATING PERTAMA SELESAI SEBELUM

DERATING KE DUA TIDAK BERUBAH
Uraian Peristiwa
Pemutus kontak trip menyebabkan derating 100 MW, terjadi 10 Maret, 6:30 a.m. (Derating "A").
Pada, 7:45 a.m. hari yang sama, suatu traveling secreen tersumbat menyebabkan salah satu
circulating water pumps shutdown (Derating "B"). Akibatnya, kemampuan unit menjadi 360 MW.
Derating " A" selesai pada 10:30 a.m. 10 Maret, ketika pekerjaan pembetulan pemutus kontak telah
diselesaikan. Bagaimanapun, masalah traveling secaraeen masih berlanjut, sehingga kemampuan
unit tetap 360 MW. Kemampuan unit baru bisa mencapai beban penuh pada 7 Maret pkl.7:00 p.m.
setelah selesai pekerjaan pembetulan traveling secreen.
Laporan Peristiwa Contoh 3D

DMN (NMC) 600 600
Mulai Peristiwa: 3/10/07 6:30 3/10/07 7:45
FDH 4 11.75
EFDH 0.67 4.70
Derating Dominan D
Kode Penyebab
3661 3260
Sist./Komponen
traveling
(Perbaikan Komponen) CB
screen
Kode Kontribusi
Mulai Pekerjaan: 3/10/07 8:00 3/10/07 8:15
Selesai Pekerjaan: 3/10/07 10:30 3/10/07 19:30
Durasi Pekerjaan 2.5 11.25
Jumlah Jam Pekerja

Seperti ditunjukkan pada Contoh 3A dan 3B, GADS menganggap overlapping deratings tsb. Aditif.
Dalam contoh ini, namun, Derating “A” dan “B” ini tidak aditif, sebab Daya mampu unit (NAC)
menjadi 360 MW setelah deratings “A” berakhir. Perusahaan harus melaporkan sebagi derating
yang dominan “meniadakan” anggapan aditif. Untuk ini, akhiri deratings “A’ sebagai normal
deratings dan tandai Deratings “B” sebagai derating dominant (kolom 65 dg. Tanda “D”). Daya
mampu Aktual (NAC) hasil semua derating yang dominant tetap 360 MW.
Kerugian Kesiapan Unit selengkapny sbb:
Derating “A”: [(600 MW - 500 MW) x 4.00 jam]/600 MW = 0.67 Jam Derated Ekivalen
Derating “B”: [(600 MW - 360 MW) x 11.25 jam]/600 MW = 4.50 Jam Derated Ekivalen
Perbaikan Komponen
Circuit breaker dan traveling secaraeen masing2 memakan waktu 2.5 jam dan 11,25 jam perbaikan
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Contoh 4: DERATING DI DALAM DERATING YANG LEBIH BESAR
Uraian Peristiwa
Suatu Pemutus output generator gangguan pada 6:30 a.m. 10 April menyebabkan derating 300 MW.
Pekerjaan perbaikan mulai pada 8:00 a.m. Unit kembali Normal pada 10 April, 7:00 p.m..
Sepanjang perbaikan generator, suatu masalah kandungan kimia feedwater terjadi sampai, 3:45.
Jika hal ini terjadi sendiri, akan menyebabkan derating 200 MW. Di dalam kasus ini tidaklah perlu,
karena derating yang lebih besar masih ada.

Nomer Peristiwa 0012
DMN (NMC) 600
Jenis Peristiwa: D1
FDH 12.5
EFDH 6.25
Daya Mampu Max. 300
Kode Penyebab
4810 3352
Sist./Komponen
generator Kand. kimia
output CB feedwater
Kode Kontribusi 1 3
Mulai Pekerjaan: 4/10/07 8:00 4/10/07 8:30
Durasi Pekerjaan 11 7.25
Jumlah Jam Pekerja * 14

Problem yang mempengaruhi kesiapan Unit disebabkan oleh brecker output generator. Problem
kandungan kimia pada feedwater tidak mempengaruhi kesiapan sebab semua kejadiannya terjadi di
dalam derating yng lebih besar. Pengaruh thd Kesiapan unit sbb:
[(600 MW - 300 MW) * 12.50 jam]/600 MW = 6.25 Jam Derated Ekivalen
Perbaikan Komponen
Walaupun problem feedwater chemistry tidak mempengaruhi kesiapan unit, kejadian tsb. Harus
dilaporkan. Informasi ini penting kebutuhan analisa. Gunakan Seksi D – “Additional Component
Worked During Event” pada laporan peristiwa (97) utk keperluan tersebut.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Contoh 5: DERATING DALAM CADANGAN SHUTDOWN
Uraian Peristiwa
Reserve shutdown mulai 31 Mei, 7:30 p.m. Petugas Pemeliharaan memanfaatkan kesempatan off-
line ini untuk mengambil satu BFP ke luar dari sistem (dua BFP lain masih tersedia). Pekerjaan
mulai pada1 juni, 8:00 a.m. dan selesai 2 Juni, 3:30 p.m. Selagi pemeliharaan klep BFP sedang
berlangsung, unit mampu sinkron, tetapi terbatas pada kemampuan 400 MW.
Unit # 1 kembali siap Pada 3 Juni, 8:30 a.m.

DMN (NMC) 600 600
Jenis Peristiwa: RS D4
Mulai Peristiwa: 5/31/07 19:30 6/1/07 8:00
RSH; MDH: 61 31.5
ERSH; EMDH 0.00 10.50
Derating Dominan
Kode Penyebab
3412
Sist./Komponen
BFP valve
maintenance
Kode Kontribusi

Walapun peristiwanya off line, kesiapan unit dalam RS adalah 100%, karena “Penyebab” nya
adalah factor ekonomi, bukan terkait dengan problem. Namun, jika peralatan keluar menyebabkan
unit tidak siap operasi dan mencapai beban penuh, maka status RS tersebut perlu di rubah.
Dalam contoh ini, Unit dianggap mampu 100% selama pekerjaan BFP. Status unit tidak
berubah karena unit mampu mencapai beban penuh saat dibutuhkan.
Kesiapan unit karena perbaikan BFP adalah:
Perbaikan Komponen
Perbaikan feedwater pump steam turbine membutuhkan 31,50 jam
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Contoh 6A: DERATING DITUTUP OUTAGE PENUH, BERAKHIR SEBELUM OUTAGE

PENUH
Uraian Peristiwa
Unit # 1 derating 100 MW karena feedwater heater high level trip pada 27 Feb. 9:45 a.m.
disebabkan L.P. heater tube bocor. Pekerjaan pembetulan mulai 2 Maret, 8:00 a.m. Superheater tube
bocor pada 2 Maret, 1: 15 a.m. yang menyebabkan unit trip. Pemanas Feedwater ( penyebab
derating) telah diperbaiki 4 Maret, 6:30 p.m.
Pekerjaan pembetulan superheater (penyebab outage) selesai 4 Maret, 10:00 p.m.. Unit kembali
sinkron 5 Maret, 9:22 a.m.
Laporan Peristiwa Contoh 6A

DMN (NMC) 600 600
Jenis Peristiwa: D1 U1
Mulai Peristiwa: 2/27/07 9:45 3/2/07 1:15
FDH; FOH: 63.5 (128.75)** 80.12
EFDH; EFOH 10.58 80.12
Derating Dominan
Kode Penyebab
3340 1050
Sist./Komponen
feedwater
(Perbaikan Komponen) superheater
heater
Kode Kontribusi
Mulai Pekerjaan: 3/2/07 8:00 3/2/07 12:00
Durasi Pekerjaan 58.50 58.00
Jumlah Jam Pekerja 234 600
** Nilai di dalam kurung adalah durasi total

Problem feedwater heater mempengaruhi kesiapan unit sampai outage mulai:
Sekali ditunjukkan, outage dianggap bertanggung jawab penuh thd hilangnya kesiapan. Yaitu 80.12
jam pada contoh ini.
Perbaikan Komponen
Feedwater heater tidak siap 128,75 jam, superheater tidak siap 80.12 jam.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Contoh 6B: DERATING DITUTUP OLEH OUTAGE, OUTAGE MULAI DAN BERAKHIR
SELAMA DERATING
Uraian Peristiwa
Suatu pulverizer motor gangguan pada 18 Mei, 09:45 a.m. menyebabkan derating 100 MW. Selagi
unit derated, petugas pemeliharaan menemukan water wall tube bocor, memaksa unit keluar
seketika. Hal ini terjadi 20 Mei, 6:45 p.m. Tabung dilas, dan unit kembali operasi 24 Mei, 2:42
a.m. Pekerjaan pembetulan Pulverisator masih sedang dalam proses, sehingga kemampuan unit
masih 500 MW. Unit normal pada 25 Mei, 2:30 p.m. ketika pekerjaan pembetulan pulverisator telah
diselesaikan.
Laporan Peristiwa Contoh 6B

DMN (NMC) 600 600
Mulai Peristiwa: 5/18/07 9:45 5/20/07 18:45
57+ 79.95+35.8
FDH; FOH: 79.95
(172.75)
EFDH; EFOH 15.47 79.95
Derating Dominan
Kode Penyebab
0250 1000
Sist./Komponen
(Perbaikan Komponen) Pulverizer motor, Waterwall
Kode Kontribusi
Durasi Pekerjaan 0 0
Jumlah Jam Pekerja 16 60
** Nilai di dalam kurung adalah durasi total

Outage menyela derating 79.95 jam. Derating mempengaruhi ketersediaan 57 jam sebelum outage
dan 35.80 jam setelah outage. Kerugian Ketersediaan teerkait dengan derating adalah:
[( 600 MW- 500 MW)* ( 57.00 Jam+ 35.80 Hours)]/600 MW= 15.47 Jam Derated Ekivalen
Perbaikan Komponen
Perbaikan motor pulverisator, penyebab derating, selama 172.75 jam. Pekerjaan pembetulan Bagian
Waterwall Tabung 79.95 jam.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Contoh 7: GAGAL STARTUP
Uraian Peristiwa
1 Oktober, 7:00 a.m, Unit mulai melakukan siklus 15-hour startup normal setelah PO selama dua
minggu, Pada akhir siklus normal, unit belum siap untuk sinkron karena H.P. turbine rotor vibration
berlebihan. Masalah telah diperbaiki dan Unit # 1 sinkron pada 3 Oktober, 3:00 a.m.

Nomer Peristiwa 0019
DMN (NMC) 600
Jenis Peristiwa: SF
SFH: 29
ESFH: 29
Derating Dominan 0
Daya Mampu Max. 0
Kode Penyebab
4030
Sist./Komponen
H.P. turbine
rotor
Kode Kontribusi 1
Durasi Pekerjaan 17
Jumlah Jam Pekerja *

Peristiwa Gagal Startup mulai ketika 15-hour siklus startup telah terlewati. Unit dikenai outage
paksa selama 29 jam untuk perbaikan Masalah Getaran Turbin H.P. dan masalah sinkron unit.
Perbaikan Komponen
Perbaikan Batang Rotor Turbin H.P. selama 17 jam.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Contoh 8: KONSERVASI BAHAN BAKAR
Uraian Peristiwa
10 Juni, 8:00 a.m., manajemen memutuskan untuk mengoperasikan Unit # 1 pada 50% kapasitas-
300 MW- dalam rangka menghindari potensi kekurangan bahan bakar. Jika permintaan sistem
meningkat, unit akan dikembalikan ke beban penuh. Sebab Unit tidak dibatasi oleh peralatan,
keputusan untuk operasi pada beban rendah tersebut adalah suatu masalah ekonomi.
Pada 25 Agustus, 5:00 a.m., Operator pembangkit melaporkan bahwa persediaan bahan bakarnya
tinggal sedikit dan akibatnya unit tidak bisa lagi berbeban penuh. Derating tidak direncanakan
mulai ketika bahan bakar terbatas. Kemampuan unit sebagai hasil derating adalah 300 MW.
3 September, 9:00 p.m. pasokan bahanbakar Unit telah habis dan unit dikeluarkan dari grid.
Persediaan bahan bakar baru telah dikirimkan 4 September. Unit operasi kembali pada 6 September,
4:00 p.m.

DMN (NMC) 600 600
Mulai Peristiwa: 8/25/07 5:00 9/3/07 21:00
FDH; FOH: 232 67
EFDH; EFOH: 116 67
Derating Dominan (blank) (blank)
Kode Penyebab
9130 9130
Sist./Komponen
Kode Kontribusi
Durasi Pekerjaan
Jumlah Jam Pekerja * *
Pengaruh thd Kesiapan Unit

Kesiapan tidak terpengaruh sampai pembatasan bahan bakar mencegah unit tidak bisa ke beban
penuh. Jika hal ini terjadi, kesiapan unit berkurang. Jam Derated Ekivalen untuk derating adalah
116 ([( 600 MW- 300 MW* 232.00 jam)/600]= 116). Outage bertanggung jawab 67.00 jam tak
tersedia.
Situasi yang diuraikan di atas secara khas mempengaruhi fosil dan unit hidro. Unit nuklir kadang-
kadang dioperasikan pada tingkatan dikurangi untuk "meregang inti" dalam rangka memperpanjang
waktunya untuk penambahan bensin yang berikutnya. Jika inti reaktor mampu untuk beban penuh,
keputusan untuk beroperasi pada suatu tingkat yang lebih rendah adalah masalah ekonomi dan, oleh
karena itu, tidak bisa dilaporkan untuk GADS. Ketika inti tidak bisa lagi mendukung mengisi
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
operasi sangat sempurna, derating direncanakan (PD) dilaporkan. Kondisi ini kadang-kadang
dikenal sebagai "turun ke bawah." Besar deratings ini pada umumnya meningkat incrementally dan
harus dilaporkan sebagai rangkaian peristiwa PD.
Contoh 9: Peristiwa Transisi U2 ke RS ke SF
Uraian Peristiwa
Setelah beberapa jam mengalami secrubber ID fan berlebihan, pada 3 Desember, 3:30 p.m. Unit
dikeluarkan untuk diperbaiki. Setelah masalahnya ditemukan dengan tepat, pekerjaan pembetulan
dilaksanakan. Unit siap untuk mulai melakukan siklus 15-hour startup normal nya Pada 5
Desember, 21:30 p.m.. Namun, berhubung beban rendah, Unit masuk sebagai cadangan shutdown.
Startup mulai pada 2:30 a.m. diikuti beberapa waterwall tubes retak selama startup, yang
mengharuskan perbaikan segera. Masalah Tabung terjadi pada 9:00 a.m. Pada Desember 6. Setelah
memperbaiki tabung dan suatu startup sukses, Unit sinkron pada 9 Desember, 5:00 p.m.
Nomer Peristiwa 0026 0027 0028
Nama Pembangkit: PLTU #XX PLTU #XX PLTU #XX
DMN (NMC) 600 600 600
Jenis Peristiwa: U2 RS SF
Mulai Peristiwa: 12/3/07 15:30 12/5/07 21:30 12/6/07 9:00
Selesai Peristiwa: 12/5/07 21:30 12/6/07 9:00 12/9/07 17:00
FOH; RSH; SFH: 54 11.5 80
EFOH; ERSH; ESFH: 54 11.5 80
Derating Dominan (blank) (blank) (blank)
Daya Mampu Max. 0 600 0
Kode Penyebab
8262 0000 1040
Sist./Komponen
(Perbaikan Scrubber ID Waterwall
Komponen) fan tubes
Kode Kontribusi 1
Mulai Pekerjaan: 12/3/07 16:00 * *
Selesai Pekerjaan: 12/5/07 6:30 * *
Pengaruh thd Kesiapan Unit

Di dalam urutan peristiwa ini- U2 ke RS ke SF- Ketersediaan Unit's berkurang 54.00 jam nyata
dalam kaitan permasalahan ID Fan dan 80.00 jam nyata dalam kaitan dengan kegagalan waterwall
tabung.
Perbaikan Komponen
Secrubber ID Fan terkena 38.50 jam berhubungan dengan perbaikan dan waterwall tabung dengan
80.00 jam.
** Pelaporan penyebab utama dari peristiwa Cadangan Shutdowns opsional. Di dalam contoh ini,
Arsip 02/03 telah dihilangkan.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran E-4:
METODA SINTESIS & FLEET-TYPE ROLL UP UNTUK MENGHITUNG KONDISI
DAN KINERJA BLOK
Ikhtisar
Dokumen ini akan menjelaskan metoda Sintesis dan Fleet-type Roll Up untuk mengumpulkan data
dan menciptakan statistik kondisi dan kinerja blok dari informasi kondisi dan kinerja level unitnya.
Dokumen ini berlaku hanya untuk reporter yang ingin melaporkan kondisi dan data kinerja untuk
masing2 unit pembangkit secara individu. Dokumen ini tidak berlaku bagi reporter yang
menghendaki laporan data blok secara kontinyu ke P3BS sebagai 'unit tunggal' (atau metoda
tradisional).
TOLONG DICATAT: Proses mengumpulan data kedua metoda tersebut adalah sama, didasarkan
atas level unit dasar serupa dalam semua keadaan. Perbedaan berada dalam penciptaan statistik blok
dari data level unit. IEEE 762 tidak menghendaki laporan unit terpisah dan membawa komponen
bersama-sama untuk menciptakan statistik blok unit kombinasi. Oleh karena itu, ketetapan
dokumen ini adalah metodologi NERC untuk menciptakan kondisi unit kombinasi baru dan record
kinerja yang didasarkan pada record laporan kinerja dan kondisi level unit.
Terminologi
o Blok unit kombinasi (juga dikenal sebagai "Blok") - Suatu blok memanfaatkan teknologi
pembangkitan listrik dimana listrik dan proses uap air diproduksi dari panas sisa yang terjadi dari
satu atau lebih turbin pembakaran. Dalam kebanyakan situasi, panas sisa yang ada disalurkan ke
suatu boiler uap konvensional atau ke HRSG untuk digunakan turbin uap dalam produksi listrik.
Oleh karena itu, blok siklus kombinasi terdiri dari satu atau lebih gas turbin (GT), satu atau lebih
turbin uap (ST), dan keseimbangan peralatan pembangkit yang mendukung produksi energi listrik
atau uap air.
o Unit- Setiap generator di-set sebagai sebuah "unit". Biasanya dalam siklus kombinasi, setiap
turbin gas atau mesin jet dan setiap turbin uap dipertimbangkan sebagai sebuah "unit" Setiap unit
berperan atas total pembangkitan listrik secara blok siklus kombinasi.
o HRSG- Mungkin ada satu atau lebih HRSG atau boiler sisa uap panas dalam blok siklus
kombinasi. Beberapa unit mungkin punya HRSG tunggal per GT; yang lain mungkin punya
beberapa GT yang memberi umpan HRSG tunggal. HRSG tidak menghasilkan listrik pada output
blok siklus kombinasi dan dg. demikian, HRSG adalah suatu komponen bukannya suatu unit.
o Balance of Plant- Ada peralatan lain dalam blok siklus kombinasi yang digunakan untuk
mendukung produksi listrik. Mereka tidak dihubungkan dengan bagian tertentu dari blok dan juga
diperlakukan sebagai komponen.
Dampak pada Data Disain
Unit- Data disain unit akan dilaporkan seolah-olah setiap unit sebagai generator terpisah. Artinya
setiap unit harus mempunyai nomor unit dan data disain sendiri.
Kode Penyebab
Karena setiap unit dari blok dapat mempengaruhi pembangkitan unit lain, ia dapat dikhayalkan
mempunyai situasi dimana derate dalam GT dapat menjadi kode penyebab ST. (Lihat Contoh 2 di
bawah). Dengan kata lain, kode penyebab unit akan terbuka bagi unit lain dalam blok.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Laporan Records Kondisi

Kondisi dilaporkan pada tingkat unitnya saja. Data ini akan digunakan oleh P3BS untuk
manyatukan data level blok untuk menghitung statistik perusahaan secara tradisional.
Laporan Records Kinerja
Records Kinerja akan diberitakan hanya dalam basis unit. Jika diperlukan, P3BS akan
menggunakan data tersebut untuk mengkalkulasi statistik blok dengan metoda Sintesis dan atau
Fleet-type Roll Up
Menghitung Statistik Blok (Sintesis & Fleet-Type) dari Kondisi & Kinerja Level Unitnya
Dalam Metoda Siintesis, akan banyak dijumpai dimana dua unit akan ke luar (satu outage dan
yang lain derate) dan komputer akan merealisirnya dengan penguji records kondisi unit bahwasanya
unit tidak operasi tetapi blok siklus kombinasi masih menyediakan tenaga listrik. Hal demikian
tidak terjadi jika ditinjau secara fleet-type roll up.
Tolong CATAT bahwa tidak ada hitungan ganda dalam penentuan pada blok siklus kombinasi;
Kami benar-benar memelihara dampak permasalahan dalam satu unit pada unit lain. Penambahan
dua unit mempengaruhi keseluruhan produksi listrik secara blok.
Akan ada saat ketika kode penyebab satu unit (GT#1 sebagai contoh) akan juga ditunjukkan pada
unit ke dua (ST sebagai contoh). Itu disebabkan resultan outage GT mempengaruhi produksi uap air
pada ST, yang menghasilkan ketidak-mampuan turbin uap untuk menyediakan kapasitas penuh. Ini
boleh lihat seolah-olah hitungan "ganda" (lihat Contoh # 2). Bagaimanapun, turbin uap sendiri tidak
sedang tidak perlu pembetulan dan penyebab penurunan produksi turbin uap tergantung pada titik2
hubungan turbin uap tsb pada suatu GT (tidak mengatakan yang satu, hanya "sebuah" GT). Oleh
karena itu, GT mendapatkan dua hukuman terhadap hal tsb: untuk outage (kepada GT#1
nya sendiri) dan untuk derate (pada turbin uap.) yang Nampak sebagai "hitungan ganda",
tetapi bukanlah! Ini disebabkan GT-nya yang benar-benar menyebabkan keseluruhan
penurunan (derating).
Tolong catat dua hal berikut ini:
1) Ketika GT#1 dalam outage, waktu dan penyebab outage dikaitkan dengan GT#1 via catatan
kondisi (hanya outage dihubungkan dengan GT#1!), dan
2) Derate pada ST tidak dihubungkan dengan GT#1 "secara langsung" sebab derate tersebut muncul
dengan alasan kode penyebab GT tetapi tidak mengidentifikasi GT yang mana (misal ada lebih dari
satu unit GT). Oleh karena itu, ketika komputer mengkalkulasi statistik GT#1, itu hanya melihat
outage nya, derate nya tidak. Ketika komputer mengkalkulasi statistik dalam turbin uap, melihat
derate itu disebabkan oleh GT. Oleh karena itu, GT#1 tidak dihukum dua kali, tetapi hanya satu
kali.
Di dalam statistik Kinerja NERC, dapat dilihat sebagai berikut:
GT#1 EAF=…, EFOR=…., dll
GT#2 EAF=…. EFOR=…. Dll
ST #1 EAF=…. EFOR=….. dll.
Nilai-Nilai ini akan dihitung hanya didasarkan pada arsip kondisi dan kinerja secara langsung yang
berhubungan dengan setiap unit individu. Banyaknya MWH yang dihasilkan oleh setiap unit dapat
digabungkan secara bulanan untuk menciptakan MWH yang dihasilkan secara. blok siklus
kombinasi.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Kalkulasi Ekivalen
- Metoda Sintesis
Banyaknya jam kerja (SH), jam outage paksa (FOH), dll untuk record kinerja Blok hanya dapat
diciptakan dengan penelitian arsip kondisi unit dengan kondisi asal. Prosedur ini diperlukan untuk
memastikan apakah Blok menghasilkan tenaga atau sepenuhnya offline. Dalam metoda sintesis,
penjumlahan unit FO, PO, dll tidak bisa digunakan. Sebagai contoh, jika satu GT kondisi FO,
kemudian blok masih tetap menghasilkan tenaga dan jam outage GT tidak mencerminkan record
kinerja blok sebab ini merupakan derating untuk blok, bukan blok yang outage.
- Metoda Fleet Roll-Up
Ekivalen Fleet type roll up Blok didasarkan pada energi yang dihasilkan atau hilang selama unit
siap atau tak siap. Dengan perkalian jam terhadap kapasitas tiap unit, tambahkan energi dari tiap
unit untuk menciptakan statistik secara roll up yang diperlukan pada blok itu. Ketika menggunakan
metoda ekivalen fleet type roll up harus bekerja dengan energi dalam MWH dan bukan kapasitas
dan jam sebagai kesatuan terpisah. Dalam semua kalkulasi kita dapat mengganti energi dengan
mengalikan jumlah jam tertentu dengan kapasitas maksimum unit (DMN).
Hubungan jam kerja ke periode dan jam outage harus tetap untuk unit ndividu dan untuk blok
ketika semua unit digabungkan.
Jadi, untuk masing-masing unit di dalam blok mempunyai:
SMWh= SH x Kapasitas; PMWh= PH x Kapasitas; OHWh= OH x Kapasitas
Jumlah MW-jam semua unit untuk menciptakan nilai-nilai blok itu:
(SMWh)=  (PMWh) -  (OMWh)
Aturan Khusus untuk Menghitung Data Blok dari Data Level Unit
a. Aturan Metoda Sintesis
ATURAN #1: outage blok mulai ketika CB unit terakhir keluar dan berakhir ketika CB unit ke-1
ditutup.
ATURAN #2: jumlah start nyata dan start percobaan untuk blok ditentukan oleh CB unit yang lebih
dulu menutup. Jika unit start tanpa masalah, maka ada satu percobaan start dan satu start nyata. Jika
unit pertama gagal startup dan unit kedua distart, maka Blok mempunyai dua percobaan start dan
satu start nyata.
ATURAN #3: Ketika unit RS mempengaruhi unit lain (misal GT kondisi RS mengurangi steam
pada ST nya), maka tidak ada laporan kondisi berkurangnya aliran uap air karena ST sedang
beroperasi seolah-olah dalam kondisi load following dan dapat kembali normal secepat GT kembali
operasi.
ATURAN #4: Blok sebagai RS jika satu atau lebih GT juga sebagai RS dan blok tidak sedang
bekerja. Itu berarti unit lain dari blok mungkin sedang FO, MO, atau PO.
ATURAN #5: Seperti laporan untuk jenis unit lain, berkurangnya kemampuan pada saat proses
turun menuju outages tidak dilaporkan. (Lihat Contoh # 7).
b. Aturan Metode Fleet-type Roll Up
1. Banyaknya start nyata dan start percobaan secara blok ditentukan oleh jumlah semua start nyata
dan start percobaan unit itu. Semua kondisi unit dipindahkan secara langsung ke blok. Dengan kata
lain, jika unit mengalami FO, kondisi FO tersebut juga berlaku pada blok walaupun unit lain dalam
blok mungkin masih beroperasi. Jadi, semua kondisi yang terjadi di dalam blok dapat dipelihara.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
2. RS dapat mempengaruhi unit lain (misal GT kondisi RS akan mengurangi uap air pada ST nya).
Tidak ada laporan kondisi pengurangan aliran uap air, sebab ST sedang beroperasi seolah-olah di
dalam load following dan dapat kembali ke kapasitas penuh secepat GT kembali operasi.
3. Seperti laporan untuk jenis unit lain, turun menuju outages tidak dilaporkan. Perubahan unit
secara teratur menuju outage (prosedur outage baku) dipertimbangkan sebagai proses turun menuju
beban rendah dan tidak dilaporkan melanggar hukum terhadap blok siklus kombinasi. (Lihat
Contoh # 7).
Contoh Outages dan Deratings Blok (Sintesis dan Fleet Type) dari laporan Data Level Unit.
Contoh ini diciptakan hanya untuk menggambarkan hubungan cause and effect spesifik yang
dimaksudkan hanya untuk diskusi dan boleh atau tidak mungkin terjadi pada peralatan, instalasi,
bentuk wujud atau outage kejadian sebenarnya. Tujuan contoh ini untuk menggambarkan
bagaimana satu unit outage mempengaruhi unit lain dan keseluruhan blok.
Contoh ini adalah Blok Siklus Kombinasi – BLOK-1, terdiri dari dua turbin gas, masing2 dengan
generatornya. Setiap GT mempunyai HRSG sendiri. Dua unit GT/HRSG dihubungkan melalui
suatu manifold ke turbin uap tunggal yang juga mempunyai generator sendiri. Total kapasitas listrik
kombinasi khayalan ini (BLOK-1) adalah 710 MW. Susunan Unit sebagai berikut:
GT#1 dan GT#2 masing-masing 225 MW; ST#1 260 MW; dan total (BLOK-1) 710 MW
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Contoh 1- Tiga Unit Mengalami RS Pada Waktu yang Berbeda

Laporan Peristiwa Unit
o GT#2 RS dari 1 Januari, 00:00 sampai 7 Januari, 03:15. GT#2 mampu 225 MW.
o ST#1 RS dari 3 Januari, 00:10 ke 6 Januari, 02:30. ST#1 mampu 260 MW.
o GT#1 RS dari 3 Januari, 00:15 ke 6 Januari, 02:15. GT#1 mampu 225 MW.
Diagram unit dan blok siklus kombinasi periode ini ditunjukkan di bawah:
METODA SINTESIS METODA FLEET-TYPE ROLL UP

Ringkasan Peristiwa:
Reserve Shutdown: Reserve Shutdown:
GT#1 = 74.00 jam; GT#1 = 74.00 hrs x 225 MW= 16,650 MWh.
GT#2 = 147.25 jam; GT#2 =147.25 hrs x 225 MW= 33,131.25
ST#1 = 74.33 jam; MWh.
Blok-1 = 74.00 jam. ST#1 = 74.33 hrs x 260 MW= 19.325.8 MWh.
3 peristiwa RS Blok-1:
16,650 MWh; 33,131 MWh; 19,325.80 MWh
Dampak Siklus Kombinasi (BLOK):
Blok-1 RS dari 3 Januari, 00:15 ke 6 Januari, Dampak pada Blok adalah jumlah peristiwa RS
02:15. Blok-1 mampu 710 MW. dari masing-masing ke tiga unit. Jam Blok
Catatan: ekivalennya (65,390 MWH / 710MWh) adalah
Hanya tiga peristiwa yang dilaporkan, setiap 96.80 jam.
unit satu peristiwa. Catatan:
Sepanjang RS, blok-1 tidak mengalami derates Hanya tiga peristiwa yang dilaporkan, masing-
apapun sebab masih mampu membangkitkan masing unit satu peristiwa.
710 MW tetapi tidak diperlukan untuk
melakukannya. Tidak ada pembatasan
peralatan. Hanya ada pengaturan kebutuhan
yang menyebabkan beban unit dikurangi.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Contoh 2- Satu Penyebab derates pada semua unit.

o GT#1 derate D1 dari 7 Januari, 10:00 sampai 7 Januari, 14:00. GT # 1 mampu 180 MW selama
periode ini. Kode Penyebab 3620- Trafo Utama.
o GT#2 derate D1 dari 7 Januari, 10:00 ke 7 Januari, 14:00. GT # 2 mampu 180 MW selama
periode ini. Kode Penyebab 3620- Trafo Utama.
o ST#1 derate D1 dari 7 Januari, 10:00 ke 7 Januari, 14:00. ST#1 mampu 208 MW selama periode
ini. Kode Penyebab 3620- Trafo Utama.

GT#1 derate paksa 4 jam (atau 0.80 Ekivalen o Laporan derate paksa untuk GT # 1 4Hrs x
Jam derated paksa.) 45MW= 180 MWH.
GT#2 derate paksa 4 jam (atau 0.80 Ekivalen o Laporan derate paksa untuk GT # 2 4Hrs x
ST#1 derate paksa 4 jam (atau 0.80 Ekivalen o Laporan derate paksa untuk ST # 1 4Hrs x
Blok-1 derate paksa 4 jam (atau 0.80
Ekivalen Jam derated paksa.)
Blok-1 derate D1 dari 7 Januari, pkl.1000 ke 3 derates overlap Blok-1
7 Januari, 1400. Kode penyebab 3620- Trafo o Derate paksa 4hrs x 45MW= 180MWh
Utama. Blok-1 mampu 568 MW. o Derate paksa 4hrs x 45MW= 180MWh
o Derate paksa 4hrs x 52MW= 208MWh
Blok-1 derated 568MWh (568/710= 0.80 Jam
Ekivalen)
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Contoh 3- Satu Unit Reserve Shutdown.

o GT#1 RS dari 7 Januari, 21:15 ke Januari 8 pada 05:00. GT # 1 mampu 225 MW.

GT#1 RS 7.75 jam GT#1 RS 7.75 jam x 225MW= 1743.75
Blok-1 tidak kena dampak MWH.
Blok-1 RS 1743.75 MWH (1743.75 / 710=
2.46 Jam Equiv.)
Tidak ada dampak dalam Blok-1. Blok Siklus Reserve shutdown Blok-1 1743.75 MWH
kombinasi mampu menghasilkan 710 MW. (1743.75 / 710= 2.46 Jam Equiv.)
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Contoh 4- Satu Unit outage, mempengaruhi unit lain dan mengubah jenis peristiwa.
o GT# 2Outage paksa (U1) dari 11 Januari, 07:00 ke 11 Januari, 14:45 (kode penyebab 5030-
upercharging fans). Tidak ada panas tambahan ke HRSG. GT#2 tidak siap selama periode ini.
o Sebagai hasilnya, turbin uap derate paksa (D1) dari 11 Januari, 07:00 ke 11 Januari, 14:45 (kode
penyebab 5030- supercharging fans). Unit Turbin uap mampu 130 MW selama periode ini.
o GT#2 RS dari 11 Januari, 14:45 ke 14 Januari, 03:30. GT#2 mampu 225 MW.
o ST#1 RS dari 12 Januari, 00:00 ke 12 Januari, 11:20. ST#1 mampu 260 MW.
o GT#1 RS dari 12 Januari, 00:15 ke 12 Januari, 09:30. GT#1 mampu 225 MW

GT#1 RS selama 9.25 jam. GT#1 RS 9.25 hrs x 225 MW= 2,081.25
GT#2 FO (U1) 7.75 jam dan RS 60.75 jam. MWH.
ST#1 D1 7.75 jam (atau 3.88 Ekivalen Jam GT#2 FO (U1) 7.75hrs x 225MW=1,743.75
derated paksa) dan dalam RS selama 11.33 MWH
jam. GT#2 RS 60.75 hrs x 225 MW= 13,668.75
Blok-1 derate paksa 7.75 jam (atau 3.88 MWH
Ekivalen Jam derated paksa) dan RS selama ST#1 D1 7.75 hrs x 130 MW= 1007.50
9.25 jam. MWH
ST#1 RS 11.33 hrs x 260MW= 2,945.80
MWH
Blok-1 derate dari 11 Januari, 07:00 ke 11 5 peristiwa Blok-1
Januari, 14:45. Blok-1 mampu 355 MW RS 2081.25 MWH; FO 1743.75 MWH; RS
Blok-1 RS dari 12 Januari, 00:15 sampai 12 13668.75 MWH; FO 1007.50 MWH; RS
Januari, 09:30. Blok-1 mampu 710 MW 2945.80 MWH
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Contoh 5- Unit Reserve Shutdowns diikuti Gagal startup.

o GT#1 menjalani RS dari 14 Januari, 22:15 ke 16 Januari, 04:45. GT # 1 mampu 225 MW
o ST#1 menjalani RS dari 15 Januari, 23:00 ke 16 Januari, 06:00. ST#1 mampu 260 MW
o GT#2 menjalani RS dari 15 Januari, 23:10 ke 16 Januari, 05:45. GT#2 mampu 225 MW
o GT#1 Outage Gagal Startup (SF) dari 16 Januari, 04:45 ke 16 Januari, 06:00 (kode penyebab
5030- supercharging fan). Tidak ada tambahan panas ke HRSG. GT#1 tidak siap
o Akibat GT#1 SF, ST#1 derate paksa (D1) dari 16 Januari, 04:45 ke 16 Januari, 06:00 (kode
penyebab 5030- supercharging fans). ST#1 mampu 130 MW. (Catat: ST#1 adalah dalam RS
tetapi diperlakukan seperti halnya dalam keadaan operasi.)

GT#1 RS 30.50 jam dan FO (U1) 1.25 jam. GT # 1 dalam cadangan shutdown untuk
GT#2 RS 6.58 jam. 30.50 hrs x 225 MW= 6,862.50 MWh.
ST RS 7.00 jam dan derate paksa 1.25 jam, GT # 1 dalam Outage paksa untuk 1.25 hrs x
130MW (atau 0.625 Ekivalen Jam derated 225 MW= 281.25 MWh derated.
paksa) GT#2 RS 6.58 hrs x 225 MW= 1,481.25
Blok-1 derate paksa 1.25 jam, 355MW (atau MWh.
0.63 Ekivalen Jam derated paksa) dan RS ST#1 RS 7.00 hrs x 260 MW= 1,820 MWh.
6.58 jam. ST#1 D1 1.25 jam kapasitas turun 130MW
atau 1.25 hrs x 130 MW= 162.50 MWh.
*** Catat bahwa 1 jam derates terjadi selama
RS
Blok-1 RS dari 15 Januari, 23:10 sampai 16 5 peristiwa Blok
Januari, 05:45 (ketika GT#2 sinkron). Blok-1 RS 6,862.50 MWh;
mampu 710 MW. FO 281.25 MWh;
Blok-1 derate dari 16 Januari, 04:45 ke 16 RS 1,481.25 MWh;
Januari, 06:00 disebabkan oleh SF GT#2 dan RS 1,820.00 MWh;
tidak ada uap air mengalir ke turbine uap D1 162.50 MWh
(cause kode 5030). Blok-1 mampu 355 MW.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Contoh 6- Unit Outage ke unit outage yang mempengaruhi unit lain.

o GT#2 FO (U1) dari 22 Januari, 04:40 ke 22 Januari, 04:50 (kode penyebab 5250- Kendali Lain
dan Permasalahan Instrumentasi).
o Karena FO GT#2 sangat singkat, tidak ada kehilangan aliran uap air ke turbin uap. Oleh karena
itu, unit turbin uap mampu 260 MW selama periode ini.
o GT#2 Outage paksa (U1) dari 22 Januari, 04:55 ke 22 Januari, 00:45 (kode penyebab 5250)
o Akibat GT#2 tidak menyediakan pasokan uap air, ST#1 derate paksa (D1) dari 22 Januari, 04:55
ke 22 Januari, 05:45 (kode penyebab 5250). ST#1 mampu 130 MW selama periode ini.

GT#2 FO 1.00 jam (0.17+ 0.83 jam) Turbin uap dalam derate paksa selama 0.83
ST#1 D1 0.83 jam (atau 0.42 Ekivalen Jam jam (atau 0.42 Ekivalen Jam derated paksa)
derated paksa). atau 0.83 hr x 130 MW= 107.90 MWH.
Blok-1 derate paksa 1.00 jam (0.17+0.83jam Laporan 2 outages paksa GT # 2 untuk 0.17
atau 0.47 [0.05+0.42] Ekivalen Jam derated hr x 225MW= 38.25 MWH. dan 0.83 hr x
paksa). 225 MW= 186.75 MWH.

Blok-1 derate (D1- Kode Penyebab 5250- 3 peristiwa Blok
Kendali Lain dan permasalahan FO 38.25 MWh;
instrumentasi) dari 22 Januari, 04:40 sampai FO 186.75 MWH;
22 Januari, 04:50 (ketika GT#2 keluar). D1 107.90 MWH
Blok-1 mampu 485 MW.
Blok-1 derate (D1 - Kode Penyebab 5250-
Lain Kendali Dan Permasalahan
Instrumentasi) dari 22 Januari, 0455 ke 22
Januari, 0545 disebabkan U1 GT#2 dan tidak
ada uap air ke turbin uap. Blok-1 mampu 355
MW.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Contoh 7- PO tahunan Blok Siklus Kombinasi.

o GT # 2 menjalani PO dari 24 Januari, 00:00 sampai 31 Januari, 10:00 (kode penyebab 5260-
Memeriksa Turbin Gas Utama secara seksama). GT # 2 tidak siap selama periode ini.
o Unit Turbin uap menjalani PO secara seksama dari 24 Januari, 05:15 ke 31 Januari, 11:30 (kode
penyebab 4240- bearing turbin Uap Tekanan Rendah). ST tidak siap selama periode ini.
o GT # 1 menjalani PO 24 Januari, 05:30 ke 31 Januari, 10:15 (kode penyebab 5272- Pemeriksaan
Boroscope). GT # 1 tidak mampu tenaga selama periode ini.

GT #1 PO selama 172.75 jam. GT#1 PO 172.75 hrs x 225 MW= 38,868.75
GT #2 PO selama 178.00 jam. MWH
ST PO selama 174.25 jam. GT#2 PO 178.00 hrs x 225 MW= 40,050
Blok-1 PO selama 172.50 jam. MWH
ST PO 174.25 hrs x 260 MW= 45,305
MWH

Blok-1 PO dari 24 Januari, 05:30 (ketika 3 peristiwa Blok
GT#1 keluar grid) ke 31 Januari, 10:00 PO 38,868.75 MWH;
(ketika GT#2 masuk grid). PO 40,050 MWH;
Secara Blok, keluarnya GT#2 dan ST#1 PO 45,305 MWH
tidak diperhitungkan. Derates dari
keluarnya GT#2 dan ST#1 diperlakukan
sebagai proses keluar dan tidak dilaporkan
sebagai hukuman terhadap blok.
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Statistik Peristiwa Unit dan Laporan Kinerja (Metoda Sintesis)

Untuk menguji metodologi pengumpulan data itu, kita akan mengkalkulasi statistik untuk masing-
masing unit dan blok siklus kombinasi menggunakan data dari tujuh contoh tersebut. Periode
waktunya 744 jam, dari 1 Januari, 00:00 ke 31 Januari, 24:00.
Ringkasan Data
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Statistik Peristiwa Unit dan Laporan Kinerja (Fleet Type)

Untuk menguji metodologi pengumpulan data ini, kita akan mengkalkulasi statistik untuk masing-
masing unit dan blok siklus kombinasi menggunakan data dari tujuh contoh tsb. Periode waktunya
744 jam, 1 Januari, 00:00 sampai 31 Januari, 24:00. Energi Netto diambil dari meter nya.
Ringkasan Data
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
Lampiran E-5: WAKTU STANDAR START UP/SHUT DOWN

PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
PROTAP
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT SISTEM MANAJEMEN MUTU
ISO 9001:2008
No.Dokumen PR-OPS-DOS-10 Tanggal 31 Oktober 2017

PROTAP
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
ISO 9001:2008

PROTAP
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
ISO 9001:2008

PROTAP
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
ISO 9001:2008

PROTAP
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
ISO 9001:2008

PROTAP
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
ISO 9001:2008

PROTAP
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
ISO 9001:2008

PROTAP
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
ISO 9001:2008

PROTAP
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
ISO 9001:2008

PROTAP
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
ISO 9001:2008

PROTAP
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
ISO 9001:2008

PROTAP
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
ISO 9001:2008

PROTAP
PT PLN (PERSERO)
P3B SUMATERA
ISO 9001:2008

PT PLN (PERSERO) UNIT INDUK PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN

SUMATERA
Jl. Musyawarah – Nangka Ujung/Tambusai, Kel. Labuh Baru Barat, Kec. Payung Sekaki,
Kota Pekanbaru – 28233
Telepon : (0761) 6700011 / 6700012 Website : www.pln.co.id/p3bs
Facsimile : (0761) 6700015 e-mail : p3bs@pln.co.id

2022 07 01-Protap DKPIKP Sumatera

Diunggah oleh

Hak Cipta:

Format Tersedia

2022 07 01-Protap DKPIKP Sumatera

Diunggah oleh

Informasi Dokumen

Deskripsi Asli:

Hak Cipta

Format Tersedia

Bagikan dokumen Ini

Bagikan atau Tanam Dokumen

Opsi Berbagi

Apakah menurut Anda dokumen ini bermanfaat?

Apakah konten ini tidak pantas?

Hak Cipta:

Format Tersedia

2022 07 01-Protap DKPIKP Sumatera

Diunggah oleh

Hak Cipta:

Format Tersedia

PT PLN (PERSERO)

PROTAP DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT

(Halaman ini sengaja dikosongkan)

KATA PENGANTAR .......................................................................................................................... iii

E.4.2.1. OUTAGE ................................................................................................. 15

Lampiran E-1C: RINCIAN KODE PENYEBAB KONDISI PEMBANGKIT - PLTGU78

B. KELENGKAPAN DOKUMEN PROTAP

B.1.1. LEMBAR PENGESAHAN PLN PUSAT

(Halaman ini sengaja dikosongkan)

B.1.2. LEMBAR PENGESAHAN PLN UIP3BS

(Halaman ini sengaja dikosongkan)

B.1.3. LEMBAR PENGESAHAN PLN UIK SBU

(Halaman ini sengaja dikosongkan)

B.1.4. LEMBAR PENGESAHAN PLN UIK SBS

(Halaman ini sengaja dikosongkan)

B.1.5. LEMBAR PENGESAHAN PLN UIW BABEL

(Halaman ini sengaja dikosongkan)

B.2. DAFTAR DISTRIBUSI

B.2.1 DAFTAR DISTRIBUSI INTERNAL

B.2.2 DAFTAR DISTRIBUSI EKSTERNAL

B.3. NOMOR PENGENDALIAN DOKUMEN

B.3. CATATAN PERUBAHAN DOKUMEN

1. Perubahan nama organisasi dan

1. Perubahan nama organisasi dan

*) Catatan : Ruang/Space ini dapat disesuaikan dengan kebutuhan.

pengelolaan transaksi tenaga listrik di sistem Sumatera termasuk didalamnya pengelolaan

C.3. MAKSUD DAN TUJUAN

D. PROSEDUR TETAP DEKLARASI KONDISI PEMBANGKIT

D.1. RUANG LINGKUP

PEMBANGKIT DERATING (PARTIAL OUTAGE)

1. SD - Scheduled Derating, meliputi:

2. DE - (Scheduled) Derating Extension, meliputi:

PDE– Planned Derating Extension

3. FD - Forced Derating, meliputi:

D.2. DEKLARASI DAN KONFIRMASI KONDISI PEMBANGKIT

d) IPP, Sewa dan Excess Power:

d) IPP, Sewa dan Excess Power:

d) IPP, Sewa dan Excess Power:

D.2.2. TATA-CARA PELAPORAN KONDISI PEMBANGKIT

D.2.3. TATA-CARA PELAPORAN PERINTAH DISPATCH

E. PROSEDUR TETAP PERHITUNGAN INDIKATOR KINERJA PEMBANGKIT

E.1. RUANG LINGKUP

Terdapat 4 metode perhitungan Indikator Kinerja Pembangkit yang disepakati, yaitu:

PER UNIT PEMBANGKIT UNIT PEMBANGKIT GABUNGAN

** Formula OMC digunakan untuk menghitung kinerja pembangkit tanpa peristiwa-peristiwa

E.2. DIAGRAM KONDISI (STATUS) UNIT PEMBANGKIT

Gambar-1. Pengelompokan Status Unit Pembangkit

E.3. PERPINDAHAN KONDISI PEMBANGKIT YANG DIIZINKAN

Tabel-E.3.: Perpindahan Kondisi Yang Diizinkan

E.4.2. STATUS AKTIF

PE – Planned Outage Extension: yaitu outage perpanjangan yang direncanakan sebagai

MO – Maintenance Outage: yaitu keluarnya pembangkit untuk keperluan pengujian, pemeliharaan

ME – Maintenance Outage Extension: yaitu outage perpanjangan yang direncanakan sebagai

DE – Derating Extension: adalah perpanjangan dari PD atau MD yang melampaui tanggal

• MDE – Maintenance Derating Extension: adalah pemeliharaan lanjutan yang

E.4.2.3. OVER RATING

E.4.2.4. RESERVE SHUTDOWN (RS) DAN NON CURTAILING (NC)

E.4.3. CATATAN OUTAGE DAN DERATING

a). Outside Management Control (OMC) Outage