Select Page

Saya baru lulus akhir tahun 2007 ini, dan bekerja pada EPC Company yang mempunyai project Engineering Services. Saat ini sedang melakukan sizing dari PSV. Selalu saya temukan pada datasheet client diinginkan menggunakan code sizing API 520 atau ASME VIII. Tentunya dengan kasus block discharge atau Fire. Pertanyaan saya : 1. Untuk kasus yang seperti apa, kita akan menggunakan API 520, dan juga kasus seperti apa untuk ASME VIII ?? ; 2. Apakah perbedaan yang signifikan dari API 520 dan ASME VIII pada waktu sizing ??

Tanya – Alvin Alfiyansyah

Dear All,

Saya mendapat pertanyaan dibawah, karena di pagi ini saya harus melakukan meeting dan HSE evaluation di sebuah yard yang jaraknya jauh banget dan mulai besok harus HAZOP study utk project lainnya, mohon kepada rekan Process Engineer lain di mailist Migas agar bantu menjawab pertanyaan tersebut. Saya yakin banyak yang bisa membantu…saya tidak sempat buka kamus Process Engineering nich.

Saya harus pergi dahulu dari memantau mailist.

Dear Pak Alfin,

Saya Mr. XXX Wijaya. Memperoleh alamat email ini dari milis migas. Saya baru lulus akhir tahun 2007 ini, dan bekerja pada EPC Company yang mempunyai project Engineering Services. Saat ini sedang melakukan sizing dari PSV. Selalu saya temukan pada datasheet client diinginkan menggunakan code sizing API 520 atau ASME VIII. Tentunya dengan kasus block discharge atau Fire.

Pertanyaan saya :

1. Untuk kasus yang seperti apa, kita akan menggunakan API 520, dan juga kasus seperti apa untuk ASME VIII ??

2. Apakah perbedaan yang signifikan dari API 520 dan ASME VIII pada waktu sizing ??

Terima Kasih atas bantuannya, dan Mohon Maaf jika mail ini mengganggu Bapak.

Tanggapan 1 – Ari Firmansyah

Kang AAL dan Mr. XXX

Selintas membaca API RP 520 pt I, dari forewordnya quote: ‘The information in this recommended practice is intended to supplement the information contained in Section VIII, ‘Pressure Vessels,’ of the ASME Boiler and Pressure Vessel Code.

.

The recommendations presented in this publication are not intended to supersede applicable laws and regulations.’

Mestinya, API RP 520 dan ASME VIII tidak ada perbedaan yang significant, karena sifat API RP 520 yang melengkapi ASME VIII tadi. Dilihat dari grafik dan tabel yang ada di API RP 520 juga banyak yang mencuplik dan conform dengan ASME VIII.

Yang mungkin berbeda adalah koefisien of discharge yang digunakan dlm perhitungan. API RP 520 menggunakan 0.975 sementara ASME VIII 0.9 dari actual area, yang dapat berakibat orifice area required lebih besar.

Untuk penentuan kasus, saya rasa keduanya sama saja.

Sekian dari saya, CMIIW.

Tanggapan 2 – luvi inst

Mas Ari..,

Ini adalah kelanjutan dari mail yang saya kirimkan ke Mas Alvin. Kalau saya lihat dari Discharge Coefficient (KD), maka ASME lebih kecil dibanding API. Jadi Luas Area yang dihasilkan menggunakan formula ASME akan menjadi lebih besar.
Memang hal ini yang saya temui. Misalkan di satu kasus Sizing, dengan menggunakan API saya menemukan dengan Orifce Disc ‘F’ tetapi dengan ASME ‘G’. Dan pada saat bertanya dengan process eng,mereka menyatakan Orifice ‘G’ lebih konservatif. Apa yah maksudnya lebih konserfatif ?? Lebih amankah ?? atau bagaimana ??
Terima Kasih atas penjelasannya.

Tanggapan 3 – Crootth Crootth

Memang sangat menarik Ari….

Jika Ari memilih ASME, saya lebih milih pake API yang lebih kecil ukuran orificenya. Berbeda tho boleh kan? asal ada basis perhitungan yang proper?

Biasanya – ujung ujungnya – userlah yang menentukan. Yang berbahaya adalah jika Usernya tidak lebih ngerti dibanding yang ngedesign. Mungkin Ari Firmansyah sering mengalaminya.

By the way soal PSV ini adalah persoalan yang ga pernah habis, saya berencana membuat buku khusus Process Safety yang salah satu isinya tentang bahasan PSV ini.

Anyway, keep writing and contribute to Milis Migas, gol!

Tanggapan 4 – Ari Firmansyah

Mas Luvi,

Saya forward ke milis migas agar dapat masukan lebih banyak.

ASME section VIII lebih konservatif? Bisa dibilang demikian, artinya, margin yang diberikan lebih besar dengan pertimbangan2 tertentu. Namun, relief capacity lebih akurat ditentukan berdasarkan koefisien dari vendor. Masing-masing vendor memiliki koefisien yang berbeda-beda berdasarkan test yang dilakukan. Bisa saja vendor A akan memberikan sizing 6Q8 dan vendor B memberikan size 8T10 untuk flow yang sama.

Lalu bagaimana jika akan melakukan preliminary sizing atau data dari vendor tidak tersedia?

Pendekatan yang akan saya lakukan sebagai berikut :

1. Refer ke client atau company specification untuk preliminary sizing PSV, apakah client mensyaratkan untuk menggunakan API 520 atau ASME section VIII.

2. Kalau ternyata klien tidak mensyaratkan hal tersebut, saya akan cenderung melakukan pendekatan yang lebih konservatif. Jadi saya akan menggunakan ASME section VIII untuk melakukan preliminary sizing.

Kedua pendekatan tersebut dibarengi dengan memberikan data sheet ke vendor untuk dilakukan preliminary sizing oleh vendor dengan lebih akurat sebagai perbandingan.

Pertanyaan yang mirip dan jawaban ada di link berikut:

http://www.eng-tips.com/viewthread.cfm?qid=129085&page=1

Maaf jika ada kesalahan dan mohon masukan/tambahan dari rekan yang lain.

Tanggapan 5 – Crootth Crootth

Mas Luvi,

Saya malah berpendapat bahwa ketiga standard (NFPA, API, dan ASME, plus ISO malah) tentang PSV atau relieving device, semuanya boleh dibilang konservatif.

Kenapa saya bilang konservatif karena tidak berbasiskan Performance Base Calculation. Analisa berbasis resiko lah yang seharusnya diterapkan untuk menentukan perlu tidaknya PSV dipasang. Tersedia banyak tools untuk melakukan ini: QRA atau LOPA.

Beberapa tahun terakhir bahkan untuk kasus Fire, Eropa sudah bergerak lebih maju dengan menyatakan ‘ada kemungkin dalam kasus kebakaran, jika berpatokan pada set pressure PSV yang 121% MAWP, maka pressure vessel akan pecah terlebih dahulu sebelum PSV me-relief semua tekanan dalam vessel’. Yah dalam waktu 9 menit – as per penelitian Per Salater dari Norsk Hydro – pressure vessel akan pecah terlebih dahulu, sebelum PSV sempat popping, tanpa adanya bantuan mitigasi pemadaman kebakaran yang memadai.

Di negara kita, karena MIGAS kita (dan peraturan lainnya) ikut2an merefer standard-standard di atas, jadinyalah semua pressure vessel di Indonesia harus dipasang relieving device. Padahal perkembangan SIS (safety instrumented system) belakangan ini, rasanya sudah bisa menjawab tentang pertanyan tentang perlu tidaknya PSV di pasang di SETIAP pressure vessel.

Saran mas Ari Firmansyah untuk tends to conservative, saya kurang sepaham. Sebenarnyalah ukuran Orifice yang lebih besar akan menyebabkan kemungkinan terjadinya chattering menjadi lebih besar. Kenapa?

1. Jika memang PSV dipasang di Industri Perminyakan (dan pergasan) yang tergantung pada besarnya produksi sumur minyak (atau gas) maka bisa dibayangkan jika suatu saat sumur sumur tersebut sudah berproduksi jauh di bawah kapasitas terpasang nya. Katakanlah pada awal produksi 150 MMSCFD, dan dipasang PSV dengan kapasitas sama. Setelah 5 tahun beroperasi produksi turun menjadi 20 MMSCFD, maka bisa dibayangkan jika sekalinya PSV popping, karena kapasitas relief yang besar (150 MMSCFD) si PSV akan mengalami ‘chattering’ atau fenomena ‘tepuk tangan’, yang bisa berakibat fatal

2. Semakin besar PSV resiko fugitive emission akan semakin besar, sehingga menjadi tidak lebih ramah lingkungan

Lalu bagaimana dunk? Saran saya lakukan PHA (bisa memakai metode HAZOP) terlebih dahulu, dan dilanjutkan dengan LOPA, untuk sedapat mungkin memerikan pemasangan SIF yang memiliki integrity level yang memadai sedemikian hingga jika PSV pun dihilangkan (sebenarnya dengan aturan MIGAS, PSV hampir musykil dihilangkan –> makanya peraturan MIGAS ini mustinya ditinjau ulang, ah no comment ah) sistem masih mempertunjukkan resiko yang acceptable.

Tanggapan selengkapnya dari rekan-rekan Mailing List Migas Indonesia pembahasan bulan Februari 2008 ini dapat dilihat dalam file berikut:

Share This