Apakah ada yang bisa memberikan pencerahan mengenai surge relief valve (SRV), aplikasinya sebatas yang saya ketahui adalah bahwa fluida yang mengalir dalam pipe akan mengalami peak pressure di saat tertentu, flow fluida dengan peak pressure tersebut akan di alirkan (di drain) ke dalam sump tank. Hal ini dimaksudkan agar peak pressure yg tiba-tiba tersebut tidak menggangu/merusak PCV (pressure control valve) yang berlokasi setelah SRV.

Pertanyaan : (Ardiansyah Kusumah – Kerjasama
Trubajurong-Indokomas (KTI))

Apakah ada yang bisa memberikan pencerahan mengenai surge relief valve (SRV),
aplikasinya sebatas yang saya ketahui adalah bahwa fluida yang mengalir dalam
pipe akan mengalami peak pressure di saat tertentu, flow fluida dengan peak
pressure tersebut akan di alirkan (di drain) ke dalam sump tank. Hal ini dimaksudkan
agar peak pressure yg tiba-tiba tersebut tidak menggangu/merusak PCV (pressure
control valve) yang berlokasi setelah SRV.

SRV ini akan dipasang di receiving/incoming sebuah depot, fluida yang mengalir
dalam pipe adalah liquid gasoline/kerosene/diesel), operating pressurenya 3
bar, operating flow nya 425 m3/hr.

Saya telah menggunakan software insucalc, dengan asumsi untuk aplikasi liquid
relief valve, diperoleh hasil 4P6. inlet 4" dan outlet 6".

Sedangkan dari hasil browsing saya mengenai surge relief valve diperoleh bahwa
surge relief valve berupa menyerupai sebuah valve yang memiliki pilot, dimana
inlet dan outlet memiliki size yang sama.

Sedangkan Safety Relief Valve, secara fisik sama dengan PSV pada umumnya.

Pertanyaannya :

1. Adakah perbedaan antara Surge Relief Valve dengan Safety Relief Valve?
2. Apakah ada kemungkinan pressure naik secara mendadak, apa yang dapat menyebabkannya,
sedangkan secara logika awam hal ini tidak akan terjadi, karena pressure pompa
yang terdekat dengan plant memiliki discharge pressure 6 bar, hasil kalkulasi
pada saat tiba di plant 3bar?
3. Bila ini diperlukan untuk reason safety, apakah setting pressure berdasarkan
20% diatas operating pressure, atau bagaimana?

Tanggapan 1 : (Darmawan Ahmad Mukharor – VICO
Indonesia)

Mas Ardiansyah,

1. Jika yang dimaksud adalah surge relief valve (biasa disebut juga sebagai
surge anticipator)adalah untuk dipasang pada line yang mengalirkan liquid, prinsipnya
sama percis dengan safety relief valve, karena memang dia juga pressure relief
valve, akan bekerja berdasarkan pressure settingnya. Pada umumnya ukuran pipa
sama antara inlet dan outlet pada surge anticipator ini, karena umumnya yang
ditangani adalah liquid bukan gas yang bisa menimbulkan kebisingan dan sbgnya.
Surge antisipator ini biasa dilengkapi dengan sistem pilot yang cukup kompleks
untuk mengantisipasi turunnya pressure yang tiba tiba akibat "release pressure".
Cukup banyak seperti mas Ardiansyah browse dari internet menjelaskan fenomena
ini. Jadi intinya jika safety relief valve itu hanya terdiri dari dia sendiri,
maka surge antisipator dilengkapi dengan strainer dan juga control valve.

2. Fenomena liquid hammer bisa disebabkan banyak hal, selain kegagalan control
di upstream, surge flow dari sumur, juga akibat kenaikan temperatur yang mendadak
pada pipeline akibat kebakaran misalnya, sebagaimana waktu itu saya bahas disini.
Efek kenaikan temperatur ini sungguh luar biasa, selain bisa mengakibatkan liquid
hammering juga bisa menyebabkan PSV atau surge anticipator bekerja terus terusan.
Jadi bisa dimungkinkan pressure pada pipeline naik secara mendadak. Dalam kasus
Mas Ardian memang sebaiknya lebih dulu memitigasi kemungkinan surge dari mana
asalnya dan jika sudah ditemukan, akan lebih baik menyelesaikan permasalahan
itu disini misalnya dengan menaikkan kehandalan control di upstream, mengatur
sistem choking di sumur dan atau passive fire protection pada pipeline. jika
masalah duit yang bicara, yah sudah install saja Surge anticipator yang lebih
murah dibanding PFP. CUman menjadi catatan sekali lagi respon sistem mekanik
pada surge antisipator tidaklah secepat efek yang timbul akibat liquid hammering.
jadi tettepp! kudu hati hati yah milih surge anticipator. Perkara setting sebaiknya
memang disetting lebih tinggi dari 6 bar. Tapi tunggu dulu Mas Ardian belum
memberikan kondisi proses pada control valve beserta respons control valve.
Inget surge anticipator adalah satu kesatuan dengan control valve ini. Jadi
setting pressure sebenarnya musti memasukkan efek contol valve.

3. Pipa sendiri yang ratingnya 150#, mampu mengantisipasi overpressure, jika
operasi berlangsung pada 3 bar. Tetapi sebagaiman Wing Y WOng ingatkan, dalam
kasus terjadi Fire/upset temperatur yang mendadak, setting pressure harus bisa
melindungi pipeline (bisa lebih tinggi dari 10 bar), tapi lihat juga efek pressure
pada kontrol valve. Intinya perihal angka saya ngga bisa kasih di sini Mas Ardian.

InstruCALC sebenarnya sudah cukup bisa bisa dihandalkan, jika vendornya sudah
ditentukan tentunya biar mereka yang menghitung detailnya. Mas Arief Rahman
sebenarnya termasuk pecinta InstruCALC, justru karena software ini netral, tidak
mewakili kepentingan vendor tertentu.

Tanggapan 2 : (Lay King Wie)

Dear Ladies and Gentlemen,
In addition to this email below witten by Mr. Darmawan Achmad, I want to write
some paragraphs to Mr. Ardiansyah.
1. SRV usually used when we have a positive displacement equipment like pump
and compressor and the out let of the SRV go back to the inlet tank. This relief
valve is use to control the maximum pressure of the positive displacement system
and usually higher than the PSV system and place near the equipment. Because
of it is place near the system the rating of the outlet pipe usually nearly
the same.
2. A few time after a positive displacement equipment start usually they make
a very high pressure condition because the flow at that moment is very turbulent
and the friction factor at that moment is very high. This phenomena can make
the positive displacement equipment get a high vibration. The pressure of the
positive displacement equipment we usually use is the rated or normal condition,
while when we start it becomes nearly shut-off condition ( look at the positive
displacement curve ).
3. The rating of the SRV is slightly below the maximum head of the performance
of the positive displacement equipment, especially when the performance curve
is not very sharp. When it is very sharp you can use slightly higher than the
rated pressure performance.

Tanggapan 3 : (Cahyo Hardo – PremierOil)

Melihat tulisan Mas Ardian, Saya menangkap bahwa diinginkan PSV ngepop duluan
baru PCV. Terus terang saya agak heran jika PSV harus bekerja duluan sebelum
PCV.

Kenapa yach takut PCV-nya rusak atau terganggu? Bukankah PCV memang tugasnya
untuk memaintain tekanan? Artinya dialah harusnya yang lebih sering bekerja
ketimbang PSV. Something wrong dengan tuningnya??

Jika saya melihat fluidanya, keliatan sangat volatile. Apakah kejadian kenaikan
tekanannya yang tiba2 tersebut pada sekitar siang bolong? atau random? Jika
pada siang hari, kemungkinan besar disebabkan oleh efek penguapan fluida cairnya
sehingga bisa jadi aliran dua fasanya meng-induce slug flow. Efeknya, tekanan
bisa naik dan turun drastis secara tiba-tiba. Apakah pernah diterka dulu via
simulasi proses?

Jangan2 hanya dengan menaikkan tekanan keseluruhan pipa via PCV, problemnya
jadi hilang karena mengeliminasi/mengurangi secara significant penguapan dari
fluida cair tersebut.

Maaf yach Mas Ardiansyah, saya bukannya memberi pencerahan tetapi malah balik
bertanya. Maksud saya cuma satu, sebelum melangkah lebih jauh, sudahkah kita
memastikan definisi masalahnya dengan benar.

You know better than me ……..because the truth is out there!

Tanggapan 4 : (Gunawan Siregar – Rekayasa)

Dear Rekan Ardiansyah dan peserta milis Migas lainnya,
Kebetulan saja saya pribadi pernah memasang Surge Relief Valve untuk Condensate
Loading ke tanker kondensat di salah satu kilang LNG pada akhir tahun 2000 yang
lalu. Surge Protection Skid, kami tempatkan di area Condensate Berth sebelum
Loading Arms. SRV yang kami pasang adalah Daniel DANFLO ( Houston, Texas ) dengan
size 12" dan setpoint 226 psi 15.6 bar ).

Sekarang saya akan mencoba menjawab pertanyaan Pak Ardian :

1. Beda Surge Relief Valve dengan Safety Relief Valve ?
Surge Relief Valve komersial yang banyak dipakai adalah Gas Loaded Axial-Flow
Style Valve. Valve yang dipasang adalah Sliding-plug dimana cavity dibelakang
valve-plug diisi dengan gas Nitrogen. Gas Nitrogen disupply dari suatu plenum.
Gaya dari gas nitrogen ini melawan gaya dari aliran kondensat. Valve akan tetap
tertutup sampai tekanan gelombang surge melebihi gaya dorong gas N2 ( set press
). Liquid yang dilewatkan surge valve, selanjutnya ditampung dalam suatu surge
tank ( overflow tank ). Jadi berbeda dengan konvensional safety valve yang pakai
"spring" atau "pilot".

2. Apa yang dapat menyebabkan pressure naik ?
Tergantung pada proses yang anda miliki. Penyebab surge wave pada pipeline misalnya:
a). ESD of tanker loading system.
b). Loading pump failure / trip .
c). Rapid MOV closing
d). Check-valve slumming shut.

p>3. Setting Pressure.
Penentuan set-pressure tergantung peraturan dari negara setempat ( kalau ada
).
Di negara paman Sam sana, ada DOT ( Department of Transportation ) regulation.
Saya kutip peraturan DOT tsb sbb :
" No operator may permit the pressure in a pipeline during surges or other
variations from normal operatings to exceed 110% of the operating pressure limit.
Each operator must provide adequate controls and protective equipment to control
pressure within this limit". Jadi setting pressure adalah 110 % dan bukan
120% .

Apa yang bisa terjadi jika pipeline surge protection tidak cukup ?
a) axial separation of flanges
b) pipe fatigue failure at welds
c) damage to piping ang pipe supports
d) pumps knocked out of alignment
e ) damage to special equipment such as loading arms, hoses, bellows, etc.

Saran saya, pertama-tama anda harus melakukan Unsteady-state Surge Analysis
untuk menentukan apakah fenomena "surge transient" akan terjadi di
instalasi anda bertugas. Kami dulu memakai konsultan untuk study tsb. Jika "surge"
memang tidak terhindarkan, anda harus memilih apakah Surge Valve akan dipasang
atau pakai alternatif lain. Daniel DANFLO Surge Valve punya ukuran ( size )
4" .

Salah satu alternatif lain adalah dengan memakai Accumulators ( gas precharged
bladder-type vessels ) seperti yang dipasang di kilang LPG Arun untuk antisipasi
Expander shutdown.

Mungkin rekan saya dari pihak Operation yaitu Pak Widodo Wiryono dari RG bisa
menambahkan ( karena saya dari departemen Project ). Condensate Berth di Ras
Laffan adalah common berth bagi QG dan RG. Monggo Mas Wid, bagi-bagi sedikit
elmu Operationnya di milis ini.

Mudah-mudahan sedikit tambahan informasi ini bisa bermanfaat bagi rekan Ardiansyah.

Tanggapan 5 : (Lay King Wie)

Dear Ladies and gentlemen,
Condensate, LPG or LNG are very volatile materials in room temperature, so they
will make a very high pressure in stagnant condition, no matter how good is
your practical insulation systems. If the rate of heat input greater than estimated
allowable design ( usually at low rate transfer ) the pressure of the system
become higher and after that your pump would be surge. So beside the surge relief
valve they usually give the boil-off vapour system to control the pressure and
kept the line circulate.

Tanggapan 6 : (Darmawan Ahmad Mukharor – VICO
Indonesia)

Mas Lay King Swie
Wah, saya baru tahu nih kalau liquid yang sangat volatile bisa menaikkan pressure
hingga sedemikian tinggi (????) setahu saya nih, kenaikan pressure (normal system)yang
drastis dari volatile component hanya terjadi jika dia terpapar dengan panas
(heat input) yang besar. Kalau boleh tahu apa Mas Lay ini punya pengalaman pribadi
dengan volatile liquid sehingga bisa berkesimpulan seperti itu (so they will
make a very high pressure in stagnant condition). Atau bisa disebutkan bukunya
yang Mas Lay yang menyebutkan ini apa? Biar saya juga bisa belajar juga donk.

Atau apa yang saya pelajari selama ini salah? Tekanan yang dimaksud dalam pernyataan
Mas Lay itu tekanan uap atau tekanan normal system? Benar seperti dikatakan
Cahyo, yang terjadi kemungkinan "cuma" terjadi penguapan liquid volatile
(yang tidak dalam keadaan bisa membursting pipeline) sedemikian hingga bisa
menyebabkan slug flow yang bisa diartikan sebagai surging…..

Dan efek insulation adalah significant sepanjang dia bisa mencegah heat input
dari luar… jadi saya kurang setuju pernyataan Mas Lay "no matter how
good is your practical insulation systems". Pencegahan heat input ini penting
untuk menahan agar penguapan liquid volatil menjadi uap nya "setidaknya"
tidak bertambah

Pertanyaan saya pada Mas Lay,
1. Untuk sistem kerosen pada 3 bar, apa dia bisa naik melebihi 6 bar (tanpa
heat input lho!!!) ? maksud kata "very high pressure in stagnant condition"
itu apa?
2. Sudah baca tulisan Wing Y Wong di Chemical engineering May 1989 tentang
bahayanya paparan temperature tinggi (heat input) pada pipeline belum?

Tanggapan 7 : (Tri Partono Adhi – Jurusan Teknik
Kimia ITB)

Mas Darmawan yang baik,
Menurut pemahaman saya, sepertinya koq ada perbedaan kasus antara apa yang disampaikan
Mas Lay King Wie dengan yang anda sampaikan. Mas Lay memaparkan kasus untuk
LNG, LPG dan kondensat, sedangkan anda menyampaikan kasus untuk kerosen. Biar
terlihat kontrasnya, coba kita bandingkan saja kasus LNG dengan kerosen. Untuk
memenuhi persyaratan penyimpanan dan transportasi pada tekanan atmosferik, LNG
harus memiliki temperatur yang sangat rendah (sekitar – 150C). Bila LNG ini
dibiarkan mengalami kenaikan temperatur hingga temperatur ambien, maka diperolehlah
fasa uap dengan volum sekitar 600 kali lipat (seperti yang telah sering disampaikan
dalam milis ini). Bayangkan seandainya ada pipeline yang penuh dengan LNG dan
terekspose pada kondisi temperatur ambien (misalkan saja perpipaan antara tangki
LNG ke LNG loading arms). Meskipun pipeline ini (sekitar 22” – 28") dibalut
dengan insulasi setebal 6", bahaya adanya heat inleak tetap ada dan perlu
diwasdai (delta temperature = 155 C is too big to neglect). Indeed, setahu saya
per design, untuk kasus insulasi LNG pipeline, heat influx sekitar 32 W/m2 sering
dipakai sebagai patokan.

Bila seandainya, LNG dalam pipeline tersebut dibiarkan stagnant , wow Mas Dharmawan
bisa menghitung waktu kapan pipeline akan blow-up. Oleh karena itu, saya pikir
saya bisa memahami bahwa meskipun tidak ada aktivitas loading, maka LNG dalam
pipeline tersebut tetap perlu disirkulasikan kembali ke tangki LNG. Tujuannya
adalah agar vapor yang terbentuk di sepanjang pipeline akan dilepas dalam ruang
atas tangki, yang kemudian dilepas secara terkendali melaui apa yang dikenal
sebagai Boil Off Gas (BOG) system. Dalam LNG Plant, BOG ini dimanfaatkan sebagai
fuel gas atau mungkin diinjeksikan kembali ke refrigeration system untuk dicairkan
lagi. Dalam hal ini, mungkin kita bisa juga memandang tangki LNG berfungsi sebagai
kompensator.

Mungkin segitu saja urun rembug saya. Tentu saja Pak Gunawan Siregar atau rekan-rekan
di LNG Plant yang akan bisa menjelaskan lebih jauh.

Tanggapan 8 : (Lay King Wie)

Dear ladies and gentlemen,
According to this email below I would try to answer the questions.
1. In the field the normal temperature under the sun can reach up to more than
60 degrees. At that condition, for a light kerosene blockage line with valves,
the pressure of light kerosene can jump from normal outlet pump pressure 40
kg/cm2 up to 60 kg/cm2. Imagine if the fluid is LNG or cooled propane LPG where
it ‘s normal temperature at normal pressure are about minus 120 degree and minus
40 degree respectively.
2. I haven’t read the paper, because I am not queit a very good educated person,
I am only a hard-worker who is looking an evidence thoroughly and imagine what
the people talking about and try to ask somebody else to tell me what the people
talk that I don’t understand.

Tanggapan 9 : (Triyatno – CAPCX)

Pak Tri Partono,
Memang seperti yang yang Pak Tri tulis, LNG atau LPG atau cairan volatile lainnya
seperti Amoniak cair, dalam pipa tidak boleh dibiarkan diam terblok total yang
tidak ada saluran pembuang gas yang dihasilkan oleh karena bocoran panas (heat
leak) lewat isolasi. Jadi meskipun suhu pipa itu hanya naik sekitar suhu ambient,
tetapi itu bearti suhu LNG akan naik sekitar (160 + 32 = 192 oC), atau kalau
suhu LPG Propane naik (40 + 32oC = 72 oC)

Barangkali Pak Darmawan atau Pak Garonk ini memang belum mengenal kondisi cairan
yang volatile tersebut sehingga sampai tidak mempercayai keterangan Pak Lay
King Wie.

Semua pipa atau bejana yang berisi cairan volatile, harus mempunyai TSV atau
Temperature Safety Valve, dimana pada TSV ini akan membuang kelebihan pressure
lewat pengeluaran sebagian cairan dalam pipa atau dalam bejana. Bedanya PSV
dengan TSV adalah untuk PSV itu biasanya yang direlease atau dibuang saat over
pressure adalah sebagian gas dalam pipa atau bejana, sedangkan pada TSV yang
direlease atau dibuang adalah sebagian cairan saat over pressure.

Dengan terbuangnya sebagian cairan dalam pipa atau bejana lewat TSV, maka tekanan
dalam pipa atau bejana akan cepat turun karena cairan itu pada prinsipnya uncompressable,
sehingga adanya kenaikkan tekanan pada cairan itu akan sangat mudah hilang apabila
cairan mengalami pengurangan volumenya.

Cara Kerja dan fungsi TSV dan PSV ini beda dengan cara kerja dan fungsi Surge
Relief Valve (SRV) yang dijelaskan Pak Gunawan Siregar.

Pada SRV, fungsinya adalah untuk merelease over pressure saat terjadinya surge
karena adanya aliran fluida yang tiba-tiba terhenti.

Untuk memudahkan pemahaman adanya surge ini adalah sebagai berikut. Kalau ada
aliran cairan yang dari satu tempat lewat pompa ke tempat lain, contohnya adalah
saat loading ke kapal. Tiba-2 ada gangguan keamanan di kapal sehingga Emergency
Shut Down Valve (ESD-Valve) di loading arm diaktifkan menutup secara automatis.
Tenaga kecepatan aliran (setengan masa kali velocity.kwadrad) ini akan menimbulkan
gaya yang sangat besar yang harus diterima oleh bagian pipa tempat dipasangnya
ESD-Valve tersebut, yang dapat menyebabkan bursting atau jebolnya sambungan
las-lasan pipa, flange, atau lain-2 fasilitas yang berhubungan.

Barangkali hal ini dapat dengan mudah kita bayangkan adanya deburan ombak yang
menghantam badan kapal, semakin besar kecepatan angin, semakin besar obmak yang
timbul dan semakin besar daya hempasan ombak yang diterima oleh badan kapal
yang menghalangi ombak tersebut.

Wah saya sendiri koq jadi bingung membaca tulisan saya sendiri, moga-2 Bapak-Ibu
tidak bertambah bingung mbaca tulisan saya ini.

Tanggapan 10 : (Darmawan Ahmad Mukharor – VICO
Indonesia)

Mas Lay yang low profile,

1. Sepanjang melibatkan perpindahan panas tentunya kenaikan pressure akan terjadi…
maksud saya penegasan anda (dalam email terdahulu) tadinya kan tidak memerikan
penambahan panas ini. Jadi musykil pressure suatu liquid dalam wadah tertutup
dalam kondisi stagnant bertambah tanpa ada perubahan temperatur atau heat adding.
Pasti Mas Lay memahami benar apa itu persamaan keadaan. Penambahan temperature
sebesar 60 deg F(?) sangat tidak mungkin terjadi di Indonesia, apalagi jika
pipeline tersebut dipendam dalam tanah, jadi kesimpulannya dalam contoh yang
Mas Lay perikan kurang berhubungan dengan problemnya Mas Ardiansyah yang tidak
membicarakan kerosen dalam kondisi stagnant….. Kenaikan akibat matahari yang
terik tidak terjadi sekonyong konyong, jadi efeknya tidaklah terlalu membahayakan
(meski sebenarnya perlu dihitung: P2 – P1 = A(T2-T1)/B, A = cubical expansions,
B = isothermal compressibility, A, B untuk kerosen sekitar 0.0005 dan 0.000007)…..kecuali
memang ada kebakaran perlulah dipasang PSV seperti referensi Wing Y Wong …
akan sangat lain Mas Lay…

2. Tentu saja anda saya yakini seseorang yang berpendidikan… anda kan telah
lama malang melintang di mailist Nasional kan…. sungguh low profile adalah
sifat terpuji, namun tidak jujur adalah kebalikannya, jika anda mengatakan anda
adalah seseorang yang kurang berpendidikan, saya ngga yakin…..

Untuk Mas Tri Partono Adhi (dosen saya)

1. Saya kembali membicarakan kembali dengan kasus kerosene tentunya untuk mengembalikan
kembali kasus Surge Relief Valve sebagaimana yang ditanyakan oleh Mas Ardiansyah
ke pokok pembahasan semula, kasihan kan Mas Ardiansyah
sudah susah susah nanya malah bahasannya mbleber ke LNG segala apalagi sampai
LPG waduh Mas Tri, semakin jauh saja…..

2. Perihal LNG / LPG saya sangat setuju dengan semuanya (Mas Gunawan, Mas Lay
dan Mas Tri), bahwa "care must be taken on it" ….

Tanggapan 11 : (Tri Partono Adhi – Jurusan
Teknik Kimia ITB)

Kembali ke masalah volatile liquid, dalam email lalu, intinya aku hanya ingin
menyampaikan bahwa ada sedikit perbedaan antara kasus yang disampaikan pak Lay
(kondensat, LPG dan LNG) dengan kasus yang anda sampaikan (kerosen). Saya tulislah
agar terlihat kontras bedanya, maka ambil saja perbandingan antara LNG dan kerosen,
karena karakteristik LPG dan Kondensat berada diantara dua kutub kasus ini.
Bila kemudian hanya bahasan LNG yang disampaikan, maka sebenarnya secara implisit
dengan perkataan "kontras" tadi, saya ingin menyampaikan bahwa kerosen
dalam konteks bahasan tersebut memiliki karakteristik yang berseberangan dengan
LNG. Maaf kalau cara berlogika saya terasa "mbulet".

Sejauh yang saya tahu, kerosene (minyak tanah) adalah salah satu fraksi produk
hasil olahan minyak mentah dalam Unit Distilasi Atmosferik (ADU). Lebih berat
drpd Naphta, tapi lebih ringan drpd light diesel. Memiliki spesifikasi rentang
normal boiling point (NBP) sekitar 180 – 240 C dengan true vapor pressure (TVP)
pd 100 F (37.8 C) hanya sekitar 0.002 kg/cm2. Jadi, saya pikir saya juga bisa
memahami kalau kerosen pada kondisi temperatur ambient dan tekanan atmosferik
memiliki fasa cair. Dan memang seperti itulah kerosen yang saya lihat pada gerobak
dorong mang tukang minyak tanah. Berdasarkan pengetahuan ini, saya juga setuju
bahwa bila kerosen dipompakan melalui pipa pada tekanan di atas atmosferik,
maka kecenderungan kemudahannya untuk menguap makin berkurang. Kiranya, jelaslah
bahwa dari segi kemudahan menguap, karakteristik LNG sangat kontras bedanya
dengan kerosen.

Tapi dasar saya gak banyak gaul dengan lapangan, maka saya agak gak paham (dan
karena itu jadi penasaran nih) dengan komentar teknis dari Pak Lay yang terakhir
mengenai kerosen. Saya sebaiknya minta pendapat langsung saja pada beliau.

dear Mr. Lay King Wie:

Referring to your previous comment, the pressure of kerosene in the blocked
pump discharge line (illustration of stagnant condition) was reported to increase
from 40 to 60 kg/cm2. If my understanding is right, you mentioned this is due
to temperature jump (from ambient up to > 60 degrees) of the surrounding
air at the day`time. Based on the description of kerosene characteristics as
stated in (iv), i am sure that kerosene is still in liquid phase at this temperature
range, meaning that there is no pressure build up due to evaporation of kerosene
in a confined space. But, i do believe that because of this temperature increase
the volume of kerosene will increase too, though it is still in liquid phase.

Indeed, assuming a 10 C temperature increase (say from 30 to 40 C), i found
through my rough calculation that kerosene will expand about 1.0%. Suppose the
pipeline is fully elastic, this 1% volume expansion is equivalent to 0.5% pipe
diameter enlargement. It seems too small to consider, but we may agree that
this is greater than the possibility of pipe line radial expansion due to temperature
increase of only 10 C.

Thus, it is fairly good to assume that the pipe is still in original size.
This means that the volume of kerosene should also be the same as the original.
As a result, the potential of 1% liquid expansion in a confined space should
be compensated with the increase in liquid pressure. When i did this calculation,
it was surprising me that the kerosene pressure goes up to around 100 kg/cm2
(based on kerosene with characteristics as stated above). This made me shocked
for a while. But, thanks for the rainy weather in Bandung, then i realized that
kerosene in liquid phase is an incompressible fluid. We need high pressure just
to squeeze it for a little.

At this point, i feel i am satisfied with my analysis. But wait, don’t you
think this is merely based on textbook thinking or blind guessing? So, would
you please elaborate further the explanation on this matter based on field experience?
The only experience i can recall with this phenomena, similar but in the opposite
way, is when i was still in the winter country. Engine metal block of my car
was cracked because of frozen cooling water line. That was an expensive factual
demonstration for me that water will expand when it is freezing. Since then
i never forget to prepare antifreeze coolant before winter is coming.

I really appreciate your willingness to comment.

Tanggapan 12 : (Nugroho Wibisono)

Dear Pak Triyatno, Pak Tri, Pak Lay dll Saya masih baru belajar, jadi mau nanya2
nih.. Saya sandwich aja deh biar ga bingung..

Kalo misalnya SDV diatur sedemikian rupa sehingga SDV punya closing time agak
panjang, apa bisa dicegah kejadian bursting dari pipa tsb? karena bayangan saya,
kalo aliran service fluid dari pipa tsb ditutup pelan2 tidak menimbulkan gejolak
seperti halnya apabila SDV punya closing time yg sangat cepat.

Tanggapan 13 : (Triyatno – CAPCX)

Dear Pak Weby,
Untuk penutupan Emergency Shut Down (ESD) Valve pada kasus loading ke kapal,
ini di atur agar dapat menutup dengan cepat dan dapat menghindari bahaya di
kapal.

Contoh saat ada badai sewaktu loading ke kapalLNG. Karena ada daya dorong yang
sangat besar ke body kapal LNG maka akan terjadi geseran posisi kapal, yang
dapat menyebabkan posisi Loading Arm mengalami penggeseran sampai melebihi batas
yang diizinkan. Karena posisi demikian bisa menyebabkan patahnya Loading Arm
yang menyebabkan terjadinya tumpahan LNG ke kapal.

Tumpahan LNG ini harus dicegah karena badan luar dari kapal LNG terbuat dari
Carbon steel, dan badan kapal ini akan retak dan jebol karena siraman LNG yang
bersuhu – 160 oC, selain kemungkinan bahaya kebakaran di kapal dan di dermaga,
maka sengaja dipasang ESD untuk secara automatis menutup dan melepaskan ikatan
Loading Arm dari manifold (sambungan pipa) di atas dek kapal. (Kondisi retaknya
bahan Carbon Steel ini bisa dibayangkan seperti adanya keretakan gelas panas
yang tiba-tiba disiram air es)

Maka usaha mengatur waktu penutupan ESD-Valve lebih lambat justru dapat menyebabkan
bahaya lain (pecahnya badan kapal dan bahaya kebakaran) yang harus kita hindari.

Demikian sekedar tambahan info dari pengalaman lapangan.

Tanggapan 14 : (Gunawan Siregar – Rekayasa)

Rekan Darmawan , Budi Teko dan para peserta milis lainnya Ysh , Ijinkan saya
untuk sedikit klarifikasi mengenai posting saya sebelumnya. Rekan Ardiansyah
dari KTI memang betul memulai diskusi ini dengan meminta pencerahan ttg SRV
untuk aplikasi cairan gasoline / kerosine / diesel. Kebetulan saya pernah pasang
SRV tsb untuk aplikasi cairan kondensat ( Condensate Loading Pipeline to Condensate
Tanker ) .

Rekan tsb sudah menghubungi saya via Japri untuk informasi yang diperlukan lainnya.
Produk dari kilang LNG itu ada beberapa macam yaitu : LNG ( mostly C1 ) , LPG
( C3 + C4 ) , Condensate ( C5 + heavier HC ) dan juga Sulphur padat ( jadi bisa
4 macam produk ). Malah ada kilang LNG yang memproduksi NGL Product ( QG misalnya
).
Memang rekan Lay menambahkan penjelasan ttg LNG dan LPG, sedangkan saya sih
cuma ingin sharing untuk aplikasi cairan Kondensat ( pentane and heavier Hydro
Carbon ). Kalau LNG / LPG dan Condensate memang Pak Triyatno dari CAPX yang
berpengalaman soalnya beliau lama bertugas di kilang LNG Arun sebagai Storage
& Loading Superintendent / Head ) .

Tanggapan 15 : (Tahzudin Noor – VICO Indonesia)

LEL masih rendah, auto-ignition masih jauh.

Tanggapan 16 : (Widodo Wirdjono – Qatar)

Pak Ardiansyah,
Menambahkan keterangan dari Bapak2 sebelumnya berdasarkan praktek lapangan.

1. Alasan pemasangan SRV pada case Pak Ardiansyah:
SRV tsb bisa juga dipasang karena ada kondisi tertentu di mana PCV dapat menutup
tiba2 (dengan closure time yang rendah), atau PCV tsb mendapat ESD signal. Yang
pernah saya baca kalkulasinya menggunakan transient flow (dynamic surge calculation).
Dari data2 yang diberikan Pak Ardiansyah masih diperlukan jarak dari supply
ke receiving.

Pressure surge fungsi dari : massa fluida (~density, velocity), jarak (dari
pompa supply sampai ke valve), closure time dari valve. Dari fungsi di atas
jika terjadi penutupan valve tiba2, surge pressure yang terjadi dapat jauh melebihi
supply pressure.

Sebagai contoh LNG dengan flow 10,000 m3/hr, tekanan pompa 8 barg, panjang
pipa 6 km, ukuran pipa 24". Pada pemompaan normal tekanan di receiving
sekitar 2.2 barg. Tetapi jika valve di receiving menutup dengan kecepatan 5

detik, maka di receiving dapat terjadi kenaikan tekanan sampai >30 barg.
Surge pressure ini hanya terjadi sesaat saja (split second), setelah beberapa
detik tekanannya akan menyamai discharge pressure pompa (jika pompa centrifugal
dan jika pompa tidak stop).

2. .Bila ini diperlukan untuk reason safety, apakah setting pressure berdasarkan
20% diatas operating pressure, atau bagaimana? Setting pressure dan ukuran Surge
RV tergantung seberapa besar fluida yang harus direlease sehingga hasil akhir
tekanan peak tidak melebihi MAWP. Setting pressure SRV bisa saja lebih rendah
dari PSV setting. Pada contoh di atas agar tekanan peak surge tidak melebihi
23.5 barg, maka setting yang diperlukan adalah 16 barg dan diperlukan 6 buah
Surge RV dengan ukuran 8". Setting Surge RV yang rendah ini adalah untuk
mendahului bukaan sehingga peak pressure masih pada allowable limit. Maaf saya
tidak punya softwarenya jadi yang bisa saya berikan hanya contoh lapangan yang
ada.

Sebagai perbandingan pada system yang sama dipasang PSV dengan setting 30 barg
(rating pipa 300#), dengan ukuran hanya 1".

Mudah2an ada manfaatnya.