CARA MENGKAJI PIPING & INSTRUMENTATION DIAGRAM
Oleh: Cahyo Hardo Priyoasmoro Moderator Milis Migas Indonesia Bidang Keahlian Process Engineering
PENDAHULUAN Menurut hemat saya, selama bekerja di operasi produksi pabrik minyak dan gas bumi industri hulu, terlihat bahwa kekurangsempurnaan seseorang dalam mengartikan gambar P&ID terletak pada pengetahuan yang kurang terhadap unit operasi, keterkaitan antar unit operasi, plant safety, serta perhatian detil pada catatan-catatan kaki di P&ID itu sendiri. Tidak dimengertinya atau tidak dibacanya Process Flow Diagram atau PFD juga merupakan faktor penyumbang yang cukup significant. Tulisan ini diperuntukkan bagi mereka yang bekerja di front line operation, para operator, para process engineer, operation engineer, dan mereka yang berminat terhadap surface facility operation. Diusahakan dalam tulisan ini, seminimal mungkin menghilangkan hal-hal yang terlalu teknik karena konsumen utamanya adalah para operator dan pekerja lapangan. Di dalam tulisan ini, ada beberapa tebakan yang memancing para pembaca untuk berpikir. Diusahakan tebakannya adalah hal-hal praktis yang akan ditemui di lapangan. Jawaban tebakan ini ada di halaman akhir tulisan. Beberapa bagian dari tulisan ini pernah dipublikasikan di milis migas Indonesia, ataupun milis Teknik Kimia ITB, hanya saja sedikit diubah guna mendukung tema dari tulisan ini. Semoga berguna dan tiada maksud untuk menggurui. Salam, Cahyo Hardo
DAFTAR ISI Prinsip Kerja Beberapa Alat Proses Separator Prinsip Control Sederhana Elemen Pengendali Akhir Steap A head: Pengenalan kurva Karakteristik Sumur Pompa Sentrifugal Prinsip kerja pompa sentrifugal Karakteristik kurva pompa sentrifugal Operasi seri-paralel Minimum re-circulation Prinsip control di pompa sentrifugal Lead and lag principle Kompresor Sentrifugal Karakteristik kurva Surge Stonewall Prinsip control kompresor sentrifugal capacity vs surge control Safety yang tergambarkan di P&ID Kekuatan material yang tertampilkan di P&ID MAWP vessel, pipa, serta flange Kelas-kelas kekuatan pipa (ANSI rating, API rating) Specification Break Pengenalan Pressure Safety Valve: konsep perancangannya Shutdown System instrumented-based Overpressure protection : separator, pompa, kompresor Overpressure protection : by-pass control valve, reducing flow (menggunakan RO, limited pipe diameter), fail-safe condition (control valve fail open, fail closed, fail at last position), lock open dan lock closed Sistem pembuangan fluida (Flare system, burn pit) Membaca P&ID Pengenalan Legenda Pengenalan valve Tanda-tanda khusus Tipe pengendalian (selector, cascade, on-off) Memperhatikan catatan kaki
Cara Mengkaji P&ID dengan benar Apa P&ID itu? Adalah Piping and Instrumentation Diagram Syarat untuk dapat mengkajinya: 1. Adanya PFD (Process Flow Diagram) 2. Mengerti dasar-dasar/prinsip kerja unit operasi serta kelakuan masukan dan keluarannya serta keterkaitan antar unit operasi 3. Mengerti dasar-dasar process control atau pengendalian proses 4. Mengerti tentang process safety Sesungguhnya, P&ID hanyalah rangkuman operating manual suatu pabrik, sehingga, bagaimana pabrik itu dioperasikan, dapat terlihat dengan jelas. Terkadang, jika lebih jeli, maka konsep safety dari suatu pabrik dapat pula dilacak. Semuanya sangat tergantung, sampai sejauh mana kita gali. Adalah hal yang penting bagi para pembaca P&ID untuk mengerti unit operasi yang menjadi subyek di dalam P&ID.
BAB 2 Pompa Sentrifugal Apakah pompa itu? Pertanyaan ini mungkin terlalu sederhana jika harus dilontarkan kepada mereka yang sudah bekerja di suatu pabrik, bahkan bagi orang awam sekalipun. Pompa secara sederhana didefinisikan sebagai alat transportasi fluida cair. Jadi, jika fluidanya tidak cair, maka belum tentu pompa bisa melakukannya. Misalnya fluida gas, maka pompa tidak dapat melakukan operasi pemindahan tersebut. Namun, teknologi sekarang sudah jauh berkembang di mana mulai diperkenalkan pompa yang multi-fasa, yang dapat memompakan fluida cair dan gas. Anyway, di tulisan ini, hanya dibahas tentang pompa yang mengalirkan fluida cair, dan topiknya dipersempit untuk yang berjenis sentrifugal. Prinsip Kerja Pompa Sentrifugal Sebetulnya, proses apa yang terjadi di pompa sehingga dia dapat mengalirkan cairan? Pada hakekatnya, pompa dibutuhkan karena tidak adanya energi yang dapat mengalirkan cairan dengan sendirinya. Kalau mencoba menbandingkannya dengan sumur, pada sumur-sumur gas dan minyak, energi pengaliran adalah tekanan reservoir yang lebih besar dari tekanan di permukaan. Sebagai akibat tidak tersedianya energi, maka dibutuhkan energi dari luar, yang diimplementasikan dengan hadirnya sebuah pompa. Konsep cairan dapat mengalir karena adanya pompa sangat jelas bila menggunakan hukum kekekalan massa di sekitar pompa tersebut, yang kemudian dibentuk menjadi persamaan Bernoulli. Sayangnya, tidak semua orang mengenal hukum ini, meskipun banyak implementasi dari pelbagai alat yang digunakan di operasi produksi tidak terlepas dari hukum ini. Catatan: hukum Bernoulli banyak digunakan di aplikasi alat pengukuran fluida yang memanfaatkan head atau perbedaan tekanan, seperti orifice, pitot, ataupun venturi. Khusus untuk fluida cair di mana perubahan densitas terhadap tekanan dapat diabaikan, penurunan persamaan Bernoulli untuk ketiga alat ukur tersebut di atas ditambah prinsip kontinuitas, akan menghasilkan persamaan matematika khas untuk orifice, pitot, dan venture. Sayangnya, kebanyakan dari kita lebih suka menghapalkannya ketimbang memahaminya. Penurunan persamaan Bernoulli tersebut tidak dibahas dalam tulisan ini.
Perhatikan gambar P&ID sederhana berikut ini:
Gambar 1 P&ID pompa sederhana kasus 1: Tekanan atmosfer = 15 psia 0 psig
15 ft
S. g. = 0.85 100 F
motor
Gambar 2 P&ID pompa sederhana kasus 2: 130 F
Ke oily water tank
B A motor
9 ft
Sump
Minyak
Air
Kasus 1 Pada gambar 1 terlihat jelas bahwa energi potensial ketinggian dari tangki akan mengalirkan minyak ke dalam suction pompa. Energi ketinggian ditambah tekanan atmosfer akan memaksa minyak mengalir jika valve di suction pompa dibuka dan pompa mulai dioperasikan. Gabungan energi ini akan dikurangi oleh hilang tekan atau pressure drop sepanjang pipa suction karena efek adanya aliran, termasuk penurunan tekanan di nozzle tangki dan di flange antara pipa dengan pompa serta filter yang biasanya dipasang di suction pompa. Faktor lain yang mengurangi gabungan energi penggerak adalah tekanan uap dari minyak. Hasil akhir dari pengurangan
tersebut dikenal sebagai NPSH. NPSH atau Net pressure suction head adalah head yang tersedia di mata impeller yang nilainya harus lebih besar dari NPSH minimum yang dibutuhkan oleh pompa pada suatu laju alir tertentu. Keterangan ini dapat dijabarkan dalam persamaan matematika sederhana pada daerah antara tangki dengan suction pompa, yaitu: P atm + Beda tinggi level minyak di tangki terhadap centerline pompa – hilang tekan atau pressure drop sepanjang pipa suction (termasuk di fiting-nya) – tekanan uap minyak bumi. Persamaan ini dikenal sebagai NPSH tersedia atau NPSH available. Besaran NPSH available haruslah lebih besar dari NPSH yang dibutuhkan pompa guna menghindari fenomena yang disebut sebagai kavitasi. Kavitasi adalah peristiwa di mana tekanan di sekita mata impeller menjadi rendah sedemikian rupa sehingga dapat membuat fluida cair di sekitar daerah tersebut mulai menguap dengan membentuk gelembung. Gelembung ini dapat menerpa impeller sehingga bisa merusaknya. Lebih jauh, kavitasi dapat menyebabkan vibrasi serta kerusakan bearing. Sebenarnya ada jenis kavitasi lain yang bukan disebabkan oleh NPSH, tetapi karena internal recirculation. Dan kavitasi jenis ini tidak dibahas dalam kajian ini. Kembali ke NPSH, NPSH available harus lebih besar dari NPSH yang dibutuhkan pompa (NPSH required) dikarenakan NPSH required akan naik seiring dengan naiknya laju alir fluida yang dipompakan, serta untuk mengkompensasi uncertainty pressure drop di pipa suction beserta fitingnya. Hal tersebut, dapat menjadi kritis, terutama ketika pertama kali pompa dioperasikan dengan valve di keluaran pompa dibuka penuh. Ketika merancang NPSH available, perlu diperhatikan pemilihan NPSH required pada kondisi worst case, karena jika bedanya terlalu dekat, maka jika pada suatu saat laju alir pompa diperlukan untuk dinaikkan, bisa jadi pompa akan mengalami kavitasi. Gambar 3, NPSH required vs Laju Alir Pompa NPSH required vs Laju Alir Pompa 30
NPSH required
25
20
15
10
5
0 0
50
100
150
200
Laju Alir Pompa, GPM
250
300
350
Hal yang relatif sering terjadi adalah kavitasi pompa ketika pompa di start-up dengan membuka penuh valve keluaran pompa. Ini dikarenakan laju alir pompa transient pada saat start-up, dapat naik secara significant karena adanya efek percepatan aliran. Operator lapangan yang baik, akan menutup discharge valve terlebih dahulu ketika pompa di start-up baru membukanya secara perlahan kemudian. Kenyataan ini sedikit banyak disumbang oleh desain rancang bangun pompa yang tidak baik dari sisi perhitungan NPSH-nya. Kasus 2 Kemudian, kita melihat pada kasus 2. Pada kasus ini, suction pompa ada di bawah pompa. Apakah persamaan NPSH available masih berlaku? Tentu saja, hanya harga energi potensial ketinggian menjadi negatif sehingga menjadi faktor pengurang. Satu-satunya yang berangka positif adalah tekanan atmosfer. Persamaan sebelumnya dituliskan kembali untuk model pemompaan suction lift ini: P atm (-) beda tinggi level minyak di tangki terhadap centerline pompa – hilang tekan atau pressure drop sepanjang pipa suction (termasuk di fiting-nya) – tekanan uap minyak bumi. Sebagai akibat perubahan persamaan di atas, maka harga NPSH available akan turun. Para pembuat pompa sudah mengantisipasi hal demikian, yaitu dengan merancang pompa yang mempunyai harga NPSH required relative lebih kecil terhadap pompa pada kasus 1. Lebih jauh, sekarang sudah banyak sekali pompa yang diletakkan di dalam sump caisson-nya sehingga dapat mengeliminasi NPSH required lebih kecil. Contoh pompa seperti ini adalah submersible pump yang banyak digunakan untuk teknologi pengangkatan minyak di dalam sumur yang tekanan reservoir-nya sudah lemah ataupun untuk firewater pump di anjungan lepas pantai. Sebenarnya, apakah hanya persamaan di atas saja yang berperan untuk mengalirkan cairan ke alam suction pompa? Tentu tidak. Ada mekanisme lain yang turut berperan, yaitu pompa itu sendiri. Ketika pompa mulai berputar, maka putaran impeller akan menimbulkan penurunan tekanan di mata impellernya. Efek penurunan tekanan ini mampu mengalirkan air di sump tank ke atas. Efek penurunan tekanan di mata impeller adalah fungsi kuat densitas fluida di sekitar mata impeller tersebut. Jika terisi cairan, maka efek penurunan tekanannya sangat berarti. Akan tetapi jika isinya udara, maka ada kemungkinan cairan di sump tank sebelumnya tidak terangkat. Masihkan ingat tentang istilah memancing pompa? Yaitu dengan memasukkan air ke dalam suatu reservoir di dalam pompa. Kenapa harus dipancing? Pompa dimasukkan air, atau dipancing, tidak lain adalah untuk memberikan penurunan tekanan di sekitar mata impeller pompa agar supaya cairan lebih mudah mengalir. Jika tidak dipancing, hanya ada udara saja, yang kita ketahui, densitas udara tentunya lebih kecil dari densitas cairan. Pompa sentrifugal yang harus dipancing dulu agar dapat beroperasi disebut sebagai non-self priming pump. Aplikasi non-self priming pump biasanya untuk sistem seperti pada gambar 1. Pada gambar 2, untuk dapat beroperasi, maka dimasukkan air di valve A dan dikeluarkan di valve B. Sekali beroperasi, maka kedua valve tersebut dapat ditutup. Keadaan yang tidak praktis ini diatasi dengan mengganti pompa yang bertipe self-priming pump, sehingga tidak perlu memancing lagi ketika akan dioperasikan kembali. Atau sekalian, untuk kasus 2, pompanya diganti dengan submersible pump.
Pompa Di suction pompa, cairan akan dinaikkan energi kecepatannya oleh impeller dan kemudian masuk ke bagian yang disebut sebagai difuser atau rumah keong. Bagian ini membesar sehingga energi kecepatan pada daerah ini menurun. Mengikuti hukum kekekalan energi, maka seiring turunnya energi kecepatan, maka timbul energi yang lain, yang disebut sebagai feet of head, atau biasa disingkat head. Dengan adanya head, maka cairan dapat dialirkan ke daerah yang lebih tinggi dari tangki, ke daerah yang sangat jauh dari tangki, atau daerah yang tekanannya lebih tinggi dari tangki. Head Pompa sentrifugal, akan memberikan head yang sama, berapapun harga densitas dari cairan yang dipompakan asalkan laju alirnya tetap. Akan tetapi, sebagai operator lapangan atau engineer, kita tidak tertarik dengan head, kita lebih suka dengan tekanan atau pressure. Hubungan antara head dengan beda tekanan atau differential pressure dinyatakan oleh persamaan berikut: dP = dft x sg / 2.31 dP dikenal sebagai perbedaan tekanan atau head pressure. Perhatikan gambar berikut ini:
PI = 100 psig jika SG = 1.0 PI = 110 psig jika SG = 1.1 PI = 80 psig jika SG = 0.8
231 ft of head PI = 60 psig jika SG = 0.6
PI
Gambar 4 Head pressure dibandingkan dengan feet of head Terlihat bahwa head pressure atau tekanan di pressure gauge PI mempunyai hubungan yang linier dengan sg atau densitas. Semakin ringan densitas suatu cairan, maka tekanannya di PI akan semakin kecil untuk suatu ketinggian cairan yang sama.
Gambar 5 Pengaruh sg terhadap kinerja pompa
231 ft 40 ft
s. g. = 0.6 Naptha
A
P1
10. 4 psig
FC FE
100 gpm 3600 rpm 24 ft
s. g. = 1.0 Air
B
P2
10. 4 psig
Mengacu pada gambar 5 di mana laju alir pompa dijaga tetap sebesar 100 gpm, maka ketika valve B dibuka untuk mengalirkan air, maka dP yang terjadi pada pompa adalah 100 psig (lihatlah gambar 4 sebagai referensi). Maka, tekanan sembur pompa atau discharge pressure-nya adalah 10.4 + 100 = 110.4 psig. Ketika valve B ditutup dan valve A dibuka untuk mengalirkan naphta, maka head of pressure atau dP pompa menjadi (110.4 – 10.4) x sg naptha/ sg air = 100 x 0.6/1.0 = 60 psig. Sehingga, tekanan sembur pompa menjadi 10.4 + 60 = 70.4 psig. Jika pompa mengalirkan air ke tangki yang tinggi tersebut dan kemudian suction pompa dipindahkan ke tangki naptha, apakah pompa dapat mengalirkan naphta setinggi ketika pompa mengalirkan air, lebih rendah atau lebih tinggi? Jawabannya tentu saja sama karena laju alir pompa dibuat tetap sehingga kemampuan menghasilkan feet of head adalah sama. Feet of head pada kasus ini tidak bergantung pada sg. Kalau sekarang control valve di muka pompa tersebut dicopot sehingga yang tertinggal hanya pipa saja, bagaimanakah kelakuan sistem pompa tersebut? Bagaimana efek sg, bagaimana pengaruh ketinggian yang ada? Jawabannya adalah kita harus mengerti dahulu konsep lain yang melibatkan kurva kinerja pompa serta besaran lain yang disebut sebagai system head, yang keduanya akan dibahas dalam paragraph di bawah ini.
Kurva Kinerja Pompa dan System Head Berikut adalah kasus-kasus nyata di lapangan tentang pompa sentrifugal: 1. Pompa di test dengan cara dialirkan ke udara bebas tetapi motornya terbakar 2. Ragu-ragu menutup discharge pompa ketika akan memeriksa kinerja pompa karena takut motornya terbakar 3. Variable speed pump dinaikkan rpm-nya sehingga pompa malah bergetar 4. Mencoba menaikkan kapasitas pompa dua kali lipat dengan menjalankan pompa stand-by tetapi kenaikkan dua kali kapasitas tidak pernah terjadi 5. Just only Shut-off test for pump is enough (?) 6. Saya tidak tahu bagaimana membaca kurva pompa 7. Bagaimana cara membaca P&ID sistem pompa dan mengartikannya ? 8. dan lain sebagainya
Sebelum melangkah lebih jauh, marilah kita coba lihat gambaran suatu sistem pemompaan pompa sentrifugal yang digambarkan lewat beberapa P&ID sederhana berikut ini. Diasumsikan motor penggeraknya adalah berjenis fix rpm dan bukan variable frequency driver. Marilah kita kenali perbedaannya serta tujuan dasar dari desainnya. Gambar P&ID sederhana sistem pemompaan 1
OFF GAS TO FLARE PC
SEPARATOR
LC
Set @minimum FC 2000 bpd FE TANGKI MINYAK Control Valve A
driver
Gambar P&ID sederhana sistem pemompaan 2
TANGKI-TANGKI MINYAK DAN KONDENSAT
Set @ minimum 6000 bpd
FC FE
PC
Control Valve B
METER AT DESTINATION POINT
driver
Lihatlah bahwa: 1. kedua pompa sentrifugal pada kedua gambar tersebut masing-masing terdapat control valve di bagian keluarannya. Kedua, masing-masing dari pompa tersebut mempunyai pipa yang mengalirkan kembali aliran fluida cair ke bagian masukan pompa. 2. Gambar pertama mempunyai control valve yang bertugas mengatur langsung tinggi aras/level cairan di separator sedangkan gambar kedua terdapat control valve yang bertugas mengatur langsung tekanan sembur atau discharge pressure dari pompa.
Jika ada pertanyaan, yang manakah dari dua P&ID tersebut yang secara langsung mengontrol laju alir minyak bumi? Jika hanya melihat gambar secara harfiah saja, bisa jadi jawabannya tidak ada. Manakah diantara kedua pompa tersebut yang kapasitasnya lebih besar ? Jawabannya mungkin tidak tertebak karena P&ID-nya tidak lengkap. P&ID yang lengkap untuk pompa, umumnya diinformasikan tentang kapasitas pemompaan pada suatu differential head atau differential pressure tertentu plus daya motor terpasang. Kalau tidak lengkap P&ID-nya, apakah ada kemungkinan dapat membedakan kapasitas pompanya? Untuk dapat menjawab pertanyaan sederhana tersebut, ada baiknya kita kembali mempelajari kelakuan pompa sentrifugal melalui kurva kinerjanya. Berikut adalah contohnya secara sederhana:
KURVA KINERJA POMPA 1600
1400
HEAD, FT
1200
1000
800
600
400
200 0
200
400
600
800
1000
1200
LAJU ALIR, GPM
Kurva di atas tidaklah terlalu berguna bagi engineer atau operator. Kita hanya tertarik pada tekanan atau pressure, karena sesungguhnya alat instrumentasi akan mengukur besaran tersebut, dan bukan head. Kurva di atas sesungguhnya adalah kurva yang universal, jadi applicable untuk berbagai sg, berbagai tekanan masukan dan tekanan sembur pompa (suction and discharge pressure). Perhatikan ulangan rumus sederhana berikut: Ft = 2.31 x dP / sg Artinya persamaan di atas bisa diubah ke bentuk hubungan dP terhadap ft dan sg. Dengan dimanipulasi, persamaan di atas diubah bentuknya sebagai berikut: dP = ft x sg / 2.31 Apakah dP itu dalam persamaan di atas? DP adalah beda antara tekanan hisap dan tekanan sembur (Pdischarge – P suction) atau juga dikenal sebagai head pressure. Jika saja, tekanan hisapnya adalah 5 psig, maka persamaan di atas menjadi: P discharge = P suction + ( ft x sg / 2.31 ) Sehingga P discharge = 5 + ( ft x sg / 2.31)
Mengacu pada kurva sebelumnya, jika diasumsikan sg adalah 0.85 dengan P suction 5 psig, maka kurva baru bisa dimunculkan sebagai berikut: KURVA KINERJA POMPA 630
TEKANAN SEMBUR, PSIG
580
530
480
430
380
330
280 0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
LAJU ALIR, BPD
Di bawah adalah rumus-rumus lengkap yang mengubah dari ft menjadi tekanan sembur serta mengubah laju alir dari GPM menjadi BPD.
sg : P suction : Head ft 1527 1468 1413 1332 1196 1033 815
0.85 5 psig Flow P discharge Flow GPM psig BPD ( 5 + (ft x sg/2.31)) (GPM/42 x 60 x 24) 0 567 0 146 545 5006 292 525 10011 467 495 16011 685 445 23486 904 385 30994 1108 305 37989
Sekarang, kalau kita cermati kurva pompa sebelumnya, maka laju alir pompa sangat tergantung pada tekanan sembur pompa. Jika kita ingin mengontrol laju alir, maka dari kurva terlihat, salah satu caranya adalah mengendalikan tekanan sembur pompa, misalnya dengan dipasangnya pressure control valve. Jadi dari dua gambar P&ID terdahulu tentang konfigurasi pemompaan, maka jawaban terhadap pertanyaan : yang manakah secara langsung mengontrol laju alir minyak bumi, maka jawabannya adalah gambar nomor 2.
Dari gambar nomor dua, maka jika operator hendak mengubah laju alir keluaran pompa, maka cukup bagi dia untuk menurunkan setting pressure dari control valve tersebut, sehingga tekanan sembur pompa akan turun, dan laju alirnya akan bertambah. Dengan membaca kurva tekanan sembur vs laju alir pompa dan mengacu pada gambar P&ID sistem pemompaan sederhana 2, berapakah setting tekanan di control valve di keluaran pompa harus di set supaya: Laju alir pompanya 10000 bpd? Laju alir pompanya 25000 bpd? Dari daftar pertanyaan di atas (ada 7 buah), seharusnya kita sudah bisa menebak jawaban pertanyaan nomor 3. Apakah jawabannya? (petunjuk, lihatlah sekali lagi kurva yang menggambarkan hubungan antara NPSH required vs laju alir pompa). Dari kedua gambar P&ID pemompaan sederhana di atas, manakah yang mempunyai tekanan sembur pompa yang paling tidak stabil?
Referensi untuk Bab ini adalah: A Working Guide to Process Equipment, Norman & Elizabeth Lieberman, McGraw Hill 1997. Handbook of Chemical Engineering Calculations, 2nd Edition, by Nicholas P. Chopey, McGraw Hill 1994. Bersambung….masih di Bab 2
