Jika memilih ASME,  pilih pakai API yang lebih kecil ukuran orificenya. Berbeda 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.



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.

Note : Mr. XXX tidak apa2 pertanyaan yang wajar masuk mailbox pribadi, tidak ada yang terganggu kok.

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 starlight.071


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 starlight


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 (b
isa 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.


Semoga memberi gambaran yang lain


Tanggapan 6 – Ari Firmansyah starlight.07


Mas DAM,

Sedikit tanggapan,

> 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.

Per Salater dalam artikelnya tidak membahas tentang PSV, melainkan depressurization valves in-case of fire (in my opinion BDV), bahwa waktu 15 menit yang di syaratkan API 521 (ISO) untuk depressurization, terkadang tidak cukup (9 menit seperti petikan anda), heat input akibat fire terlalu tinggi sehingga vessel pecah sebelum depressurization berakhir.

> 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.

Mas DAM, ukuran PSV dihitung tidak hanya berdasarkan produksi minyak dan gas, melainkan kemungkinan relief capacity dari relief case scenario yang mungkin terjadi. Bisa saja, fire case menjadi governing case untuk sizing PSV, atau mungkin control valve failure, gas blowby, NRV leak dsb. Jadi tidak hanya kapasitas produksi dari sumur yang bersangkutan. Jadi kasus per kasus harus dilihat possibilitynya dan relief ratenya untuk menentukan most governing case untuk sizing PSV ini.


Tanggapan 7 – Crootth Crootth


Ari,

Saya jawab lagi yah…. biar makin seru diskusinya

1. Salater yang Ari refer pastilah artikel CEP (Chemical Engineering Progress) yah? Kalau ini saya yakin ente sudah punya… wong itu bisa di unduh jika anda anggota AIChE

Yang saya maksud tentu saja bukan artikel yang itu…. namun presentasi Per Salater di depan pertemuan API yang akan membahas refisi API 520/521 pada tahun lalu. Jika anda belum memiliki dokumen ini mungkin wajar, karena tipe dokumennya CLASSIFIED

2. Lho yang saya bahas itu adalah kenapa saya tidak setuju untuk memilih hasil hitungan yang lebih konservatif (sebagaimana dinyatakan secara jelas dalam balasan e-mail Ari Firmansyah sendiri) …kok jawabannya malah lari ke kasus per kasus (fire case lah, Control Valve Failure lah.. my answer had nothing to do with this)….? Seorang process engineer harus memikirkan kemungkinan turunnya produksi gas dan minyak di masa depan, makanya dalam basic design biasanya disebutkan produksi minyak/gas per periode waktu tertentu, barulah dicapai kesepakatan dengan USER untuk mendesain semua equipment dan device pada rate berapa… saya sama sekali tidak menyatakan bahwa PSV harus diset flowratenya dengan kapasitas pada saat produksi sudah plain di masa depan lho, namun ide yang ingin saya sampaikan adalah perlunya perhatian pada kemungkinan chattering di masa depan –> sisi negatif dari men-set PSV secara KONSERVATIF.


Tanggapan 8 – Ari Firmansyah starlight.071


Mas DAM, saya rasa ketika mendisain equipment, termasuk PSV, tentunya basic design sudah ada, termasuk design condition dari equipment yang akan dipr
oteksi oleh si PSV ini, seperti design pressure/temperatur, design flow rate. Baru kemudian ditentukan relief rate berdasarkan scenario yang mungkin terjadi. Kembali ke email awal, yang inti dari pertanyaannya adalah, mana yang harus digunakan untuk sizing PSV, API RP 520 atau ASME section VIII untuk kasus dan scenario yang sudah ditentukan. ASME section VIII memberikan hasil yang lebih konservatif dibanding API 530 karena koefisien of discharge yang digunakan lebih kecil menghasilkan relief area lebih besar. Dan saya cenderung mengambil hasil yang lebih konservatif. Namun untuk size yang lebih akurat lebih baik digunakan size hasil kalkulasi dari vendor.


Saya juga PSV tidak bilang di set secara konservatif pada maximum flowrate.


Tanggapan  9 – Ari Firmansyah starlight.071@gmail.com


Mas DAM,

Lanjuts…


Tanggapan 10  – Crootth Crootth

Ari,

Saya jawab lagi yah…. biar makin seru diskusinya

1. Salater yang Ari refer pastilah artikel CEP (Chemical Engineering Progress) yah? Kalau ini saya yakin ente sudah punya… wong itu bisa di unduh jika anda anggota AIChE

Yang saya maksud tentu saja bukan artikel yang itu…. namun presentasi Per Salater di depan pertemuan API yang akan membahas refisi API 520/521 pada tahun lalu. Jika anda belum memiliki dokumen ini mungkin wajar, karena tipe dokumennya CLASSIFIED

Hmm, saya punyanya presentasi Salater di Spring 2006, hiks, kalo tahun lalu (2007) saya belom punya, hiks… Wah menarik nih relasi antara 121% MAWP dan heat input during fire.

2. Lho yang saya bahas itu adalah kenapa saya tidak setuju untuk memilih hasil hitungan yang lebih konservatif (sebagaimana dinyatakan secara jelas dalam balasan e-mail Ari Firmansyah sendiri) …kok jawabannya malah lari ke kasus per kasus (fire case lah, Control Valve Failure lah.. my answer had nothing to do with this)….? Seorang process engineer harus memikirkan kemungkinan turunnya produksi gas dan minyak di masa depan, makanya dalam basic design biasanya disebutkan produksi minyak/gas per periode waktu tertentu, barulah dicapai kesepakatan dengan USER untuk mendesain semua equipment dan device pada rate berapa… saya sama sekali tidak menyatakan bahwa PSV harus diset flowratenya dengan kapasitas pada saat produksi sudah plain di masa depan lho, namun ide yang ingin saya sampaikan adalah perlunya perhatian pada kemungkinan chattering di masa depan –> sisi negatif dari men-set PSV secara KONSERVATIF.

Mas DAM, saya rasa ketika mendisain equipment, termasuk PSV, tentunya basic design sudah ada, termasuk design condition dari equipment yang akan diproteksi oleh si PSV ini, seperti design pressure/temperatur, design flow rate. Baru kemudian ditentukan relief rate berdasarkan scenario yang mungkin terjadi. Kembali ke email awal, yang inti dari pertanyaannya adalah, mana yang harus digunakan untuk sizing PSV, API RP 520 atau ASME section VIII untuk kasus dan scenario yang sudah ditentukan. ASME section VIII memberikan hasil yang lebih konservatif dibanding API 530 karena koefisien of discharge yang digunakan lebih kecil menghasilkan relief area lebih besar. Dan saya cenderung mengambil hasil yang lebih konservatif. Namun untuk size yang lebih akurat lebih baik digunakan size hasil kalkulasi dari vendor.

Saya juga PSV tidak bilang di set secara konservatif pada maximum flowrate.



Tanggapan  11 – 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 12 – Dirman Artib


Diskusi ini semakin menarik, paling tidak saya mau involve.

Semakin hari semakin maju metode teknis dan semakin bervariasi “power brain and idea” yang bisa dipilih. Bahkan shampoo dan deodorant
pun sekarang tersedia buat kebutuhan yang spesifik. Ada shampoo khusus untuk jenis kelamin laki-laki (bencong pasti bingung). Deodorant khusus yang aktif, supplement khusus wanita pekerja dll. The simple word “all those things can answer your specific need and requirements !”.


Persoalan nya adalah, apakah kita butuh tawaran dan pilihan itu ?
Apa yang menjadi “trigger” kebutuhan itu ?
Apakah kita pada posisi yang mempunyai otorisasi terhadap kebutuhan itu ?

Dalam kasus deodorant lelaki, pasti saya (lelaki sejati) Mas Crooth, Mas Firmansyah akan gampang memutuskan bahwa “mulai sekarang, sapa pake ini”, karena kita punya otoritas merobah jenis deodorant bagi diri kita sendiri.

Kebutuhan terhadap metode dan approach dalam fase Design/Engineering suatu oil&gas plant tidak lah semudah berganti deodorant. Karena aktivitas Design/Engineering tersebut diletakkan dalam kerangka manajemen bisnis di mana banyak organisasi dan kepentingan terlibat. Mulai dari fase conceptual design, yang mulai ditender kan (sebahagian besar oil company men tender kan conceptual ideas) dan di “bidding” oleh para kontraktor Design/Engineering.
Kemudian masuk fase FEED ditender kan lagi, setelah itu Detail Design tender lagi. Sampai ke tahap konstruksi, komisioning dan operasi. Para macan-macan dan srigala-srigala Design/Engineering kontraktor akan menawar sesuai requirements yang didefiniskan dalam ITB (Instruction to Bid) atau contract proforma beserta tetek-bengek attachment nya.

Kembali kepada 3 pertanyaan mendasar saya di atas :

1. Apakah kita butuh tawaran dan pilihan itu ? –
Kontraktor jelas TIDAK, karena pilihan didefiniskan oleh kumpeni (oil company). Jangan coba-coba tawarkan konsep SIS, jika ITB tidak menyinggung hal ini. Bandel…..? Anda pusing sendiri, sementara waktu tetap berjalan.

2. Apa yang menjadi “trigger” kebutuhan itu ? –
Kontraktor akan menawar apa yang kumpeni instruksikan dalam bid document.
Jika anda kontraktor, janganlah anda berani tampil beda, ini bukan event garment fashion show, karena PASTI akan diskualifikasi atau paling tidak akan kalah harga.

3. Apakah kita pada posisi yang mempunyai otorisasi terhadap kebutuhan itu ?

Sekali lagi TIDAK, karena kontraktor hanya akan menawar dan mempropose teknik/approach sesuai yg sudah didefinisikan oleh ITB. Dari bbrp. pengalaman praktis, jika kontraktor me-edukasi kebutuhan kepada kumpeni, paling-paling kumpeni mendengarkan dan kemudian hampir pasti MENOLAK nya karena tidak mudah merobah persyaratan kontrak yang harus melibatkan birokrasi 2 s/d 3 tingkat manajemen di atasnya serta pihak regulator (BP MIgas). Tantangan nya adalah anda akan menunda rencana besar nasional target produksi, rencana investasi migas nasional, wow……….anda harus menaklukan samudera atlantik.

Persoalan kita paling utama adalah, bagaimana menempatkan aspek dan ide teknis yang sudah susah payah dipikirkan oleh para insinyur-insinyur itu dalam keseluruhan kerangka dan aspek managerial, terutama tentu nya pada Project Management.


Tanggapan 13 – Muhamad Wildany


Mas DAM dan Mas Ari,

Maaf,kalau pertanyaan saya agak berbeda. DIERS memperkenalkan cara sizing untuk TWO Phase flow, yang tertuang dalam API 520 7 ed, 2002.

Cara ini agak berbeda dengan sizing two phase flow seperti biasanya. (Sebelumnya dengan melakukan penjumlahan area untuk Liquid dan Gas), seperti pada API 520 6 ed, 1993.

Dengan API 520 yang sama (tetapi Edition yang berbeda) saya memperoleh hasil sizing yang juga berbeda seperti kasus Pak Luvi.

6th Ed, Saya memperoleh “F”, tetapi untuk 7th Ed,Saya memperoleh “G”. Kondisi Two Phase Fluid adalah Non Flashing.

Dengan hasil seperti ini, mana yang harus dipilih ??
Terima kasih atas infonya.


Tanggapan 14 – Crootth Crootth


Mas Wildany
Untuk Two Phase Flow, saya sarankan memakai DIERS  method saja. (Anyway standar apapun yang dipilih asal benar benar berdasarkan kaidah keilmuan yang benar yah, silahkan saja)
Maklum, sejak berdiri tahun 1976, DIERS method baru benar benar diadopsi API yah belakangan ini saja.


Tanggapan 15 – Budhi, Swastioko (Singgar Mulia)


Mas Wildany,

Anda bisa juga konsultansi dengan PSV Vendor seperti Crosby, Farris, dsb. Mereka punya program sizing untuk DIERS Omega Method. Kebetulan dulu saya pernah membuat PSV Data Sheet untuk proyek ConocoPhillips Belanak. Ini saya cuplikan dari manualnya PSV Crosby.

Two-Phase and Flashing Flow

Two-phase flow describes a condition whereby a flow stream contains fluid in the liquid phase and in the gas or vapor phase. Flashing flow occurs when, as a result of a decrease in pressure, all or a portion of a liquid flow changes to vapor. It is possible for both flowing conditions, two-phase and flashing, to occur simultaneously within the same application.

This handbook provides techniques which may be used for calculating the required effective orifice area for a pressure relief valve application. These formulae, provided for liquid, gas, vapor and steam  applications, however, may not be suitable for determining the required effective orifice area on two-phase and flashing flow applications.

Recent work by DIERS (Design Institute for Emergency Relief Systems) and others, regarding the calculation of pressure relief valve required orifice areas on flashing and two-phase flow, has demonstrated the complexity of this subject. What is apparent from this work is that no single universally accepted calculation method will handle all applications. Some methods give accurate results over certain ranges of fluid quality, temperature and pressure.

Complex mixtures require special consideration. Inlet and outlet conditions must be considered in more detail than for single component, non-flashing applications. It is necessary, therefore, that those who are responsible for the selection of pressure relief valves for two-phase and flashing applications be knowledgeable and up-to-date on current two-phase flow technology, and knowledgeable of the total system on which the pressure relief valve will be used. A number of the DIERS techniques may be found in a publication entitled, “International Symposium on Runaway Reactions and Pressure Relief Design, Aug. 2-4, 1995” available from the American Institute of Chemical Engineers, 345 East 47th Street., NY, NY 10017.

The following guidelines should be considered when sizing for two-phase and flashing flow.
1. The increase in body bowl pressure due to flashing must be estimated and considered along with the expected built-up back pressure.
2. A back pressure balanced pressure relief valve such as a balanced bellows Crosby Style JBS or a pilot operated Crosby Style JPVM may be necessary when the increase in body bowl pressure, due to flashing flow conditions, is excessive or cannot be predicted with certainty.
3. If the mass of the two-phase mixture at the valve inlet is 50% liquid or more, a liquid service valve construction is recommended. If the vapor content of the twophase mixture is greater than 50% (mass) then a valve designed for compressible fluid service is recommended.


Tanggapan 16 – Muhamad Wildany


Mas Budhi,

Maaf saya belum menemukan dikedua Vendor tersebut.
Pernah saya menghubungi salah satunya dan ternyata untuk kasus two phase flow non flashing (yang saya tangani saat ini), masih juga menggunakan Hand Calculation. Software yang saat ini saya gunakan adalah Instrucalc 6.1 dari gulfpublishing.

Untuk kasus flashing dengan Boiling range Tertentu, baru bisa menggunakan software dari vendor dan juga instrucalc. Yang saya sudah coba untuk kasus flashing adalah Farris.


Tanggapan 17 – Administrator Migas


Bagaimana nih technical services Crosby ?. Kebetulan saya punya program perhitungannya di komputer, di kasih gratis sama vendor. OK deh, kalau ada waktu saya akan buka folder khusus mengenai PSV di situs www.migas-indonesia.net. Tapi khusus untuk anda, manual Crosby saya kirimkan dulu by email.


Tanggapan  18 – setia yadi


Pak DAM,

Saya mau tanya perihal PSV juga.

Jika ada sebuah vessel yang dilengkapi dengan PSV untuk Block discharge case, maka set point PSV tersebut sama dengan atau sedikit lebih rendah (cari aman) daripada MAWP dari vessel tersebut. Katakanlah 700 psig, MAWP 740.

Bagaimana, jika vessel tersebut ter-expose fire, maka bisa dipastikan dengan set pressure demikian, maka vesel keburu meledak dulu sebelum PSV bekerja sebab MAWP dari vesel pada kondisi fire (atau boleh juga thermal expansion) pasti jauh berkurang.

Maka, bagaimanakah menentukan Set Point PSV tersebut…? Kalau pendapat saya, saya akan plot
antara design pressure dari vesel tersebut terhadap temperatur, dan juga diplot relieving temperature terhadap pressure kenaikan pressure dalam vessel. Titik potongnya saya jadikan sebagai relieving

pressure dan saya bisa hitung set-pressurenya dari relieving press dibagi 1.21.

Mohon penjelasannya, Pak.


Tanggapan 19 – Crootth Crootth


Mas Setiyadi,

Dulu semasih di VICO saya pernah merancang PSV untuk kasus Fire dengan set pressure sekitar 100 psig, padahal kekuatan MAWP pipa/vesselnya 270 psig. Ini saya lalukan dengan pertimbangan vessel akan meledak sebelum set pressure PSV tercapai (270 psig), maka set pressure saya rendahkan dengan pertimbangan tekanan sumur cuma 7 psig saja

Kenapa 100 psig? karena hasil simulasi saya menunjukkan bahwa 100 psig adalah titik potong antara turunnya (ultimate tensile) strenght (ingat, ultimate tensile strength vessel / pipa akan turun dratically terhadap kenaikan temperatur (dalam kasus Fire)) dengan kenaikan tekanan di dalam vessel/pipa karena panas kebakaran (fire). Apakah akan lebih baik jika pada kebakaran ini tekanan di release? Bukannya liquid yang dipertahankan sebagai media penyerap panas akan semakin mudah menguap dan membahayakan pipa? Well, setidaknya konsekuensi dari ledakan karena flammable bertekanan tinggi diubah menjadi konsekuensi oleh flammable bertekanan lebih rendah.

Dengan demikian cara anda mendesain set pressure PSV sedari awal fasa detail design merupakan juga langkah mitigasi terhadap severity dari ledakan akibat kasus fire.

semoga sedikit menjelaskan


Tanggapan 20 – setia yadi

   
Mas DAM,

Nampaknya Pak DAM menggunakan methoda yang sama dengan saya dalam hal ini, ya?

Kalau pertanyaannya di balik, pada berapakah design pressure yang harus dipilih? maka apakah menggunakan methoda: DP = 110 x Opt Press @ max operating temperature (seperti di API 520), atau harus juga merefer kepada fire case: DP = 110 x operating temperature @ relieving temperature.., (maka set pressure PSV bisa pada Design Pressure tsb (berlaku juga untuk block discharge?

Kalau saya cenderung menggunakan Methoda yang kedua, tetapi menjadi tidak umum dan akan banyak yang protes.


Tanggapan 21 – Ari Firmansyah starlight.071


Mas DAM dan Mas Setiyadi,

Saya memiliki pandangan yang berbeda, boleh donk yah…

Bukankah aplikasi PSV adalah sebagai last resort dari mitigasi terhadap overpressure?

Sebelum PSV set pressure dicapai karena fire, bukankah pressure akan di depressurize? Yang akan menurunkan tekanan didalam vessel sampai 100 psig atau 50% dari MAWP whichever is lower?

Dalam kasusnya mas DAM, karena operating pressure yang jauh dibawah 250 psig maka blowdown requirement bisa dihilangkan (operating pressure dibawah 250 psig tidak mensyaratkan depressurization as per API 521), PSV menjadi benteng terakhir untuk mencegah vessel pecah in case of fire sehingga PSV di set dibawah MAWP.

Untuk kasusnya Mas Setiyadi,

Untuk setting PSV, secara global, pressure setting harus direview, berapa normal operating pressure, PSHH dan sebagainya… karena belum tentu vessel keburu pecah sebelum relieving pressure tercapai,
bergantung heat input dan liquid properties serta initial pressure ketika terjadi fire, apalagi dengan PSV yang blocked discharge case dengan maksimum accumulated pressure 110% MAWP (design pressure/ set pressure) (dibawah 121% MAWP/set pressure untuk fire). Asumsi saya operating pressure berada diatas 250 psig dan depressuring facility ada, in case terjadinya kebakaran, ESD akan menutup SDV dan membuka BDV untuk depressuring sampai 100 psig dalam waktu 15 menit terlebih dahulu sebelum PSV popping up. Sehingga menurut saya, setting pressure dari PSV tersebut sebaiknya tetap pada MAWP atau design pressurenya.



Tanggapan 22 – Crootth Crootth


Mas Setiayadi

Saya selalu berusaha untuk mensimulasikan (prosesnya) terlebih dahulu untuk kasus PSV Fire. Untuk kemudian memilih setting pressure yang tepat. Beberapa kemanfaatan
menset PSV lebih rendah dari MAWP:

1. Melindungi agar vessel/pipa tidak pecah sebelum peristiwa popping (percuma donk pasang PSV kalau si vessel udah pecah duluan sebelum terjadi relieving)
2. Di masa depan, pipa/vessel akan mengalami derating (MAWP nya akan turun sesuai dengan laju korosinya) maka set point yang lebih rendah akan lebih aman.

Untuk kasus Block Discharge dan Kasus Lainnya, saya kira berpatokan pada API 520 masih realistis.



Tanggapan 23 – Crootth Crootth

Bagol,
Sekalipun Fire and Gas Detection dapat digolongkan sebagai SIS (dapat =  tidak berarti pasti) namun masih masih ada safety expert (merefer pada ISA)  yang tidak setuju kalau sistem Fire Detection (yang umumnya disambungkan ke  Final Elemen = BDV) dikategorikan sebagai Safety instrumented System.
Prof. Mefgereteh, Prof. Birk, Shirville dkk. banyak menyelidiki kemampuan BDV memblowdown pressure saat terekspos fire, hasilnya mengejutkan: tidak  semua BDV mampu mempertahankan Pressure Vessel untuk tidak burst.
So, buat saya, melakukan simulasi kejadian Fire yang sebenarnya sangatlah  penting. Dari sini, silahkan tentukan sendiri set pressure PSV yang akan  dipasang (yang saya yakin, ketemunya di bawah angka MAWP).


Tanggapan 24 – switsy perdana



Mas DAM,

saya tertarik dengan quote Mas sbb:
*So, buat saya, melakukan simulasi kejadian Fire yang sebenarnya sangatlah penting. Dari sini, silahkan tentukan sendiri set pressure PSV yang akan dipasang (yang saya yakin, ketemunya di bawah angka MAWP).* dan di email sebelumnya yg ttg PSV Vico:
*karena hasil simulasi saya menunjukkan bahwa 100 psig adalah titik potong antara turunnya (ultimate tensile) strenght (ingat, ultimate tensile strength vessel / pipa akan turun dratically terhadap kenaikan temperature (dalam kasus Fire)) dengan kenaikan tekanan di dalam vessel/pipa karena panas kebakaran (fire)* maksudnya gimana yah? simulasi Fire case di hysys untuk dapet vessel pressure dan temperature @ fire terhadap waktu trus di bandingkan dengan metal properties vessel nya? or gimana ya?


Tanggapan 25 – Crootth Crootth


Switsy

Cari data UTS vessel, alur alirkan terhadap temperatur (bentuknya kurva menurun)
Simulasikan di HYSYS untuk kasus Fire, per tiap temperatur, tekanan di bagian dalam vessel berapa. (bentuknya kurva menaik)

di satu titik temperatur tertentu, mereka ketemu, DWARRRRRR, tangki meledak…

memang tidak sesederhana itu, namun untuk menjelaskan di sini cukup panjang