RISALAH PROYEK KENDALI MUTU - intra.kiec.co.idintra.kiec.co.id/sinova/wp-content/uploads/2018/01/E4.-PKM-Maleo-PT... · Berdasarkan stratifikasi tema, dengan mempertimbangkan aspek

TEMU KARYA MUTU & PRODUKTIVITAS NASIONAL XXI

DAN INTERNATIONAL QUALITY & PRODUCTIVITY CONVENTION 2017

PT DONGGI SENORO LNG – PKM MALEO

Nama Proyek

Fungsi

UO/UB/AP

Direktorat

Ketua

Sekretaris

Anggota

Fasilitator

Didirikan

Jumlah Tema Yang

Diselesaikan

:

:

:

:

:

:

:

:

:

:

PKM MALEO

Operation

PT Donggi Senoro LNG

Operations

Johar Ahadi (Operations)

Hary Nugroho (Operations)

1. Bath Sius Paul R (Operations)

2. Palaguna (Operations)

Yusup Mansyur (Process Engineering)

2016

2

OVERVIEW BISNIS PT Donggi Senoro (DSLNG) adalah perusahaan penghasil gas alam cair yang merupakan salah satu proyek dalam Master Plan Percepatan Pembangunan Ekonomi Indonesia (MP3EI). Perusahaan didirikan sebagai perusahaan penanaman modal asing dengan para pemegang saham Pertamina Hulu Energi (29%), PT Medco LNG Indonesia (11.1%) dan Sulawesi LNG Development Ltd. (59.9%). Perusahaan didesain dengan kapasitas pengolahan plant adalah 335 MMScfd gas alam dengan produk 2.1 juta ton LNG per tahun. Visi perusahaan adalah “To be safe and reliable provider of LNG”

STRUKTUR ORGANISASI

LINGKUP KERJA GUGUS Production/Operation - Merencanakan dan mengoperasikan

plant sesuai dengan standard an rekomendasi yang ditetapkan

- Melakukan optimasi produksi LNG Engineering/Technical Service Melakukan evaluasi variable proses, melakukan simulasi serta memberikan rekomendasi perubahan parameter operasi untuk optimasi produksi LNG

Kegiatan PKM Maleo Periode kegiatan

Jumlah Pertemuan

Kehadiran Rata-rata

:

:

:

Maret – Agustus 2016

Mingguan

95%

Jadwal Kegiatan

Daftar Kehadiran

Plant Manager

Operation Manager Technical Service Manager

Superintendent

Supervisor Shift trainer Specialist

Senior Process Engineer

Planner Specialist

Operator

Process Control Engineer

1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4RencanaRealisasiRencanaRealisasiRencanaRealisasiRencanaRealisasiRencanaRealisasiRencanaRealisasiRencanaRealisasi

DO

CHECK

ACTION

JuliPDCA LANGKAH KEGIATAN Agustus

7. Standarisasi

Maret April Mei Juni

2. Menetapkan Faktor-faktor Penyebab

3. Menetapkan Penyebab Dominan

4. Merencanakan Perbaikan

5. Melaksanakan Perbaikan

6. Mengevaluasi Hasil

PLAN

1. Menentukan Tema dan Sasaran

No1 Johar Ahadi - - H H H H C C C C H H H H C C C C H H H H C C2 Hary Nugroho - - H H H H C C C C H H H H C C C C H H H H C C3 Bath Sius Paul R - - H H H H C C C C H H H H C C C C H H H H C C4 Palaguna - - H H H H C C C C H H H H C C C C H H H H C C5 Yusup Mansyur - - H H C C C C - - H H C C C C - - H H C C - -

Juni Juli AgustusNama Maret April Mei

RISALAH PROYEK KENDALI MUTU

: Rencana : Realisasi

H : Hadir C : Cuti (Off Rotasi)




I.1. Inventarisasi Masalah

PKM Maleo menginventarisasi beberapa permasalahan & pengaruhnya:

No Masalah Margin Lingkungan Losses

1 Produksi LNG tidak optimal karena adanya fluktuasi kondisi operasi saat perubahan mode operasi

√ √ √

2 Flaring Boil off gas (BOG) recovery pada saat LNG loading √ √

3 Flaring gas dari Scrub Column saat start-up unit √ √

No Program Identifikasi Potensial Durasi

(Bulan) Biaya (USD) Saving/revenue (USD)

1 Produksi LNG tidak optimal karena adanya fluktuasi kondisi operasi saat perubahan mode operasi

-

Potensi penambahan produk LNG ±1.550 m3/hari atau setara 22,9 jt USD/tahun

6

2 Flaring Boil off gas (BOG) recovery pada saat LNG loading - ±5 MMScfd BOG atau

setara 3,4 jt USD/tahun 6

3 Flaring gas dari Scrub Column saat start-up unit > 1 jt < 0,5 jt USD/tahun 12

I.2. Stratifikasi Masalah

Stratifikasi masalah dilakukan berdasarkan evaluasi cost & saving/revenue dan durasi waktu

pelaksanaan proyek sebagai berikut:

I.3. Latar Belakang Pemilihan Tema

Berdasarkan stratifikasi tema, dengan mempertimbangkan aspek cost & saving/revenue proyek dan waktu yang diperlukan untuk pelaksanaannya maka tema proyek yang paling memberikan keuntungan dan paling cepat (feasible) dapat dilaksanakan adalah:

” Memaksimalkan produksi LNG dengan modifikasi Mode Operasi Dual Mode menjadi Single Mode”

Dengan alasan pemilihan tema:

- Prioritas pertama yang dipilih berdasarkan diagram pareto impact dan estimasi waktu penyelesaian

- Mengatasi tidak optimalnya produksi LNG dan meminimalkan potensi process safety incident

- Meningkatkan utility factor LNG plant

0%

25%

50%

75%

100%

0

10

20

1 2 3

Reve

nue/

Savi

ng (J

uta

USD

/tah

un)

Tema Benefit Persentase Revenue/Saving Kumulatif

0%

25%

50%

75%

100%

0

6

12

18

24

1 2 3

Estim

asi W

aktu

Pe

nyel

esai

an

(Bul

an)

Tema Estimasi Waktu PenyelesaianPersentase Waktu Penyelesaian

PLAN I. MENENTUKAN TEMA SASARAN




I.4. Ilustrasi/Ringkasan

PT DSLNG merupakan perusahaan penghasil LNG pertama yang didirikan dengan skema “Down

Stream Business Scheme” berdasarkan undang-undang No. 22 tahun 2001 yang mana

pengembangannya terpisah antara sisi upstream (explorasi gas) dan sisi downstream (pencairan

gas). Sebagai perusahaan penghasil LNG, DSLNG memiliki perjanjian jual beli gas dengan penjual

(pihak upstream) yang tertuang dalam Gas Sales Agreement (GSA) dan juga perjanjian jual beli

LNG dengan pembeli yang tertuang dalam Sales and Purchase Agreement (SPA). Untuk memenuhi

kewajiban sesuai dengan kesepakatan yang tertuang di dalam perjanjian tersebut maka DSLNG

harus menjaga stabilitas operasi agar dapat mengolah gas dan menghasilkan produk LNG sesuai

dengan target yang telah ditetapkan. Namun kondisi pada kondisi aktual, kapasitas pengolahan dan

produksi LNG tidak bisa stabil dan optimal dikarenakan desain sistem mode operasi plant yang

diaplikasikan

Plant DSLNG pada awalnya didesain berdasarkan filosofi operasi “Dual Mode” yaitu “Holding Mode”

dan “Loading Mode”. Mode operasi “Holding Mode” diaplikasikan pada saat plant beroperasi dan tidak

ada aktivitas muat produk LNG dari tanki ke kapal sedangkan mode operasi “Loading Mode”

diaplikasikan pada saat ada proses muat produk LNG dari tanki ke kapal. Permasalahan yang terjadi

saat ini, pada saat proses perubahan mode operasi dari “Holding” ke “Loading” dan sebaliknya selalu

menimbulkan fluktuasi operasional dikarenakan adanya perbedaan parameter khususnya pada laju

alir feed gas yang diolah dan outlet temperature Main Cryiogenic Heat Exchanger (MCHE) sebagai

parameter utama. Perubahan mode operasi ini juga akan berimbas langsung pada operasional pihak

eksternal upstream sebagai supplier gas yang mengalirkan bahan baku gas ke DLSNG karena pada

saat mode operasi “Loading”, DSLNG harus menurunkan laju alir feed gas dari 335 MMScfd menjadi

±310 MMScfd. Dengan frekuensi fluktuasi operasi yang akan selalu terjadi pada saat ada aktifitas

pengapalan LNG, hal ini berpotensi meningkatkan resiko gangguan operasi yang dapat berimbas

pada penurunan kehandalan peralatan-peralatan di plant dan penurunan kapasitas rata-rata

pengolahan gas yang pada akhirnya dapat berakibat pada tidak tercapainya target produksi dan

komitmen pengiriman cargo LNG. Di sisi eksternal tentunya hal ini dapat berpotensi menurunkan

kepercayaan dan reputasi perusahaan di mata pembeli LNG (buyer) dan penjual (supplier) gas terkait

dengan kinerja DSLNG. Untuk itu perlu upaya perbaikan bagaimana dapat mempertahankan dan

meningkatkan kapasitas operasional plant sehingga target dan komitmen yang telah ditetapkan dapat

tercapai

280

300

320

340 16.000

14.000

12.000

10.000

8.00024-04-1617-04-1610-04-1603-04-1627-03-16

-12%

-11%

Feed Gas (MMScfd) LNG Product (M3/day)

Feed

gas (

MM

Scfd

)

LNG

Prod

uct (

M3/

day)

Saat transisi dari dari “Holding” ke “Loading Mode”




I.5. Analisis Historis

No Faktor Penyebab Gangguan Stabilitas Operasi dan Penurunan Produksi LNG

Frekuensi (rata-rata kejadian/bulan)

1 Perubahan Mode Operasi 3 2 Suplai gas dari upstream turun 1

3 Gangguan operasi karena kehandalan peralatan (equipment failure) 1

4 Kualitas gas off spec 0 *) Data berdasarkan historical record operasi Jan-April 2016

Dalam pelaksanaan proyek, sesuai dengan kompetensi masing-masing fungsi bertanggung jawab

dan memberikan kontribusi sebagai berikut:

1. Operation

- Mengoperasikan plant sesuai dengan parameter operasi yang telah ditetapkan

- Memberikan masukan permasalahan dan kendala dan limitasi operasional

2. Process Engineering/Technical Service

- Melakukan pre-evaluasi dan permodelan perubahan kondisi operasi

- Melakukan evaluasi pemetaan permasalahan dan limitasi peralatan

- Memberikan rekomendasi batasan operasi (operating window)

- Menyelesaikan proses administrasi dan standarisasi pasca modifikasi

I.6. Diagram Alir Produksi LNG




I.8. Sasaran Mutu

FAKTOR SASARAN PREDIKASI MANFAAT POTENSIAL

PREDIKSI MASALAH POTENSIAL

Q

QUALITY Meminimalkan fluktuasi kondisi operasi

Menjaga stabilitas operasi dan kualitas produk LNG

Fluktuasi kondisi operasi yang selalu terjadi saat ada aktifitas loading LNG berpotensi memberikan dampak negatif pada kualitas produk

Q

QUANTITY

Meningkatkan kapasitas produksi LNG

DSLNG beroperasi dengan kapasitas maksimal Memenuhi KPI yang telah ditentukan

Target tidak tercapai apabila plant tidak beroperasi optimal

C

COST

Meminimalkan potensi kehilangan produksi karena plant dapat beroperasi pada kapasitas maksimum >335 mmscfd

Keuntungan bagi perusahaan

Potensi revenue dan keuntungan berkurang apabila plant tidak beroperasi maksimum

D

DELIVERY

KPI dapat terpenuhi sesuai jadwal KPI tercapai

KPI berpotensi tidak terpenuhi

S

SAFETY

Stabilitas operasi yang terjaga dapat mengurangi resiko process safety incident

Proses operasi yang stabil dan aman

Fluktuasi operasi yang rutin terjadi bisa berpotensi overlook dan missed response operator

M

MORALE

Meningkatkan pola pikir produktif dan efisien

Berpikir kritis terhadap permasalahan yang berpotensi mengakibatkan kerugian

Rasa kurang puas apabila target tidak tercapai pencapaian produksi LNG kurang optimal

Komentar:

Luwuk, 30 Juni 2016

Operations Superintendent

Johar Ahadi




II.1. Diagram Tulang Ikan

II.2. Analisa Hubungan Sebab Akibat

Problem for Opportunity Cause Standard Fact Remarks

Gangguan stabilitas operasi dan penurunan produksi LNG

A

Konfigurasi sistem kontrol "Loading Mode" akan menyebabkan turunnya laju alir feed gas sehingga produk LNG yang dihasilkan juga akan turun

Design kapasitas feed adalah 335 mmscfd

Pada saat berlangsung aktifitas loading LNG kapasitas unit turun sebesar 8-11%

B

Belum ada prosedur/cara untuk mengoptimalkan produksi LNG

Kapasitas unit harus diturunkan saat berlangsung aktifitas loading LNG

Secara overall plant tidak beroperasi maksimum

C

Miss Response operator saat melakukan pengaturan kondisi operasi

Sesuai dengan prosedur, pada saat ada aktifitas loading LNG maka mode operasi diubah menjadi Loading Mode

Secara kumulatif kapasitas dan produk LNG mengalami penurunan

Variabel operasi cukup complex sehingga memerlukan respon yang dinamis

AlatOrang

BahanLingkunganCara

Gangguan stabilitasoperasi dan penurunan

produksi LNG

Temperatur udara(ambient

temperature) berpengaruh

terhadap kinerjacooler & condensor

Fluktuasi operasi yang berulangberpotensi menimbulkan overlook dan penurunan kewaspadaan bagi

panel operator

DSLNG plant didesaindengan mengadopsi “Dual Mode” operasi

Kofigurasi sistem kontrol“Loading Mode” bekerja denganmenurunkan laju alir feed gas

Kualitas gas off spec

Miss response operator

Suplai gas dariupstream turun

Prosedur “Loading Mode” diaktifkansaat proses loading LNG

Pengaturan operasidilakukan sesuaidengan prosedur

Gangguan padaRefrigerant compressor

Low suction temperature at MR compressor

280

300

320

340

18-04-1611-04-1604-04-1628-03-16

-12%

-11%

16.000

14.000

12.000

10.000

8.00025-04-16

LNG Product (M3/day)Feed Gas (MMScfd)

(MMScfd) (M3)

Saat perubahan dariHolding ke Loading Mode

PLAN II. MENCARI FAKTOR PENYEBAB MASALAH




III.1. Analisa Penyebab Dominan

No Akar Penyebab Masalah (Presumption) Hasil Uji Lapangan (Actual Condition)

A Konfigurasi sistem kontrol "Loading Mode"

Kondisi aktual sesuai dengan design engineering, saat ini terdapat dua mode operasi yaitu Holding dan Loading Mode. Jika Loading Mode diaktifkan maka secara otomatis terjadi perubahan kondisi operasi dimana laju alir feed gas turun ± 8-11%. Perubahan laju alir feed gas memberikan dampak langsung pada peralatan-peralatan kritis lainnya sehingga terjadi fluktuasi kondisi operasi dan dapat memberikan dampak lebih lanjut terhadap performa plant

B Belum ada prosedur/cara untuk mengoptimalkan produksi LNG

Sesuai prosedur, mode operasi akan diubah ke Loading Mode saat ada ada aktifitas loading LNG

C Miss response operator

Miss response operator merupakan resiko yang mungkin terjadi karena dengan adanya dual mode operasi menyebabkan perubahan kondisi operasi yang cukup significant dan fluktuasi kondisi operasi akan selalu terjadi berulang setiap ada aktifitas loading LNG ke kapal

Evaluasi Faktor Penyebab Masalah dengan metode Failure Mode & Effect Analysis (FMEA)

No Akar Penyebab Masalah (Presumption)

Probability/Occurrence

Risk Detection Severity RPN

A Konfigurasi sistem kontrol "Loading Mode" 6 3 3 54

B Belum ada prosedur/cara untuk mengoptimalkan produksi LNG 6 2 3 36

C Miss response operator 2 3 3 18

108

Evaluasi dengan menggunakan diagram pareto

menunjukkan bahwa faktor penyebab dominan

yaitu item Alata (A) “Konfigurasi system control Loading Mode”. Faktor tersebut menyumbang

kontribusi yang significant sebesar 50% terhadap

masalah penurunan produk LNG. Namun

penyebab masalah yang lain (Metode, Manusia)

akan ditanggulangi oleh gugus dengan sasaran

tercapai 100 %

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0

20

40

60

80

100

A B C

RPN

coun

t

Faktor Penyebab Masalah

RPN Count Cum %

PLAN III. MENENTUKAN PENYEBAB DOMINAN




III.2. Alternatif Perbaikan

Faktor Penyebab Alternatif Perbaikan

Pilihan Perbaikan

Alternatif Pilihan Perbaikan mencakup Aspek QQCDSM

A Konfigurasi sistem kontrol "Loading Mode"

a. Meningkatkan

kapasitas unit untuk mekompensasi penurunan kapasitas pada saat loading LNG

b. Melakukan modifikasi pada mode operasi dengan penurunan rundown temperature sehingga kapasitas pengolahan plant dapat dipertahankan seoptimal mungkin

Dipilih alternatif b, karena paling sedikit biaya dibutuhkan, kemudahan dalam penanggulangan dan waktu perbaikan yang relatif singkat

Q (Quality) Kondisi operasi lebih stabil sehingga dampak negative ke kualitas produk dapat diminimalkan. Q (Quantity) Potensi peningkatan produksi ±8% dapat dimaksimalkan C (Cost) Peningkatan revenue dan keuntungan bagi perusahaan karena LNG plant dapat beroperasi pada kapasitas maksimum. D (Delivery) Pengaturan kondisi operasi lebih handal. S (Safety) Meminimalisir potensi process safety incident M (Morale) Tidak ada keraguan lagi apabila ada aktifitas LNG loading

B Belum ada prosedur/cara untuk mengoptimalkan produksi LNG

C Miss response operator

Paper Work




IV.1. Merencanakan Penanggulangan dengan metode 5W1H

No

WHY HOW WHERE WHEN WHAT WHO

PENYEBAB DOMINAN PENANGGULANGAN LOKASI WAKTU SASARAN P.JAWAB

1 Konfigurasi sistem kontrol "Loading Mode"

Simplifikasi mode operasi dan melakukan

adjusment pada rundown

temperature LNG

MCR 05.2016

Plant dapat beroperasi stabil pada kapasitas min.335 mmcfd

pada saat berlangsung loading LNG

PIC : Johar A

Aggt: B.S. Paul R, Palaguna

2 Belum ada prosedur/cara untuk mengoptimalkan produksi LNG

PIC: Hary N

Aggt: Palaguna

3

Miss response operator

Process trial optimalisasi produksi saat proses loading LNG

Meminimalkan intervensi operator dengan menjaga kondisi operasi steady

PIC: Yusup M

Aggt: B.S Paul R, Palaguna

IV. Hal-hal yang perlu diperhatikan pada saat melakukan perbaikan

No Uraian Batasan Keterangan

1 Benzene content di overhead srub column

< 1,0 ppm (mol/mol) Terdapat online analyser sebagai referensi

2 C5+ di overhead scrub column < 0,075 %mol

PLAN IV. MERENCANAKAN PENANGGULANGAN

Luwuk, 28 April 2016

Pengusul PKM Maleo

Fasilitator, Ketua,

( Yusup Mansyur ) ( Johar Ahadi ) Menyetujui untuk dilakukan perubahan

Operation Senior Manager,

( Kong Thee Ho )




V.1. Pelaksanaan Penanggulangan

FAKTOR SEBELUM PERBAIKAN LANGKAH PERBAIKAN HASIL PERBAIKAN

ALAT A Konfigurasi sistem kontrol "Loading Mode"

Simplifikasi mode operasi dan melakukan adjusment pada rundown temperature LNG

Standing order operation (IFI-OPE-WQA-COR-COR-2017-0003)

Work Instruction LNG loading procedure (OPE-WIN-289-v1.0-LNG Loading Procedure)

METODE B Belum ada prosedur/cara untuk mengoptimalkan produksi LNG

Membuat SOP/Standing Order dan update procedure untuk optimalisasi produksi LNG saat loading LNG

MANUSIA C Miss response operator

Meminimalkan intervensi operator dengan simplifikasi mode operasi

Sosialisasi SOP dan procedure

V.2. Pengamatan Proses Saat Penanggulangan

Bulan Feed Rata-rata produksi LNG Bulan Feed Rata-rata produksi LNG (MMScf) (M3) (Tonnes) (MMScf) (M3) (Tonnes)

Jan-16 9578 384106.9 175182 Sep-16 10724 446087.99 202545 Feb-16 9624 399623.49 182587 Oct-16 11000 454029.72 206106 Mar-16 10296 427418.97 195452 Nov-16 10673 444782.99 201397 Apr-16 8910 367287.17 167417 Dec-16 9891 396274.83 179894

Rata-rata 9,602 394,609 180,160 10,572 435,294 197,486

DO V. MELAKSANAKAN PENANGGULANGAN




VI.1 Perbandingan Faktor Penyebab Dominan Sebelum dan Sesudah Penanggulangan

FAKTOR SEBELUM PENANGGULANGAN SESUDAH PENANGGULANGAN

ALAT Konfigurasi sistem kontrol "Loading Mode"

Kapasitas unit dapat dipertahankan saat berlangsung aktifitas loading LNG

METODE Belum ada prosedur/cara untuk mengoptimalkan produksi LNG

Kondisi operasi dapat dioptimalkan sesuai dengan SOP/Standing order IFI-OPE-WQA-COR-COR-2017-0003

MANUSIA Miss response operator

Intervensi operator dapat diminimalkan dan kondisi operasi dapat dipertahankan steady saat berlangsung aktifitas loading LNG

VI.2 Grafik Perbandingan Sebelum dan Sesudah

Sebelum Perbaikan Sesudah Perbaikan Keterangan

- Kapasitas pengolahan

dapat meningkat ±10%

- Kondisi operasi dapat

dipertahankan stabil dan

steady

VI.3 Tabel & Diagram Pareto Penyebab Masalah Sebelum dan Sesudah Penanggulangan

Sebelum Perbaikan Sesudah Perbaikan

Apr 16

Feb 16Jan 16

10.1%

9,891

9,578

Mar 16

10,572

10,296

Sep 16

Dec 16Nov 16Oct 16

Avg Q1

Avg Q3

8,9109,602

10,72411,000

10,673

9,624

Monthly feed gas (MMScf)

Dec 16Avg Q3

384,107Jan 16399,623

427,419367,287

394,609446,088454,030444,783

396,275435,294

10.3%Oct 16Sep 16Avg Q1Apr 16

Mar 16Feb 16

Nov 16

Monthly LNG product (M3)

280

300

320

340

18-04-1611-04-1604-04-1628-03-16

-12%

-11%

16.000

14.000

12.000

10.000

8.00025-04-16


(MMScfd) (M3)

Saat perubahan dariHolding ke Loading Mode

250

300

350

400

8.000

14.000

16.000

12.000

10.000

14-11-16 21-11-1631-10-16 07-11-16


MMScfd M3

0%

50%

100%

020406080

100

A B C

RPN

cou

nt

Faktor Penyebab Masalah

RPN Count Cum %

0%

50%

100%

020406080

100

A B C

RPN

cou

nt

Faktor Penyebab Masalah RPN Count Cum %

CHECK VI. MEMERIKSA HASIL

Sebelum Perbaikan

Sebelum Perbaikan

Setelah Perbaikan

Setelah Perbaikan




VI.4. Diagram Alir

Sebelum Perbaikan Sesudah Perbaikan

VI.5. Pencapaian Target Ditinjau Dari QQCDSM

Faktor Sebelum Penanggulangan Target Sesudah

Penanggulangan

Pencapaian

Target

Q

QUALITY

Selalu terjadi fluktuasi kondisi operasi yang berpotensi memberikan dampak negatif terhadap kualitas produk

Meminimalkan fluktuasi kondisi operasi

Kondisi operasi lebih stabil

100 %

Q

QUANTITY

Pada saat aktifitas oading LNG terjadi penurunan kapasitas sehingga plant tidak dapat beroperasi maksimum

Meningkatkan kapasitas produksi LNG

Berhasil mempertahankan kapasitas pengolahan pada saat berlangsung aktifitas loading LNG dengan peningkatan kapasitas sebesar ±10%

C

COST

Plant tidak dapat beroperasi pada kapasitas optimum

Meminimalkan potensi kehilangan produksi karena plant dapat beroperasi pada kapasitas maksimum >335 mmscfd

Potensi kehilangan produksi dapat dihindari.

D

DELIVERY

Plant beroperasi tidak sesuai dengan target pengolahan

KPI dapat terpenuhi sesuai jadwal

Plant beroperasi melebihi target pengolahan

S

SAFETY

Fluktuasi operasi dapat menyebabkan kerusakan peralatan dan meningkatkan potensi resiko process safety

Stabilitas operasi yang terjaga dapat mengurangi resiko process safety incident

Kehandalan peralatan operasi lebih terjamin

Menurunkan potensi resiko process safety

M

MORALE

Belum terpikirkan peningkatan kapasitas plant dan produk LNG

Meningkatkan pola pikir produktif dan efisien

Pola pikir hemat dan efisien

START

FEED RATE

DRYER / MRU

LOADING

LIQUEFACTION

END

OPS ADJUSTMENT

Y

N

START

FEED RATE

DRYER / MRU

LOADING

LIQUEFACTION

END

Y

N




Perhitungan Keekonomian:

2016 Year to Date Total Feed = 122.076 MMScf

= 135.924.520 MMBtu

2016 Year to Date produk LNG = 118.229.670 MMBtu

1 cargo LNG @125.000 M3 = 2.950.000 MMBtu

Total cargo tahun 2016 = 40 cargo

Basis KPI 2016 = 36 cargo

Penambahan cargo = 4 cargo LNG

= 4 x 2.950.000 MMBtu

= 11.800.000 MMBtu

Penambahan revenue = 7,81 US$/MMBtu x 11.800.000 MMBtu

= 92,18 juta US$ ~ Rp. 1,19 T

Dampak lain setelah penanggulangan masalah :

1. Peningkatan produk LNG 2. Plant DSLNG dapat beroperasi dengan kapasitas maksimum 3. Peningkatan profit perusahaan dan utilisasi peralatan 4. Apresiasi dari Managemen DSLNG

HASIL PERBAIKAN INI DIDUKUNG OLEH : OPERATION SENIOR MANAGER Luwuk, 30 Mei 2017

Kong Thee Ho

TECHNICAL SERVICE ENINEERING SENIOR MANAGER Luwuk, 10 Juni 2017

Sutarto




VII.1 Standar Masukan

Standar Masukan Tindakan Pelaksanaan

Kapasitas unit dapat

dipertahankan pada saat

berlangsung aktifitas loading

LNG

- Modifikasi pada mode operasi

- Adjustment pada rundown

temperature LNG

- Mode operasi tetap pada

Holding Mode

- Rundown temperature LNG

dijaga -157oC

VII.2 Standar Proses

STANDAR PROSES Indikator dan Ukuran Keberhasilan

Unit 011

- Laju alir feed gas tetap dipertahankan optimal ±350 – 360

MMScfd

Unit 041

- Temeprature rundown LNG dijaga -157 sampai dengan -

159oC

- Operasional kolom fraksinasi dijaga stabil

Unit 051

- Memastikan performa compressor masih normal pada

mode operasi temperature control

- Load helper motor compressor masih normal < 98%

Kapasitas unit dapat

dipertahankan optimal pada saat

berlangsung aktifitas loading LNG

VII.3 Standar Hasil

STANDAR HASIL JAMINAN PELAKSANAAN

1. Kapasitas plant dapat dipertahankan

optimal pada saat berlangsung aktifitas

loading

2. Penambahan lifting cargo LNG

3. Kondisi operasi lebih stabil dan fluktuasi

operasi dapat diminimalkan

4. Kehandalan peralatan lebih baik

Pelaksanaan pekerjaan mengacu pada:

1. Standing order operation (IFI-OPE-WQA-

COR-COR-2017-0003)

2. Work Instruction LNG loading procedure

(OPE-WIN-289-v1.0-LNG Loading

Procedure)

3. MOC (No. DS-MOC-A300-011-Proc-023)

ACTION VII. STANDARISASI




Dari Hasil implementasi kegiatan PKM Maleo dapat diperoleh kesimpulan dan pencapaian sebagai berikut :

Faktor Kesimpulan

Q QUALITY

Kualitas produk LNG dapat terjaga dengan stabilitas operasi yang lebih baik

Q

QUANTITY

Kapasitas pengolahan dapat dipertahankan optimal pada saat berlangsung aktifitas loading LNG dan secara overall meningkatkan kapasitas sebesar ±10%

C COST

Penambahan 4 cargo LNG yang setara dengan revenue Rp 1,19 Triliun selama 1 tahun (Rp 3.26 Milyar/hari)

D DELIVERY

KPI DSLNG dapat terpenuhi dan melebihi target (Penambahan 4 cargo LNG) dalam setahun

S SAFETY

Kehandalan peralatan proses dan menurunkan potensi process safety incident

M MORALE

Membudayakan pola pikir kritis dan produktif

KESIMPULAN DAN PENCAPAIAN

LAMPIRAN-LAMPIRAN




1. Feed

Gas umpan dari upstream yang akan diproses lebih lanjut

2. LNG Liquefied Natural Gas, gas alam cair yang merupakan final produk dari LNG plant

3. BOG

Boiled Off Gas, gas yang terbentuk dari hasil penguapan LNG cair akibat penyerapan panas

dari lingkungan sekitar penyimpanan

4. Refrigerant

Komponen yang terdiri dari senyawa murni ataupun campuran yang digunakan sebagai media

pendingin untuk proses pencairan LNG

5. Kolom Fraksinasi Peralatan yang berbentuk bejana dengan internal design tertentu yang digunakan untuk

memisahkan komponen-komponen hydrocarbon berdasarkan komposisi yang ditentukan

berdasarkan prinsip perpindahan panas dan massa

6. Scrub Column Merupakan kolom fraksinasi untuk memisahkan komponen Methane (C1) atau disebut juga

Demethanizer

Lampiran-1 DAFTAR ISTILAH




(m3) (MMBtu)1-Jan-16 337.39 14242.84 335748.92-Jan-16 336 14180.44 334625.53-Jan-16 324.77 14132.54 332949.24-Jan-16 319.64 13898.57 327944.25-Jan-16 332.67 12046.44 283457.76-Jan-16 335.36 14139.1 332981.47-Jan-16 333.45 14038.42 330727.68-Jan-16 273.46 10543.99 248390.89-Jan-16 146.99 - -13879.7

10-Jan-16 177.47 4849.63 114355.611-Jan-16 328.98 13867.37 326956.512-Jan-16 311.82 12891.88 304338.913-Jan-16 327.51 13392.69 31554514-Jan-16 310.67 12648.38 298641.315-Jan-16 334.31 13736.26 323258.116-Jan-16 335.89 14111.1 332226.817-Jan-16 252.29 8234.97 193896.518-Jan-16 273.08 10328.91 244104.719-Jan-16 337.43 14227.45 335863.720-Jan-16 339.34 14134.32 333105.421-Jan-16 330.44 12585.47 295355.222-Jan-16 326 12709.19 300469.523-Jan-16 333.68 14031.03 329721.224-Jan-16 334.5 14089.37 331837.925-Jan-16 333.12 14047.77 330774.326-Jan-16 275.6 11445.87 269633.227-Jan-16 247.71 10182.7 239873.928-Jan-16 324.48 13638.48 32126729-Jan-16 334.99 14117.41 332574.330-Jan-16 335.46 14125.07 332739.531-Jan-16 333.96 14103.04 332195.81-Feb-16 334.96 14110.25 332417.82-Feb-16 332.73 13848.14 326323.23-Feb-16 321.21 12513.61 3169384-Feb-16 332.73 13845.2 326371.45-Feb-16 335.88 14150.21 333371.16-Feb-16 336.42 14118.05 3325927-Feb-16 339.54 14159.94 333576.48-Feb-16 336.32 14060.52 331270.89-Feb-16 334.5 13987.25 329529

10-Feb-16 331.74 13860.61 326574.811-Feb-16 326.06 13437.15 31655612-Feb-16 317.19 12968.8 305233.413-Feb-16 329.14 13186.64 310698.314-Feb-16 327.93 13662.71 321957.615-Feb-16 327.36 13633.91 321273.316-Feb-16 333.57 13931.05 328229.817-Feb-16 334.67 14020.38 330288.718-Feb-16 334.11 14011.63 330095.819-Feb-16 326.36 13406.91 315828.220-Feb-16 315.68 12943.67 304605.921-Feb-16 333.71 13435.66 316459.522-Feb-16 334.34 14013.74 330152.223-Feb-16 333.36 13954.36 328792.224-Feb-16 333.22 13950.41 328706.325-Feb-16 333.58 13933.16 328282.226-Feb-16 335.52 14046.89 330938.427-Feb-16 336.74 14121.33 332672.128-Feb-16 337.6 14169.01 333810.629-Feb-16 338.31 14142.3 333192.21-Mar-16 334.01 13746.93 3238322-Mar-16 327.54 13505.29 318018.83-Mar-16 335.35 13588.92 3201234-Mar-16 335.64 14163.45 333670.55-Mar-16 335.46 14030.97 3305766-Mar-16 333.56 13966.88 329036.47-Mar-16 333.93 13993.34 329668.28-Mar-16 334.43 14016.28 330230.59-Mar-16 332.09 13891.47 327285.1

10-Mar-16 328.31 13519.65 318419.311-Mar-16 313.08 12721.83 299652.312-Mar-16 337.13 13789.69 324821.313-Mar-16 339.59 14285.17 336493.614-Mar-16 338.16 14190.14 334275.815-Mar-16 337.03 14123.63 332747.316-Mar-16 334.51 14017.72 330159.717-Mar-16 334.11 13869.69 32670718-Mar-16 317.8 11781.53 30960119-Mar-16 314.24 12954.77 304736.320-Mar-16 326.06 13515.3 318180.321-Mar-16 336.29 14178.61 334005.622-Mar-16 334.97 14102.58 332239.323-Mar-16 334.93 14078.02 331639.824-Mar-16 338.84 14257.23 335840.325-Mar-16 338.22 14261.51 335890.126-Mar-16 338 14246.7 335562.827-Mar-16 336.85 14208.58 334706.328-Mar-16 331.43 13628.48 320995.529-Mar-16 317.57 12751.48 299975.830-Mar-16 331.3 13973.15 329104.131-Mar-16 335.67 14059.98 331271.3

LNG ProdukFeed GasTanggal (m3) (MMBtu)

1-Apr-16 333.65 14022.77 330398.742-Apr-16 334 14014.32 330170.763-Apr-16 334.69 14090.85 331958.034-Apr-16 336.64 14167.37 333696.115-Apr-16 331.17 13690.23 322422.316-Apr-16 309.05 12465.66 293180.867-Apr-16 323.08 13208.86 310959.618-Apr-16 318.86 12881.43 303321.339-Apr-16 298.73 12520.07 294792.48

10-Apr-16 299.2 12533.85 295185.0411-Apr-16 333.16 13983.7 329476.0612-Apr-16 335.79 14124.12 332749.2213-Apr-16 334.23 14072.8 331554.1214-Apr-16 335.12 14129.31 332562.7515-Apr-16 332.11 13733.76 323323.9216-Apr-16 321.15 13189.02 310731.5917-Apr-16 334.45 13981.99 329273.1118-Apr-16 336.22 14162.75 333460.7219-Apr-16 336.54 14188.73 334088.7920-Apr-16 335.58 14111.32 332421.721-Apr-16 299.66 12577.68 296452.2922-Apr-16 - - -23-Apr-16 - - -24-Apr-16 230.67 7411.11 175186.5125-Apr-16 333.16 14008.67 329976.5726-Apr-16 335.27 14251.25 335614.8727-Apr-16 317.59 14000.37 329731.7528-Apr-16 327.59 13979.28 329224.2529-Apr-16 231.67 8718.86 205233.8730-Apr-16 239.56 10298.16 242860.591-May-16 313.44 14356.52 338258.172-May-16 320.18 14311.88 337218.983-May-16 295 12967.97 305738.764-May-16 282.43 12926.78 304571.835-May-16 321.26 14066.42 331268.466-May-16 311.36 13578.57 319656.797-May-16 262.85 10576.75 249068.738-May-16 40.04 -638.49 -15035.779-May-16 115.28 1337.79 31503.11

10-May-16 296.77 13569.53 319732.9611-May-16 300.03 14094.22 331963.4112-May-16 291.19 14242.57 335430.2613-May-16 312.62 14237.13 335367.8514-May-16 299.6 14279.16 336541.9615-May-16 293.74 14346.83 338170.0716-May-16 294.8 14370.64 338696.3917-May-16 292.48 13871.37 326863.0918-May-16 304.91 13618.58 320654.5319-May-16 304.82 14036.59 330677.3420-May-16 295.56 14374.59 338833.4721-May-16 297.04 14412.99 339730.6622-May-16 298.39 14507.64 341963.3823-May-16 298.19 14504.88 341910.6224-May-16 295.84 14523.58 342361.0125-May-16 296.62 14542.86 342854.8126-May-16 312.12 14366.59 338537.8127-May-16 281.71 13779.93 324733.4628-May-16 283.92 11062.25 260470.1229-May-16 135.55 1379.52 32481.7330-May-16 310.54 14049.75 330981.3731-May-16 324.8063 14397.09 339213.23

1-Jun-16 313.71 14527.71 342197.332-Jun-16 310.48 14566.38 343093.23-Jun-16 311.3 14506.35 341662.444-Jun-16 315.64 14802.81 348582.415-Jun-16 316.44 14848.09 349663.756-Jun-16 316.18 14824.48 349156.437-Jun-16 305.06 14144.95 333159.018-Jun-16 291.67 13958.6 328761.219-Jun-16 298.26 14490.09 341403.85

10-Jun-16 301.34 14656.46 345354.4511-Jun-16 278.61 13603.92 320555.2712-Jun-16 305.12 14780.13 348247.6113-Jun-16 249.18 11329.98 266745.7514-Jun-16 260.11 11946.1 281504.0915-Jun-16 277.88 13661.59 321501.2716-Jun-16 308.97 14096.06 331885.8117-Jun-16 303.14 14403.78 339160.2118-Jun-16 294.55 14360.59 338241.9819-Jun-16 293.05 14315.18 337310.9520-Jun-16 294.75 14338.87 337847.0221-Jun-16 294.94 14475.96 340950.5922-Jun-16 289.61 14496.23 341410.4723-Jun-16 289.62 14482.85 341027.9624-Jun-16 287.72 14354.78 338081.9825-Jun-16 286.79 13949.86 328536.7626-Jun-16 286.3 14018.81 330166.6527-Jun-16 288.01 14144.27 333213.3728-Jun-16 260.52 13122.64 309056.8329-Jun-16 317.36 14390.79 338818.9430-Jun-16 318.85 14500.27 341303.85

Feed Gas LNG ProdukTanggal

Lampiran-2 DATA PRODUKSI 2016




(m3) (MMBtu)1-Jul-16 318.34 14440.69 339902.882-Jul-16 319.73 14581.45 343192.443-Jul-16 317.88 14458.61 340339.594-Jul-16 315.14 14364.02 338091.655-Jul-16 321.17 13037.34 299025.696-Jul-16 316.54 14428.46 339598.647-Jul-16 320.68 14589.5 343353.098-Jul-16 319.87 14524.8 341829.999-Jul-16 314.16 14251.79 335424.94

10-Jul-16 312.04 14194.47 334077.3911-Jul-16 314.78 14308.96 336743.3712-Jul-16 322.01 14641.85 34456613-Jul-16 322.34 13922.17 327641.2814-Jul-16 321.58 14236.76 33504515-Jul-16 318.09 14734 346728.116-Jul-16 315.2 14686.91 345677.8317-Jul-16 322.01 14634.46 344408.1618-Jul-16 314.1 14622.55 344138.4219-Jul-16 315.59 14706.41 346074.5120-Jul-16 314.33 14233.38 33481121-Jul-16 311.81 13927 32790122-Jul-16 302.79 13651.79 321279.8723-Jul-16 313.13 14726.69 346564.524-Jul-16 314.47 14648.57 344721.9125-Jul-16 314.48 14646.82 344687.3526-Jul-16 314.66 14656.45 344942.127-Jul-16 314.17 14626.09 344265.5328-Jul-16 313.25 14561.43 342725.8929-Jul-16 316.23 14724.7 346645.5830-Jul-16 317.75 14795.86 348251.6431-Jul-16 311.0878 14806.19 348619.361-Aug-16 316.39 14351.03 337619.782-Aug-16 315.43 14155.74 333147.373-Aug-16 323.61 14829.7 349059.094-Aug-16 330.59 15374.67 361841.965-Aug-16 335.68 15545.91 365900.946-Aug-16 335.95 15582.28 366757.067-Aug-16 331.95 15420.42 362950.648-Aug-16 321.47 14763.5 347535.79-Aug-16 301.48 14016.64 329668.14

10-Aug-16 295.35 14129.28 332168.4611-Aug-16 294.72 14354.3 337794.5612-Aug-16 289.42 14558.98 342773.7413-Aug-16 284.05 14312.18 336963.8814-Aug-16 282.46 14226.8 335011.7215-Aug-16 291.19 14621.78 344293.8116-Aug-16 295.16 14593.42 343469.0417-Aug-16 295.79 13397.52 315191.8818-Aug-16 296.57 14235.1 334085.2119-Aug-16 295.3 14486.4 341093.6220-Aug-16 287.64 14477.2 340833.3321-Aug-16 279.84 14114.75 332308.0122-Aug-16 285.65 14197.05 334221.7423-Aug-16 285.8 14335.4 337538.8724-Aug-16 287.65 14407.78 339337.4725-Aug-16 288.49 14449.05 340320.4826-Aug-16 288.51 14010.46 330028.0227-Aug-16 282.84 13697.62 322637.9728-Aug-16 297.31 13840.43 325918.0429-Aug-16 293.45 14392.73 339031.4230-Aug-16 303.34 15100.77 355656.7431-Aug-16 258.8731 11097.95 252524.46

1-Sep-16 302.13 14908.47 349671.472-Sep-16 - 14892.94 349329.483-Sep-16 609.1 14948.61 350610.854-Sep-16 299.94 14699.3 344722.835-Sep-16 290.58 14286.49 334952.776-Sep-16 302.97 14872.48 348835.737-Sep-16 308.1 15228.029 357254.338-Sep-16 307.98 15146.913 3553319-Sep-16 307.22 15100.82 354174.93

10-Sep-16 308.07 15130.036 354914.9511-Sep-16 303.6 14766.257 346336.0812-Sep-16 291.38 14239.97 334022.213-Sep-16 305.54 15049.916 352987.814-Sep-16 309.64 15286.815 358541.7115-Sep-16 308.86 15237.212 357377.116-Sep-16 308.51 15206.054 356645.4617-Sep-16 307.83 15175.16 355966.0218-Sep-16 308.34 15190.623 356324.8519-Sep-16 307.64 15155.569 355506.8920-Sep-16 304.82 14782.787 346759.4821-Sep-16 305.37 14180.692 332372.7822-Sep-16 314.5 14807.343 347366.9223-Sep-16 328.73 14873.56 349073.8424-Sep-16 301.36 14843.02 348552.2325-Sep-16 304.37 14983.574 351830.226-Sep-16 301.99 14858.924 348871.4227-Sep-16 303.65 14985.998 351839.0728-Sep-16 305.06 14925.656 350420.0729-Sep-16 281.6 13544.507 317536.930-Sep-16 305.5871 14780.263 346864.69

Tanggal Feed Gas LNG Produk(m3) (MMBtu)

1-Oct-16 309.18 15154.75 355709.62-Oct-16 308.37 15146.48 355462.93-Oct-16 304.75 14966.56 351266.64-Oct-16 306.09 15061.64 353527.65-Oct-16 310.68 15260.01 358191.36-Oct-16 306.5 15060.96 353450.67-Oct-16 307.07 15081.4 353930.18-Oct-16 307.12 15005.08 352110.19-Oct-16 305.97 15039.86 352899.5

10-Oct-16 305.92 14973.26 351328.411-Oct-16 307.33 15087.88 353952.912-Oct-16 313.43 15008.26 352009.713-Oct-16 306.73 15058.12 35321114-Oct-16 307.09 15054.45 353139.215-Oct-16 311.46 14704.21 344898.716-Oct-16 306.5 14584.56 342110.917-Oct-16 286.26 13558.33 317872.618-Oct-16 305.48 15056.46 353221.519-Oct-16 303.83 14965.34 351124.720-Oct-16 300.41 14791.7 347061.121-Oct-16 306.73 15035.62 352742.122-Oct-16 297.91 14634.42 34336023-Oct-16 308.2 15145.95 355394.824-Oct-16 306.66 15059.56 353354.525-Oct-16 205.85 6762.399 158849.926-Oct-16 282.02 13817.03 324257.327-Oct-16 305.74 15034.4 352757.228-Oct-16 306.04 15012.07 352200.329-Oct-16 305.73 15191.6 356450.730-Oct-16 303.56 14917.81 349989.731-Oct-16 312.59 14799.56 347225.91-Nov-16 306.03 15000.88 352019.72-Nov-16 305.86 14764.35 346430.73-Nov-16 291.11 13689.17 321183.14-Nov-16 299.83 14341.35 345227.75-Nov-16 302.1 15238.7 347309.26-Nov-16 301.86 15014.01 348052.97-Nov-16 304.13 14998.25 350739.88-Nov-16 304.91 15012.11 351055.99-Nov-16 304.78 15021.71 351288.6

10-Nov-16 302.59 14931.64 349174.911-Nov-16 300.73 14859.51 347503.212-Nov-16 301.45 14871.12 34774913-Nov-16 297.06 14615.75 341786.214-Nov-16 295.64 14577.79 341004.515-Nov-16 300.72 14993.91 350767.916-Nov-16 308 14776.81 345662.517-Nov-16 301.08 14844.82 347279.818-Nov-16 302.91 14943.37 349618.619-Nov-16 300.98 14853.51 347529.120-Nov-16 304.89 15049.7 35209621-Nov-16 301.91 14818.96 346658.822-Nov-16 298.06 14694.3 34375923-Nov-16 303.87 15040.68 351789.324-Nov-16 301.71 14845.1 347171.525-Nov-16 301.32 14850.12 347287.726-Nov-16 301.8 14896.96 348394.427-Nov-16 303.19 14913.09 349783.728-Nov-16 301.43 14818.7 34748629-Nov-16 300.66 14767.86 34623930-Nov-16 299.96 14738.75 345549.7

1-Dec-16 300.71 14778.19 3465332-Dec-16 221.62 10928.04 256457.13-Dec-16 - - -4-Dec-16 - - -5-Dec-16 - - -6-Dec-16 304.71 14283.44 335304.97-Dec-16 299.74 14703.53 345157.38-Dec-16 303.77 14934.6 350366.99-Dec-16 302.48 14858.91 348569.2

10-Dec-16 298.83 14703.01 345035.411-Dec-16 306.8 15021.56 352442.312-Dec-16 301.02 14717.4 345306.313-Dec-16 308.88 15139.1 355354.114-Dec-16 303.73 14879.62 349130.115-Dec-16 305.93 14984.03 351541.616-Dec-16 302.42 14820.09 34766417-Dec-16 304.52 14947.61 350612.518-Dec-16 302.28 14824.75 347786.519-Dec-16 305.12 14680.99 344381.120-Dec-16 291.4 13835.19 324455.321-Dec-16 293.25 14469.16 339423.922-Dec-16 295.55 14604.25 342638.823-Dec-16 297.91 14721.99 345381.824-Dec-16 297.95 14690.67 344631.825-Dec-16 269.49 11913.16 279781.626-Dec-16 228.5 8404.65 197372.127-Dec-16 297.96 14668.23 344105.728-Dec-16 288.01 13753.16 322255.929-Dec-16 309.21 15179.2 35592930-Dec-16 306.64 14988.86 351733.131-Dec-16 305.25 14958.39 351011.2

Tanggal Feed Gas LNG Produk

[Folder Structure Level 1]

DONGGI SENORO fJti Effective Date: 20 August 2016

CORRESPONDENCE

Version: 1.0 Page: 1 of 2

Security Classification: Restricted

Reference Document No.

Document No. IFI-ENG-EMA-COR-COR-2016-0003-0ptimize LNG Rundown Temperature During Holding & Loading Mode

Date

From

To

Subject

: 20 August 2016

: Takayuki Kameyama, Technical Services Manager

: Kong Thee Ho I Helfia Chalis

: LNG Rundown Temperature (Optimize Temperature during holding & loading mode)

1. BACKGROUND

We carried out several type of plant operational test until 12nd August 2016, those test results are summarized in each test report; - Here are the lists.

• S900-1730-001-Performance Test report by JGC The test was carried out at 15th - 18th Nov. 2015 & the result confirmed that all DSLNG plant facilities satisfy the performance guarantee criteria in EPC contract schedule 4.

• IFI-ENG-PEN-RPT-ADH-2016-0007- Low rundown temp effect on plant thermal efficiency The test was carried out at 1oth -15th May 2016 & the result shown that LNG produced per ton feed gas was slightly increased during the test but no significant increase in plant thermal efficiency. During the test BOG suction temperature was increased from -155 .90 deg. C (average) to -147.36 deg. C. (average) while the design is -125 deg. C (loading mode).

e IFI-ENG-PEN-RPT-ADH-2016-0001 Max.-Throughput Performance Test The test was carried out at 3-8 August 2016 for holding mode & 9-11 August for loading mode. The test confirmed that the plant was able to handle 360 MMSCFD feed gas & additional 7% in LNG production with no plant modification was available. The test was carried out at ambient temperature 27 deg. C. & LNG run down temperature -156.47 deg. C (holding mode) & -159.51 deg. C (loading mode).

Also, we experienced several plant trips until 13th June 2016, and based on the experience the operating envelope has been updated. Some of trip reports are summarized below

e IFI-ENG-PEN-RPT-ADH-2016-0004-Report of C3 Compressor trip on 29th April 2016. C3 compressor tripped due to high liquid entrainment in HP suction drum 051-D-1003.

e IFI-ENG-PEN-RPT-ADH-2016-001 0-Report of C3 Compressor trip on 13th June 2016. C3 compressor tripped due to high liquid entrainment in HP suction drum 051-D-1003.

~ Reference Document No.

Document No.

2. OBJECTIVES

[Folder Structure Level 1] l Effective Date: 20 August 2016 Version: 1.0 Page: 2 of 2

CORRESPONDENCE Security Classification : Restricted l IFI-ENG-EMA-COR-COR-2016-0003-0ptimize LNG Rundown Temperature During Holding & Loading Mode

To suggest the key operating parameter, i.e., LNG Rundown Temperature change to new proposal , considering safe and stable operation during some previous performance test, maximizing the LNG production and plant thermal efficiency, & within the operating envelope.

3. PROPOSAL

LNG Rundown temperature target,

• Holding Mode: at -157 degC

• Loading Mode: between -157 degC and -160deg C, depending on BOG I Fuel balance within Operation Envelope.

Upon approval of the above proposal , the operating envelope for LNG Rundown Temperature, paragraph 6.12.2.1 page 62 of the document no. ENG-PR0-005-v0.1-Piant Operating Envelope, will be updated (the existing value is -154 deg. C for holding mode & -156 deg . C for loading mode).

Prepared by,

~art~ Sr. Process Engineer

Issued by,

Takayuki Kameyama

Te.chnical Services Manager

Approved by,

Technical Director

Note:

Acknowledged by,

Kong Thee Ho

Operation Manager

Documents

RISALAH PROYEK KENDALI MUTU - intra.kiec.co.idintra.kiec.co.id/sinova/wp-content/uploads/2018/01/E4.-PKM-Maleo-PT... · Berdasarkan stratifikasi tema, dengan mempertimbangkan aspek