Siapa sih yang suka sesuatu yang sempit. Sempit waktu, uang dan tenaga. Saya juga tidak suka yang sempit, tidak terkecuali jika rentang operasi pabrik jadi sempit. Karena kalau tekanan operasi lebih dari itu, alat satu ini, yang katanya API RP 14C sebagai primary safety device akan bekerja sebelum PSV-nya meletus. Alat itu bernama Pressure Switch High High.

Siapa sih yang suka sesuatu yang sempit. Sempit waktu, uang dan tenaga. Saya
juga tidak suka yang sempit, tidak terkecuali jika rentang operasi pabrik jadi
sempit. Karena kalau tekanan operasi lebih dari itu, alat satu ini, yang katanya
API RP 14C sebagai primary safety device akan bekerja sebelum PSV-nya meletus.
Alat itu bernama Pressure Switch High High.

Kenapa settingnya bisa menyempitkan ruang gerak operasi, It could be come from
a long story… Come back to API RP 14C. Kalau tidak salah, dia menyebut
bahwa setting PSHH adalah 5% (?) dari PSV setting. Waduh, angka tersebut adalah
relatif, karena jika ingin membuktikan bahwa dia sempit atau tidak, harus melihat
yang lebih luas.

Contoh sederhana misalnya jika anda hendak mendesain pompa sentrifugal. Ditanya
suka mana, kurva pompa sentrifugal yang flat atau yang agak curam. Jawabannya
bisa dua-duanya tergantung tujuannya. Tapi kalau memang harus dipasang PSHH
sebagai proteksi low-flow pompa, saya pilih kurva yang rada curam, karena saya
susah men-set harga PSHH yang akurat jika kurva pompanya flat. Kecuali anda
punya pengganti PSHH untuk kasus kurva yang flat, seperti pakai flow switch
low low. It is better. Apalagi teknologi sekarang memang bisa membuat pompa
yang variable speed driver, sehingga kurva pompa tidak tetap, tergantung rpm-nya.
Bagus, tapi saya ada rasa tidak suka sedikit karena relatif lebih sulit untuk
melakukan performance test pompa, ketimbang yang fix-speed driver he..he. Anyway,
simaklah gambar berikut

Kurva pompa model curam

Kurva pompa model flat

Keterangan di atas sebenarnya tidaklah tepat untuk menggambarkan fungsi sesungguhnya
dari PSHH, karena di sana hanyalah untuk proteksi pompa bukan akibat dari overpressure.
Sejatinya, PSHH adalah pelindung suatu material terlemah dari suatu sistem.
Jadi kalau API RP 14 C merekomendasikan 5% dibawah PSV yah wajar saja. Hanya
saja patut diingat, it just recommended practice, and not code. So kita masih
bisa menawarnya, furthermore under special circumtance, I brave to override
the PSHH, because we are still having embahnya, that is PSV.

Bagaimana selanjutnya andaikan kita punya banyak flowline yang tekanan operasinya
sudah turun ke MP, tapi pipanya masih joosss dipakai di HP, apa perlu kita turunkan
settingnya ?. Tergantung. Kita harus mulai start dari the weakest system. Check
dong siapa sistem yang terlemah di sekitar manifold. Ok, separator MP, biasanya
itu yang terlemah. Check setting dari PSV-nya dan dengan analisa hidraulik,
kita bisa menurunkan setting-setting flowline di manifold. Tetapi, setting-setting
di kepala sumur bagaimana ?. Secara general tidak usah diresetting karena pipanya
masih kuat. Tetapi pada kasus-kasus tertentu bisa tergantung situasinya, apalagi
kalau sistem kita itu model HIPPS, lebih ruwet lagi……..

Lalu, apa semua unit operasi itu harus dipasang PSHH ?. Belum tentu. API RP
14C memang menyatakan begitu. Setiap alat yang mengandung potensi bahaya akan
tekanan berlebih haruslah dipasang PSHH, kecuali sistem tersebut secara integral
sudah terlindungi oleh PSHH yang ada di upstream atau downstream-nya. Tidak
boleh ada halangan di antara sistem tersebut seperti control valve, check valve,
dan valve itu sendiri. Jika ada valve, maka filosofi lock-open harus dipakai
untuk menjaga safety integrity-nya.

Good !. Tetapi masalahnya terkadang ada filosofi desain yang menjadikannya
bertentangan dengan si API ini. Desain oil & gas onshore pada umumnya menganut
"meski sistem pemroses liquid gagal, ekspor gas kudu jalan terus".
Nah artinya, tidaklah diinginkan PSHH akan menshutdownkan di sistem liquid yang
mengakibatkan pasokan gas terhenti. Implementasinya biasanya, pressure control
valve-lah yang men-take over si PSHH ini dan membuang liquidnya ke burn pit
guna tetap mendukung kelangsungan operasi proses gas. Kalau ada PSHH, paling-paling
dia cuma alarm. Desain macam ini tentu saja sulit untuk diimplementasikan di
offshore karena tidak adanya burn pit. Makanya, jika sistem pemroses liquid
and pemompaan minyak gagal, shutdown jugalah sistem gas-nya.

Secara umum, setting PSHH adalah tertinggi di pusat penghasil tekanan (misal
: well, kompressor, pump, etc.) dan profilnya semakin menurun sampai di ekspor
meter. Implikasi dari hal ini, seperti yang pernah saya singgung dalam tulisan
saya tentang specs. break, pemilihan pipa haruslah konsisten sehingga tidak
membingungkan orang yang akan mendesain setting-setting PSHH nantinya.

Analisa hidraulik fluida yang dilakukan tentu saja memegang peranan penting.
Jikalau salah dalam melakukan perhitungan, maka hasilnya akan bisa membahayakan
atau loss of production. Loss of production bisa terjadi jika kita salah men-set
PSHH setting ini. Gambar berikut menjelaskan secara sederhana efeknya jika mensetting
PSHH dengan harga yang terlalu tinggi.

Jika kita perhatikan, setting PSHH di inlet SDV haruslah di bawah PSV – setuju
!. Lalu dengan melakukan analisa hidraulik, kita mulai mengurut ke belakang,
berapa seharusnya setting dari masing-masing PSHH sumur. Cukupkah ?, B-e-l-u-m.
Karena, kita harus mengecek, apakah ketika SDV di inlet plant itu tutup karena
PSHH-nya teraktifkan, maka dipastikan semua sumur akan menutup ?. Jika sumur-sumur
tersebut tidak menutup, maka kemungkinan besar PSV di header akan membuka dan
membuang gas ke flare system. Aman memang, tapi enggak janji kalau manager tidak
akan marah. Safe but not cost wise, katanya… Pengetahuan akan perhitungan
hilang tekan (pressure drop) banyak memegang kunci, dan jangan lupa juga untuk
melihatnya dari sisi keadaan tidak tunak (transient). Jika konsepnya tidak terpahami,
bisa jadi kita akan menyebabkan kerusakan material yang lain tanpa disadari.

Contoh (silakan melihat gambar di bawah ini), katakanlah ada model perpipaan
gas. Pada suatu tempat dari perjalanan pipa itu, dipasang beberapa PSV yang
akan mem-venting gas jika terjadi overpressure. Karena suatu sebab, SDV-xx yang
mengarah ke pabrik tertutup, dan akibatnya beberapa PSV bekerja untuk melepaskan
kelebihan tekanan. Setelah itu, maintenance melaporkan bahwa PSV-nya rusak.
Ini belum menarik jika maintenance tidak mengatakan bahwa kondisi ini terjadi
berulang kali. Melongok ke P&ID, tebakan awal adalah chaterring karena beberapa
PSV di setting pada harga yang sama. OK. Tapi kenapa PSV itu "popping",
toh ada SDV-yy di depan PSV ?. SDV-yy itu dilengkapi automatic reset ?. Kenapa
?. Mungkin karena letaknya yang jarang didatangi orang kali (?). Artinya, jika
terjadi kenaikan tekanan sampai batas point PSHH-nya dia akan menutup dan jika
tekanan turun dan menyentuh angka low-nya dia akan membuka kembali. OK, Let
me Check.

Analisa hukum kekekalan massa pada fluida gas menyatakan, bahwa ada sekian
waktu yang diperlukan untuk mencapai setting PSHH si SDV-yy, dan karena lambatnya
putaran valve tersebut untuk menutup, maka PSV setting tersentuh, dan popping-lah
dia. Pelepasan gas ke venting ini mengakibatkan tekanan di sekitar sistem ini
menurun, dan menyentuh harga autoreset si SDV-yy, dan terbukalah kembali SDV-yy
tersebut. Karena jaraknya yang jauh antara pabrik pemasok gas (Plant AA) dengan
SDV-yy, sangat mungkin tekanan di plant AA belum menyentuh harga PSHH di sana,
sehingga kembali lagi tekanan naik karena outputnya masih tertutup oleh SDV-xx.
Karena lambannya penutupan valve SDV-yy, tekanan lebih dulu mencapai setting
PSV dan popping-lah dia. Tekanan turun kembali dan SDV-yy membuka kembali karena
kena setting autoresetnya. Berulang-ulang kali begitu seterusnya sampai ke keadaan
setimbang (atau mungkin juga tidak pernah setimbang ?). Akibatnya ajojinglah
PSV tersebut. Mungkin tindakan yang perlu dilakukan sebagai corrective action
adalah me-review kembali setting PSHH-nya, men-stagger setting PSV-nya, serta
tambahin quick exhaust di SDV-nya. Rekomendasi lebih lanjut lagi mungkin perlu
dilakukan integrity review (termasuk setting PSHH-PSHH) untuk keseluruhan pipa,
mulai dari keluaran meter pabrik, sampai masuk ke receiving facilities. …..
Anyway, kita tidak membahas terlalu jauh ke situ.

Setelah berbicara tentang PSHH, maka pasti akan muncul pertanyaan, sebenarnya
apakah semua pipa/header/pipeline itu butuh dipasang PSHH ?. Pada kebanyakan
kasus, alat-alat transportasi fluida seperti pompa dan kompresor biasanya PSHH
itu dipasang di bagian discharge-nya. Tetapi khusus untuk pipa berbeda!.

Contoh paling sederhana adalah manifold. Flowline-flowline biasanya dihubungkan
ke masing-masing header lewat pipa-pipa pengarah atau ligatur ke masing-masing
header yang punya tekanan operasi yang spesifik (HP, MP, LP, LLP, VLP, dst..bla..bla..).
Tidak jarang, di ujung pipa flowline sebelum masuk header terdapat flow control
valve (FCV). Orang-orang perminyakan umumnya menyebut ini sebagai choke valve.
Kalau kita ingin memasang PSHH di sistem ini, dimanakah tempat yang tepat ?

Secara naluriah pasti kita akan menaruh PSHH di downstream choke dan PSLL di
upstream choke. Peletakan ini tidak boleh terbalik, karena akan mempengaruhi
keefektifannya. Lalu apakah di header perlu dipasang PSHH ?. Tentunya tidak
karena sudah ada PSHH di upstream header-header ini, sehingga cukup dipasang
PSLL untuk mengaktifkan SDV di header.

Kalau ada PSHH, paling-paling cuma untuk alarm saja. Lalu jika kita ikuti alur-alir
gas HP, berarti di seluruh fasilitas pengolahan gas HP tidak perlu dong dipasang
PSHH, toh sudah terdapat PSHH di sumbernya (flowlines). Benarkah ?. Jawabannya
tentu saja bisa anda lihat di API RP 14C.

Reference

  1. Transient Hydraulic Analysis, A troubleshooting Story at East Kalimantan
    Pipeline at PK XXX, by Tahzudin Noor, I Made Sukrajaya, and Cahyo Hardo.
  2. AGX Process Safety Diagram, PremierOil Natuna Sea BV, South China Sea.
  3. Safety Analysis Function Evaluation (SAFE) chart, American Petroleum Institute
    (API), API RP 14C.