![ANALISIS DEVIASI PENGUKURAN METER GAS ORIFICE Bab 1 Dan 2 [PDF]](https://pdfs.asia/img/200x200/analisis-deviasi-pengukuran-meter-gas-orifice-bab-1-dan-2.jpg)
5 0 2 MB
ANALISIS DEVIASI PENGUKURAN METER GAS ORIFICE V-9003 KERTAS KERJA WAJIB
Oleh : Nama NIM Prodi Bidang Minat Tingkat
: : : : :
Robiatul Insani 171440040 Teknik Instrumentasi Kilang Instrumentasi dan Elektronika III (Tiga)
KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL BADAN PENGEMBANGAN SUMBER DAYA MANUSIA ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL POLITEKNIK ENERGI DAN MINERAL PEM Akamigas Cepu, Februari 2020
LEMBAR PERSETUJUAN PEMBIMBING PRAKTIK KERJA LAPANGAN Husky CNOOC Madura ltd Periode : 5 Februari 2020 – 4 Maret 2020
Disusun Oleh : Robiatul Insani NIM 171440040 Telah diperiksa dan disetujui pada tanggal Mengetahui Pembimbing
Yanoor Yusackarim
LEMBAR PENGESAHAN
Judul Nama Mahasiswa
: Analisis Deviasi Pengukuran Meter Gas Orifice : Robiatul Insani
NIM Program Studi Jurusan Diploma
: : : :
171440040 Teknik Instrumentasi Kilang Instrumentasi dan Elektronika III (Tiga)
Menyetujui, Pembimbing Kertas Wajib
Agus Heriyanto NIP. Mengetahui, Ketua Program Studi Teknik Instrumentasi Kilang
Royke Rudolf Roring, S.T., M.T. NIP. 195405111978091001
KATA PENGANTAR Segala puji syukur penulis panjatkan hanya bagi Allah SWT, Pemelihara seluruh alam raya, yang atas limpahan rahmat, taufik dan hidayah-Nya, penulis mampu menyelesaikan Kertas Kerja Wajib ini. Kertas Kerja Wajib ini dikerjakan demi memenuhi salah satu syarat guna menyelesaikan program studi D-III. Penulis menyadari bahwa KKW ini bukanlah tujuan akhir dari belajar karena belajar adalah sesuatu yang tidak terbatas. Terselesaikannya KKW ini tentunya tak lepas dari dorongan dan uluran tangan berbagai pihak. Oleh karena itu, tak salah kiranya bila penulis mengungkapkan rasa terima kasih dan penghargaan kepada: 1. Bapak Prof. Dr. R. Y. Perry Burhan, M. Sc. selaku Ketua PEM Akamigas yang memberikan motivasi dalam penyusunan KKW. 2. Bapak Royke Rudolf Roring, S.T., M.T. selaku Ketua Program Studi Teknik Instrumentasi Kilang yang memberi masukan dalam penyusunan KKW. 3. Ibu Astrie Kusuma Dewi, S.T., M.Eng. selaku dosen pembimbing, yang dengan sabar telah meluangkan waktu untuk membimbing dan mengarahkan penulis. 4. Orang tua, keluarga, dan teman-teman yang telah memberikan doa dan dukungan kepada penulis. 5. Bapak Yanoor Yuscakarim selaku pembimbing di lapangan. 6. Bapak 7. Semua pihak yang telah membantu sehingga penulis dapat menyelesaikan Kertas Kerja Wajib ini.
Cepu,
Februari 2020 Penulis,
Robiatul Insani 171440040 iv
INTISARI DAFTAR ISI Halaman
v
vi
I. 1.1
PENDAHULUAN
Latar Belakang Natural gas atau gas alam adalah bahan bakar fosil berbentuk gas yang
tersusun atas metana (CH4) dan komponen hidrokarbon lainnya. Investasi untuk natural gas sangat besar maka tidak akan terhindar dari potensi adanya kerugian. Apabila terdapat kegiatan jual beli, tidak menutup kemungkinan akan terjadi kerugian khususnya finansial dimana kerugian itu bisa didapat pihak produsen, pihak konsumen atau kedua pihak produsen dan konsumen. Untuk menghindari potensi kerugian itu, diperlukan cara – cara untuk meminimalkan kerugian tersebut. Salah satu cara untuk meminimalkan potensi kerugian adalah dengan cara menjaga pengukuran suatu sistem pengukuran gas baik. Sistem pengukuran gas menjadi faktor yang sangat penting dan harus dijaga pengukurannya. Apabila pengukuran suatu sistem pengukuran buruk maka akan terjadi potensi kesalahan pengukuran yang akan mengakibatkan kerugian di kedua belah pihak. Ketika telah terjadi kerugian maka tidak ada lagi proses jual beli gas alam sehingga produsen gas akan merugi akibat tidak ada pemasukan dana dan konsumen industri tidak bisa melakukan kegiatan produksi akibat tidak mempunyai sumber energi. Sistem pengukuran sangat berperan penting dalam pengukuran laju alir gas. Parameter - parameter yang mendukung pengukuran flow meter harus selalu dijaga. Oleh sebab pentingnya pengukuran dari flow meter maka perlu dilakukan analisis pengukuran dari suatu flow meter. Penulis tertarik untuk mengambil judul kertas kerja wajib “ANALISIS DEVIASI PENGUKURAN METER GAS ORIFICE DI
1
1.2
Maksud dan Tujuan Maksud dan Tujuan penulisan Kertas Kerja Wajib ini antara lain :
1.
Memahami process flow diagram Husky CNOOC Madura Ltd
2.
Melakukan analisis deviasi dengan cara menghitung deviasi pengukuran laju alir gas meter orifice standar AGA 3 dengan perhitungan di flow computer dan deviasi flow rate dari chart recorder dengan flow rate flow computer.
3.
Mengetahui dan menganalisis faktor penyebab uncertainty.
I.3
Ruang Lingkup Dalam penyusunan Kertas Kerja Wajib (KKW) ini, penulis hanya
membahas tentang : 1.
Perhitungan deviasi pengukuran sistem meter orifice kondisi aktual dengan standar AGA 3 di lapangan dengan pengukuran dari flow computer.
2.
Faktor penyebab uncertainty.
I.4
Metode Pendekatan Metode pendekatan yang digunakan dalam penyusunan Kertas Kerja Wajib
(KKW) ini adalah kajian pustaka dan wawancara. I.5
Sistematika Penulisan Penulisan Kertas Kerja Wajib ini dibagi menjadi beberapa bab dan dari
setiap bab masih dibagi beberapa sub bab, hal ini dimaksud untuk mempermudah penulisan dan juga mengetahui tahapan serta maksud pokok bahasannya. Sistematika penulisan dibuat sedimikian rupa sehingga penulisan kertas kerja wajib terlihat rapid dan mudah untuk dipahami.
2
I.
Pendahuluan Bagian ini membahas mengenai latar belakang maksud dan tujuan Kertas
Kerja Wajib, pemisahan serta metode dan sistem penulisan. II.
Orientasi Umum Bagian ini membahas mengenai orientasi umum Husky CNOOC Madura ltd
III.
Dasar Teori Bagian ini membahas mengenai instrumentasi gas metering orifice,
pengukuran laju alir dan faktor penyebab uncertainty. IV.
Pembahasan Bagian ini membahas mengenai instrumentasi gas metering orifice, analisis
deviasi perhitungan laju alir manual AGA 3 dengan laju alir pada flow computer, analisis deviasi perhitungan laju alir dengan chart recorder dengan laju alir pada flow computer dan faktor penyebab uncertainty. V.
Penutup Bagian ini berisi simpulan dan saran, daftar pustaka dan lampiran
pendukung Kertas Kerja Wajib.
3
II. 2.1
ORIENTASI UMUM
Sejarah Singkat Husky CNOOC Madura ltd
Gambar 2.1. Logo HCML
Husky-CNOOC Madura ltd. merupakan perusahaan yang bergerak di dalam produksi gas yang memiliki beroperasi di wilayah kerja Selat Madura. Sebelumnya perusahaan ini bernama HOML (Husky Oil Madura ltd.), berganti nama menjadi HCML pada bulan Januari 2011. Perusahaan ini adalah bentuk Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) dari Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK MIGAS), Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral, dan perusahaan untuk melaksanakan kegiatan eksplorasi-eksploitasi minyak dan gas bumi di daerah Selat Madura. Karena penamaan perusahaan ini adalah Husky CNOOC Madura ltd., mengartikan bahwa perusahaan ini merupakan bentuk kerja sama dan anak perusahaan dari CNOOC ltd. dan Husky Energy, Inc. dimana Husky Energy, Inc. merupakan perusahaan minyak dan gas yang berasal dari Amerika Serikat. Perusahan ini didirikan di Wyoming, Amerika Serikat pada tahun 1938. Sebelumnya perusahaan ini bernama Husky Refining Company, kemudian berubah menjadi Husky Energy, Inc. seperti saat ini. Kantor pusatnya kemudian berpindah ke Kanada, tepatnya di Calgary, negara bagian Alberta. Perusahaan ini
4
mengadakan eksplorasi minyak dan gas di Amerika Serikat dan Kanada, khususnya bagian barat dari kedua negara tersebut yang dekat dengan Samudera Pasifik. Seiring berjalannya waktu, perusahaan ini mengembangkan eksplorasinya menuju Asia Pasifik, khususnya di Indonesia yang terletak di Selat Madura sebagai kemitraan dengan CNOOC. Bisnis dari perusahaan ini berfokus dua macam bidang, yakni operasi hulu dan hilir yang dilakukan di Kanada bagian Barat dan Amerika Serikat; operasi lepas pantai (off-shore) yang dilakukan di Samudera Atlantik dan kawasan Asia Pasifik. Operasi lepas pantai di Asia Pasifik inilah yang sedang dikembangkan di kawasan Selat Madura dengan melaksanakan kemitraan dengan CNOOC ltd. Operasi yang dilakukan berupa lapangan BD yang terdiri atas wellhead platform, FPSO serta GMS meter dan perairan dangkal MDAMBH. Adapun saham yang dipakai oleh Husky Energy dalam proyek ini adalah sebesar 40% dan kini sedang dalam tahap pengembangan untuk produksi gas alam yang dikonsumsi dalam aplikasi komersial. Sementara CNOOC SES ltd. adalah perusahaan minyak dan gas milik Republik Rakyat Tiongkok (RRT) yang berada dalam peringkat terbesar setelah CNPC dan Sinopec. Perusahaan ini berdiri pada tanggal 15 Februari 1982 dan berpusat di Beijing, Ibukota negara RRT. Sebagai perusahaan minyak dan gas terbesar di Tiongkok, maka perusahaan ini juga mengembangkan sayapnya di kancah dunia dengan melakukan kerjasama dengan perusahaan di bidang yang sama di dunia sehingga perusahaan ini termasuk dalam perusahaan multinasional. Adapun perusahaan ini melakukan kegiatan operasionalnya di lepas pantai Tiongkok di Teluk Bo Hai, baik secara lokal maupun melakukan kerjasama dengan perusahaan di luar Tiongkok. Di luar Tiongkok, perusahaan ini melakukan kegiatan
5
operasi dan eksplorasinya dengan menjadi pemegang saham dengan perusahaan lainnya yang memiliki blok di Australia, Nigeria, Indonesia, dan negara-negara lainnya. Khususnya di Indonesia, CNOOC ltd. melakukan kerjasama dengan Husky Energy, Inc. dengan melakukan kegiatan eksplorasinya di Selat Madura. Kegiatan eksplorasi ini juga didukung oleh Samudra Energy, ltd. selaku perusahaan minyak dan gas dari Indonesia. Husky-CNOOC Madura, ltd. memiliki dua kantor pusat yang berlokasi di Bursa Efek Jakarta dan Graha Intiland Surabaya. Adapun area lepas pantai terletak di Selat Madura, Jawa Timur dan Gas Matering System terletak di area pantai Kabupaten Pasuruan, Jawa Timur. 2.2. Wilayah Operasi Husky-CNOOC Madura, ltd. memiliki wilayah Production Sharing Contract (PSC) di lepas pantai Selat Madura, Provinsi Jawa Timur. Per 2016, total sumur yang dieksplorasi telah berjumlah 211 sumur. Adapun area operasi ditampilkan pada gambar 2.2.
Gambar 2.2. Peta Wilayah Production Sharing Contract HuskyCNOOC Madura, ltd. 6
Dari gambar 2.2. di atas ada lima daerah yang telah memproduksi gas (balloon box berwarna hijau): BD, MAC, MBH, MDK, dan MDA. Kelima daerah tersebut menjadi production well. Sementara ada tiga daerah yang masih berada dalam tahap eksplorasi (balloon box berwarna kuning): MAX, MBF, dan MBJ. Ketiga daerah tersebut merupakan exploration well.
Semua sumur tersebut –
production well maupun exploration well – berada di dalam empat area production sharing contract milik Husky-CNOOC Madura, ltd. Dari area sumur tersebut, gas dialirkan menuju ke GMS untuk kemudian diolah kembali dan dialirkan ke masyarakat. 2.3. BD Field BD Field merupakan salah satu lapangan produksi gas yang berada di daerah kontrak produksi milik Husky-CNOOC Madura, ltd. di Selat Madura. Secara geografis, lapangan produksi gas ini berlokasi di lepas pantai (off-shore) Selat Madura yang berjarak 65 km dari Kota Surabaya dan 16 km dari Pulau Madura, Jawa Timur.
7
Gambar 2.3. Lokasi area BD
Lapangan produksi gas ini dibangun untuk melakukan recovery terhadap 441.7 BCF gas dan 18.7 MM barrel kondensat selama usia operasional lapangan yang diharapkan selama 13 tahun. Dalam lapangan produksi ini, gas rate yang diproduksi adalah sebesar 100 MMCFD dan kondensat yang diproduksi per hari sebesar 7000 BBL/hari atau setara dengan 25000 BOEPD. Selain gas, sulfur menjadi produk lain yang dihasilkan. Adapun jumlah yang diproduksi sebesar 18 MT. Lapangan BD pertama kali melakukan produksi pada bulan Mei tahun 2017, sementara distribusi gas ke masyarakat baru dilakukan pada tanggal 27 Juli 2017. Anjungan lepas pantai dari lapangan BD merupakan wellhead platform yang memiliki profil empat kaki, memiliki tiga buah deck: boat landing, cellar deck, dan main deck; ditambah dengan satu mezzanine deck. Terdapat 6 sumur: 4 Active Gas Well dan 2 Spare Well Slots pada anjungan lepas pantai ini, sedangkan fasilitas penunjang yang mendukung kegiatan operasi pada anjungan ini berupa wellhead dan flowland, test manifold, production manifold, multiphase flow meter, pedestal crane dan diesel tank, control room, detektor bahaya (api, gas, dan racun), serta keperluan seperti gas instrumentation system, hydraulic system package, chemical injection package, dan lainnya. Dalam menunjang kegiatan, daya untuk menjalankan kegiatan operasi disuplai sebesar 3.3 kV yang berasal dari sub-sea dan penunjang komunikasi dialirkan melalui kabel yang bersumber dari area FPSO
8
Gambar 2.4. BD Wellhead Platform
Gas yang telah dieksplorasi dari sumur mengandung H 2S yang cukup tinggi, sehingga harus dibersihkan karena akan berakibat buruk bagi kesehatan maupun pipa, karena H2S merupakan sour gas yang dapat menimbulkan korosi. Sehingga setelah dieksplorasi, gas dialirkan ke FPSO untuk dilakukan desulfurisasi. Hasilnya berupa dry gas. Setelah dikeringkan, gas dialirkan kembali ke platform untuk dibawa ke GMS, sementara sulfur hasil desulfurisasi digunakan industri yang menggunakan sulfur sebagai bahan baku antara lain sabun. 2.4.Gas Metering Station Area Gas Metering Station adalah sebuah tempat di mana gas kering yang sudah dilakukan desulfurisasi dilakukan pengontrolan dan monitor untuk kemudian dialirkan kepada konsumen yang membutuhkan. GMS yang dimiliki oleh HCML berlokasi di Desa Semare, Kecamatan
9
Kraton, Kabupaten Pasuruan, Jawa Timur. Adapun disekeliling GMS terdapat pula metering area yang meneruskan aliran gasnya dari HCML sebagai konsumen, antara lain milik Perusahaan Gas Negara (PGN), PT. Parna. Jarak antara GMS dan platform BD di Selat Madura kurang lebih 52 km (gambar 2.5). Sarana utama yang dimiliki oleh GMS HCML adalah rangkaian pipa dan sarana proses gas yang meliputi pigging receiver, knockout drum, close drain drum, filter coalescer, dan metering skid. Untuk mendukung aktivitas produksi dan pengontrolan, maka area GMS dilengkapi dengan control room, battery room, storage tank dan analyzer shelter. Sementara untuk penunjang kegiatan pekerja, dibuat daerah portacamp yang terdapat fasilitas seperti meeting room, medic room, kantor HSE, toilet pria, mushola, pantry dan security control room. GMS melakukan pengontrolan gas selama 24 jam dengan dua kali shift pekerjanya. Terdapat pula 3 area darurat: satu area utama dan dua area tambahan, dengan indikasi darurat seperti kebocoran pipa, kebakaran, dan banjir. Indikasi darurat lainnya yang terjadi ialah keberadaan hewan liar yang beracun atau berbisa seperti ular, tawon, dan kalajengking.
Gas kering (dry gas) yang dialirkan dari platform dengan bantuan pig masuk ke dalam rangkaian metering station. Pig masuk ke area pig receiver, sementara gas dialirkan menuju knockout (KO) drum. Pada praktiknya, gas kering yang dialirkan dari platform tidak sepenuhnya bersih, masih banyak residu-residu lain berupa benda padat, pasir, ataupun suatu cairan. Maka, semua residu tersebut dibersihkan di knockout drum, kemudian residu dialirkan menuju close drain yang nantinya akan diangkut oleh truk tangki untuk dibuang. Setelah diproses di knockout drum gas kemudian dilakukan filtering di filter coalescers. Filtering dilakukan guna menyaring 10
gas dari residu-residu halus yang tidak tersaring dengan baik di knockout drum. Ada tiga buah filter, di mana dua yang beroperasi, satu filter dibiarkan diam dan digunakan apabila ada satu filter aktif yang mati. Setelah gas bersih dari residu, kemudian dialirkan menuju metering skid. Ada tiga buah metering skid beserta control valve-nya. Sesuai namanya, di dalam metering skid gas di-monitor ukuran tekanan dan kecepatan aliran sesuai dengan penggunaan yang diusulkan konsumen.
Gambar 2.5. Rute aliran pipa dari platform menuju GMS
11
III. 3.1
TINJAUAN PUSTAKA
Alat Ukur Laju Alir Gas Alam Pada industri minyak dan gas banyak ketentuan untuk membangun suatu
plant. Salah satunya adalah pemilihan alat ukur khususnya pada kegiatan custody transfer menjadi hal yang paling penting. Alat ukur pada kegiatan custody transfer menjadi hal yang paling penting karena fungsinya untuk memonitor, mengendalikan proses dan melakukan perhitungan dari suatu proses sehingga hasil pengukuran menjadi akurat. Salah satu alat ukur untuk custody transfer yang digunakan untuk mengukur fluida gas yaitu orificemeter. 3.2
Orificemeter Orificemeter adalah suatu set alat ukur yang menggunakan orifice plate
sebagai komponen utama dalam pengukuran gas alam (natural gas). Orifice plate dapat diartikan sebagai suatu baja yang berbentuk lempengan tipis dengan bentuk dan lubang tertentu dengan internal diameter dari pipa ukur (meter tube) yang terpasang. Orifice dikelompokkan ke dalam kelas flowmeter yang biasa disebut dengan differential pressure flowmeter atau biasa juga disebut dengan “head meter”. Metode pengukuran yang digunakan adalah inferential flowmeter dimana orificemeter tidak mengukur secara langsung jumlah fluida akan tetapi mengukur parameter – parameter yang kemudian dikonversi menjadi laju alir fluida.(9:543) Jenis meter orifice yang banyak dipakai dan sudah ada standardnya adalah meter orifice tipe flange tap dengan plate orifice tipe square edge concentric.(1:2)
12
Sebuah orifice plate yang terpasang di line, seperti pada Gambar 3.1 adalah area jet yang mengecil sesaat fluida melalui lubang orifice (orifice bore) yang disebut “vena contracta’’.(2:8)
Gambar
3.1
Profil
Aliran
dan
Vena
Contracta
pada
Orificemeter(2:8) Ketika aliran fluida mendekati orifice, tekanan fluida akan naik sedikit dan kemudian turun mendadak ketika melewati lubang di plate orifice. Tekanan ini akan terus turun sampai vena contracta dicapai, lalu perlahan naik kembali sampai mendekati 5 sampai 8 diameter, tekanan tertinggi dicapai namun masih lebih rendah dari tekanan sebelum fluida masuk ke orifice. Penurunan tekanan terjadi ketika fluida melewati orifice sebagai akibat dari kenaikan kecepatan fluida sesudah melalui lubang plate orifice. Setelah kecepatan turun, tekanan cenderung naik kembali menuju tekanan semula. Semua rugi tekanan (pressure loss) tidak dapat kembali karena adanya rugi – rugi friksi dan turbulence di pipa. Tekanan jatuh di orifice akan naik sejalan dengan kenaikan laju aliran (flow rate) fluida. Bila tidak ada aliran, maka tidak ada beda tekanan. Beda tekanan proportional dengan kuadrat kecepatan, dengan demikian, bila semua faktor tetap, maka beda tekanan proportional dengan kuadrat laju aliran.(2:10)
13
3.3
Persamaan Laju Alir Standar AGA 3 Pada industri migas untuk pengukuran fluida gas yang mengalir dalam pipa
menggunakan meter orifice menggunakan persamaan laju alir yang mengacu pada standar yang dikeluarkan oleh American Gas Association (AGA). Dimana standar yang digunakan adalah AGA Report No. 3 Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hidrocarbon Fluids dan AGA Report No. 8 Compresibility Factor of Natural Gas. Dasar persamaan aliran massa meter orifice dalam AGA 3 sebagai berikut: (3:6)
Q b=218.573C D (FT ) E v Y 1 d 2
T b P b Z b Z bair h w ................................................(3.1) Pb Gr Z f T F
√
Jika persamaan tersebut disederhanakan kembali, maka persamaan menjadi : Q b=
359.072 C D (FT ) Ev Y 1 d 2 √ ρf hw .................................................................(3.2) ρb
E v adalah faktor pendekatan velositas yang dihitung menggunakan persamaan sebagai berikut : (3:10) EV =
1
√1−β 4
.......................................................................................................(3.3)
Dengan β adalah rasio antara diameter bore orifice dan diameter dalam pipa saat kondisi mengalir.(3:8) β=
d ..................................................................................................................(3.4) D
Keterangan: d = diameter lubang pelat orifice pada kondisi mengalir dan dihitung menggunakan persamaan sebagai berikut:(3:8) 14
d=d r +[1+∝1∗( T f −T r ) ] .......................................................................................(3.5) D = diameter dalam pipa meter orifice pada kondisi mengalir dan dihitung menggunakan persamaan sebagai berikut dengan suhu referensi 68℉ atau 20℃:(3:8) D=D r [1+ ∝2∗( T f −T r ) ] ........................................................................................(3.6) Y1 adalah Faktor ekspansi hulu dimana tekanan statis absolut diambil pada tap differensial pressure hulu dan dapat dihitung menggunakan persamaan:(3:12) Y 1=1−
( 0.42+ 0.35 0 β 4 ) x 1 k
...................................................................................(3.7)
Dengan x1, bila tekanan statis hulu diukur, maka menggunakan persamaan:(3:12) x 1=
∆P ............................................................................................................(3.8) N 3 Pf 1
Dimana N3 adalah faktor koreksi, jika ΔP dalam inH2O dan Pf dalam Psi maka N3 adalah 27,707. Dengan x1, bila tekanan statis hilir diukur maka menggunakan persamaan sebagai berikut:(3:12) x 1=
∆P ....................................................................................................(3.9) ∆ P+ N 3 P f 1
Untuk mencari nilai faktor ekspansi hilir Y2 dapat menggunakan persamaan: (3:12) Y 2=Y 1
√
Pf 1 Zf 2 .................................................................................................(3.10) Pf 2 Zf 1
Atau Y 2=1−
( 0.42+ 0.35 0 β 4 ) x 1 P f 1 Z f 2 k
√
Pf 2 Zf 1
.................................................................(3.11)
CD adalah koefisien discharge meter orifice tap flensa, tepi persegi, konsentris. Persamaan dikembangkan oleh Reader – Harris Gallagher (RG), disusun kedalam rumus keterkaitan yang jelas dan dianggap sebagai basis data regresi yang
15
terbaik saat ini. Persamaan ini dapat digunakan untuk ukuran pipa nominal lebih dari 2 inchi, beta rasio (β) 0,1 – 0,75, diameter lubang orifice yang diberikan, dr adalah lebih besar dari 0,45 inchi (11,4 mm) dan bilangan Reynold pipa dalam range 4.000 s.d 35.000.000. Koefisien RG dari persamaan meter orifice yang dilengkapi dengan tap flensa didefinisikan sebagai berikut: (3:8-9) 106 β C D ( FT )=Ci ( FT ) +0.000511 Re
0.1
[ ]
+(0.021+0.0049 A ) β 4 C ........................(3.12)
Dimana : C i ( FT ) =Ci ( CT ) +Terminal Tap ..........................................................................(3.13) C i ( CT ) =0.5961+0.0291 β 2−0.2290 β 8 +0.003(1−β) M 1 .................................(3.14) Terminal Tap=Hulu+ Hilir ................................................................................(3.15) Hulu= [ 0.0433+0.0712 e−8.311−0.1145 e−6.011 ] ( 1−0.14 A ) B ...............................(3.16) Hilir=−0.116[ M 2−0.52 M 2] β 1.1 (1−0.14 A ) ...................................................(3.17) β4 ............................................................................................................(3.18) 1−β 4
B=
M 2=
2 L2 ...........................................................................................................(3.19) 1−β
[
M 1=max 2.8−
[
A=
19000 β Re
106 C= Re
D ,0 .......................................................................................(3.20) N4
]
0.8
]
..................................................................................................(3.21)
0.35
[ ]
.........................................................................................................(3.22)
Dimana bilangan reynold pipa dapat dihitung menggunakan persamaan sebagai berikut: (3:10) 16
Re =
4. q pps ........................................................................................................(3.23) π. μ.D
Laju alir volumetric pada kondisi mengalir (aktual) dapat dikalkulasikan menggunakan persamaan berikut: (3:6) q cfs=
q pps .............................................................................................................(3.24) ρf
Dimana qcfs dalam sft3/s. Laju alir volumetric pada kondisi dasar (standar) dapat dikalkulasikan menggunakan persamaan berikut: (3:6) q scfs =
q pps ............................................................................................................(3.25) ρb Dimana qscfs dalam sft3/s, dimana s merupakan tanda bahwa laju alir
tersebut dalam keadaan standar. Secara umum kondisi standar yang umum dipakai adalah pada tekanan 14,73 Psia atau 14.73 Psia dan suhu 60 °F. Laju alir massa (qpps) dapat dikonversi ke laju alir volumetris pada kondisi standar (qscfs) apabila densitas fluida pada kondisi standar (ρb) dapat diketahui. Untuk perhitungan ρb dapat menggunakan persamaan pada AGA no 8 atau AGA NX19. (3:6) Perhitungan faktor kompresibilitas untuk custody transfer banyak yang menggunakan standar perhitungan AGA NX19. Hasil perhitungan AGA NX19 berbeda ± 0,02% dari standar terbaru AGA no 8. Namun AGA NX19 memiliki kelebihan dimana tidak ada proses iterative pada perhitungannya. AGA NX19 digunakan pada range data tertentu, seperti terlihat pada Tabel 3.1. Metode Perhitungan faktor kompresibilitas menggunakan metode 4 atau dikenal dengan Gross Heating Value (GHV) Method dari AGA NX19, dimana tahapan perhitungannya dimulai dengan perhitungan GHV dimana perhitungannya
17
menggunakan standar perhitungan GPA 2172. Dimana persamaan perhitungan GHV sebagai berikut: (6:401) GHV ( dry )=x 1 . H idv1 + x 2 . H idv 2 +…+ x n . H idvn ..........................................................(3.26) GHV ( sat )=( 1−x w ) .GHV ( dry ) .........................................................................(3.27) Tabel 3.1 Range Data(9:60) Item Pressure (Pg)
Range s.d 5000 Psig
Temperature (Tf)
-40 s.d 240 oF
Spesific Grafity CO 2dan N2
0.554 to 1.0 0 s.d 15%
Jika komposisi gas tidak mengandung air maka GHV yang digunakan adalah GHV(dry), namun jika mengandung air maka GHV(sat) yang digunakan. Kemudian dilakukan tahapan – tahapan perhitungan sebagai berikut: (6:401) n
GHV =
[∑ ] i= j
x i . bi /Z b ...........................................................................................(3.28)
Padj =
671 P f ...............................................(3.29) 693−0.0209 GHV +379 X CO 2−201 X N 2
T adj =
359.46(T f + 460) .....................................(3.30) 124.7+ 0.2203GHV +384.99 X CO 2+ 91.11 X N 2
P=
Padj + 14.7 .....................................................................................................(3.31) 1000
T=
T adj ...............................................................................................................(3.32) 500
m=0.0330378 T −2−0.0221323 T −2 +0.0161353T −2 ..........................................(3.33) n=0.265827 T −2+ 0.0457697T − 4−0.133185 T −1 ¿ m−1 ......................................(3.34)
18
B=
3−mn2 ........................................................................................................(3.35) 9 mP 2
b=
9 n−2 m n3 E − .....................................................................................(3.36) 3 54 m P 2 m P2 Dimana nilai E dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan El atau
E2 dst. Penentuan persamaan yang digunakan dengan melihat pada P dan T, yang diperoleh dari perhitungan, masuk pada range E keberapa. Range untuk penentuan persamaan E yang digunakan dapat dilihat pada Tabel 3.2. Dan untuk persamaan masing – masing E adalah sebagai berikut: (6:403) T a=T −1.09 .......................................................................................................(3.37) T b=1.09−T ......................................................................................................(3.38) 2
E1=1−0.0075 P2.3 .exp (−20T ab )−0.0011T a0.5 P2 [ 2.17+1.4 T 0.5 a −P ] ..............(3.39) E2=1−0.0075 P2.3 [2−exp (−20 T b )−1.317T b4 P ( 1.69−P2 ) ] ...........................(3.40)
E3 =1−0.0075 P2.3 [ 2−exp (−20T b ) ] +0.455 (200T 6b −0.03249T b +2.0167 T 2b−18.028 T 3b+ 42.844 T 4b )( P− .............................................................................................................................(3.41)
E 4=1−0.0075 P2.3 [ 2−exp (−20 T b ) ] +0.455(200 T 6b−0.03249 T b+ 2.0167 T 2b −18.028T 3b +42.844 T 4b )( P− .............................................................................................................................(3.42) E5 =E4 −x ...........................................................................................................(3.43) E6 =E5−x ...........................................................................................................(3.44) E7 =E6−x ...........................................................................................................(3.45) E8 =E7−x +¿¿ .......................................................................................................(3.46) 1 x= A ( T −2 ) + A1 (P−2)2 + A2 (P−2)3 + A3 (P−2)4 ..............................................(3.47) x 1=( P−1.32 )2 ( P−2 ) [3−1.483 ( P−2 )−0.1 ( P−2 )2 +0.0833 ( P−2 )3 ] .................(3.48) 19
A=1.7172−2.33123 T −1.5679T 2 +3.47644 T 3 −1.28603T 4 ...........................(3.49) A1=0.016299−0.028094 T −0.48782 T 2+ 0.78221T 3−0.27839 T 4 ..................(3.50) A2=−0.35978−0.51419 T −0.16453 T 2+ 0.52216T 3−0.19687 T 4 ...................(3.51) A3 =0.075255−0.10573 T −0.058598 T 2+ 0.14416T 3−0.054533 T 4 ................(3.52) Tabel 3.2 Range Pententuan Nilai E(9:62) P 0 s.d 2 0 s.d 1.3 1.3 s.d 2.0 1.3 s.d 2.0 2.0 s.d 5.0 2.0 s.d 5.0 2.0 s.d 5.0 2.0 s.d 5.0
T 1.09 s.d 1.4 0.84 s.d 1.09 0.84 s.d 1.09 0.84 s.d 0.88 0.84 s.d 0.88 0.88 s.d 1.09 1.09 s.d 1.32 1.32 s.d 1.40
E E1 E2 E3 E4 E5 E6 E7 E8
Setelah memperoleh E maka langkah selanjutnya dalam perhitungan Zf adalah sebagai berikut: (6:3) D=¿¿..................................................................................................................(3.53) Zf=
1 B n ................................................................................................(3.54) −D+ D 3P Dimana Zf adalah faktor kompresibilitas fluida pada kondisi operasi.
Kemudian dilakukan perhitungan densitas fluida pada kondisi operasi (ρb) dengan menggunakan persamaan sebagai berikut: (3:16) ρf=
P f xBM .....................................................................................................(3.55) Z f xRx T f Dimana R adalah konstanta universal dan BM adalah berat molekul.
Kemudian untuk menghitung densitas fluida pada kondisi standar (ρb), maka harus
20
diketahui faktor kompresibilitas pada kondisi standar (Zb), yang perhitungannya menggunakan standar GPA 2172 dengan persamaan sebagai berikut: (6:3) n
Z b=1−Pb .
[∑ ] i= j
2
x i . b i ..........................................................................................(3.56)
Dimana bi adalah summation factor yang ada dalam GPA 2172 dan Pb adalah tekanan standar yang digunakan atau disepakati, umumnya 14,696 Psia. Kemudian dilakukan perhitungan densitas fluida pada kondisi standar (ρb) dengan menggunakan persamaan sebagai berikut: (3:16) ρb =
Pb xBM .....................................................................................................(3.57) Z b xRx T b Dimana Tb adalah suhu standar yang digunakan atau disepakati, secara
umum dipakai suhu standar sebesar 60 oF. 3.4
Komponen Utama Meter orifice terdiri dari dua komponen utama yaitu primary element dan
secondary element. Dimana primary element terdiri dari orifice plates, orifice fitting dan meter tube, sedangkan secondary element terdiri dari DP, PT, TT, chart recorder dan flow computer. 1.
Orifice Plates
Concentric
Eccentric
Segmental
Quadrant Edge
21
Gambar 3.2 Tipe Plat Orifice(12:53) Pelat orifice adalah sebuah pelat bundar dengan lubang di bagian tengahnya dimana pelat dipasang pada pipa aliran sehinga bekerja sebagai element penghasil beda tekanan fluida. Pada umumnya pelat orifice terbuat dari material stainless steel (SS304 atau SS 316), material monel atau carbon steel. Terdapat empat jenis orifice plate berdasarkan bentuk lubangnya yaitu concentric, eccentric, segmental, dan quadrant radius. Keempat jenis bentuk lubang dari orifice plate tersebut dapat dilihat pada gambar 3.2. (12:53) Concentric Orifice Plate merupakan pelat orifice dengan lubang terletak tepat di tengah orifice plate dan memiliki bentuk bulat sempurna. Model pelat ini digunakan pada pengukuran fluida gas yang kering dan memiliki sifat tangguh pada pengukuran.(12:53) Segmental Orifice Plate merupakan orifice plate dengan lubang terletak di bagian tengah orifice plate dan berbentuk setengah lingkaran. Penggunaan model ini adalah untuk pengukuran pada jenis fluida gas atau cair yang mengandung sejumlah pengotor yang tidak bersifat abrasif. Performa model segmental tidak sebaik model concentric plate.(12:53) Eccentric Orifice Plate merupakan orifice plate dengan lubang terletak tidak tepat di tengah orifice plate dan berbentuk bulat sempurna. Biasanya digunakan untuk pengukuran pada fluida cair yang mengandung sejumlah kecil partikel padat tapi tidak bersifat abrasif atau digunakan pada fluida gas yang mengandung sejumlah kecil fase cair.(12:53)
22
Sedangkan Quadrant Radius Orifice Plate digunakan untuk pengukuran pada fluida viskos yang menggunakan pipa dengan Reynold Number di bawah 10.000.(12:53) Kalibrasi ukuran diameter lubang orifice plate secara berkala dan pemeliharaan kebersihan dilakukan agar orifice plate bebas dari akumulasi kotoran atau benda asing yang mempengaruhi luasan permukaan lubang orifice plate. (12:53) Instalasi orifice plate distandarkan dengan besaran beta rasio. Beta rasio adalah perbandingan antara diameter lubang orifice plate dengan diameter dalam pipa. Menurut standar AGA Report No. 3 besarnya beta ratio yang dibutuhkan pada metering unit dengan menggunakan flange taps adalah berkisar 0,15 sampai dengan 0,7. Sedangkan metering unit dengan menggunakan pipe taps, besarnya beta ratio berkisar 0,2 sampai dengan 0,6711. Pemilihan beta ratio akan memberikan persentase nilai ketidakpastian tersendiri terhadap pengukuran flow rate.(2:10) 2.
Meter Tube Meter tube didefinisikan sebagai bagian pipa yang lurus yang mencakup
semua bagian seperti orifice plate holder, upstream dan downstream dari orifice plate pada meter tube tidak diijinkan ada sambungan pipa dimana harus sesuai ketentuan instalasi bagian upstream dan downstream meter tube kecuali pressure taps, temperature probe, flow conditioner, orifice plate holder dan inline meter tube yang diperlukan untuk menghubungkan bagian dari meter tube. Pipa yang digunakan harus memenuhi spesifikasi uniform roundness, wall thickness dan kekuatan pipa. Panjang meter tube ditentukan dari konfigurasi piping di inlet dan fungsi dari beta ratio yang sesuai dengan AGA 3. Piping dikerjakan dengan automatic welding dan
23
metoda special internal alignment. Semua lokasi las yang kritikal di gerinda. Test yang perlu dilakukan adalah X ray dan hydostatic testing.(2:10) 3.
PT, TT dan DP Transmitter DP Transmitter mengukur beda tekanan, temperature transmitter mengukur
suhu downstream orifice flange, dan pressure transmitter mengukur tekanan upstream orifice flange. Data – data tersebut kemudian dikirimkan ke flow computer sebagai data digital yang kemudian digunakan untuk menghitung laju alir fluida.(13:98) Pemasangan DP transmitter untuk fluida gas harus di atas atau tepat pada level dari tapping point di orifice flange atau fittings, agar supaya cairan terkondensasi tidak terjebak di sensing chamber yang dapat mempengaruhi differential pressure karena adanya liquid hidrostatik. Sedangkan untuk fluida cair, transmitter dipasang dibawah dari tapping point agar supaya tidak ada gas pocket. (13:98)
24
Gambar 3.3 Transmitter.(13:98) 4.
Chart Recorder
Gambar 3.4 Chart Recorder(13:102) Chart recorder merupakan peralatan yang digunakan untuk mengukur parameter proses sepert beda tekanan, tekanan statis dan temperature diman pengukuran yang dilakukan secara local langsung di lapangan. Kebanyakan chart recorder yang dipakai pada meter orifice adalah circular dan berputar satu putaran setiap 24 jam atau satu minggu. Chart recorder dilengkapi dengan satu, dua atau tiga pen. Untuk pengukuran gas, minimal menggunakan dua pen untuk menghitung perubahan pada static pressure dan differensial pressure. Jika terdapat perubahan temperature sangat signifikan
maka tiga pen recorder digunakan
untuk
mengkompensasi perubahan temperature. Pen merah digunakan untuk mengukur DP, pen biru untuk mengukur tekanan statis dan pen hijau untuk mengukur suhu. Chart recorder mempunya 3 jenis skala antara lain skala uniform, skala square root dan skala gabungan uniform dan square root. (12:18) Untuk menghitung total luas dari chart recorder, dipakai alat yang disebut Planimeter. Penghitungan dengan Planimeter banyak kesalahan karena kesalahan paralaks (penglihatan). (12:18)
25
a.
Pembacaan Chart Recorder Dengan Planimeter
Gambar 3.5 Planimeter Digital(14:6)
Planimeter adalah suatu alat yang digunakan untuk menghitung luas dengan cara mekanis. Planimeter ada dua macam, yaitu planimeter manual dan planimeter digital. Alat planimeter terdiri dari dari dua tangkai (batang) yang dihubungkan oleh sendi yang memungkinkan kedua tangkai tersebut bergerak bebas pada meja gambar. Tangkai yang pertama disebut tangkai jarum tetap atau tangkai batang (kutub), di bagian ujung lain dari tangkai tetap terdapat jarum pelacak tetap yang disebut dengan kutub planimeter. Tangkai yang kedua disebut tangkai pelacak. Pada ujung-ujung tangkai pelacak terdapat sebuah roda (roda ukur) dan jarum pelacak untuk menelusuri batas daerah yang diukur. Roda ukur dapat berputar bersamaan dengan gerakan dari jarum pelacak.(14:5)
Gambar 3.6 Bagian Planimeter(14:5) Keterangan: 1.
Batang kutub
3.
Kutub planimeter (tetap)
2.
Batang pelacak
4.
Sendi (engsel)
26
5.
Jarum pelacak
6.
Roda ukur berskala
7.
Piringan berskala
8.
Klem (untuk mengatur panjang batang pelacak)
9.
Skala Nonius
27
a.
Pengoperasian Planimeter Langkah-langkah mempersiapkan alat planimeter sebelum digunakan untuk menghitung
luas: (14:5) 1.
Letakan chart yang akan digunakan di atas meja, dan usahakan agar tidak bisa berpindah posisi
2.
Mengeluarkan alat dari box alat
3.
Hubungkan plainmeter dengan kabel USB agar tersambung dengan laptop yang sudah terdapat software aplikasi pembaca plainmeter
4.
Mencari
posisi
untuk
kutub
planimeter.
Posisi
kutub
agar batang pelacak dapat menjangkau seluruh garis batas dengan sudut
diusahakan
antara
batang
pelacak dengan batang kutub lebih kecil dari 180o 5.
Setelah kutub terpasang, gerakkan mengelilingi area batas untuk mengetahui ada tidaknya hambatan dari gerak roda.
28
IV. 4.1
PEMBAHASAN
Process Flow Diagram dari Bojonegara Station Stasiun Transmisi Bojonegara mendapat suplai gas dari Stasiun Labuhan Maringgai dan
menyalurkannya ke Banten Barat, Cikande dan PT. Krakatau Daya Listrik (KDL). Diagram alir proses dapat dijelaskan dari gambar 4.1.
Gambar 4.1 Bojonegara Station Overview
4.2
Instrumentasi Gas Metering System Orifice 1330 Terdapat peratalan instrumentasi yang mendukung gas metering system orifice V-9003
antara lain : Gambar 4.2 P&ID Gas Metering Orifice 1330A/B 1.
Orifice Meter V-9003 Orifice fitting yang digunakan pada metering system menggunakan tipe dual chamber
orifice meter atau senior type yang berarti orifice plate yang berada di dalam fitting tersebut
29
dapat diganti tanpa harus menghentikan proses yang berjalan. Tabel 4.1 menunjukkan spesifikasi dari Orifice V-9003 Gambar 4.3 Orifice Meter Tabel 4.1 Spesifikasi Orifice Meter V-9003
No
A Canalta Dual Chamber
Manufact ure Material Pipe Type Meter Thickness
Carbon Steel
Concentric Flange Taps 0.375
Flow Max Operating Vis. 2.
Un it
STREAM
Spesifikas i
75
M M SC FD
0.013
cP
Pressure Transmitter 52-PT-1330A/B Pressure Transmitter berfungsi mengukur dan mengirimkan pressure dari aliran gas ke
flow computer. Tabel 4.2 menunjukkan spesifikasi dari Pressure Transmitter PIT-250:
30
Gambar 4.4 Pressure Transmitter Tabel 4.2 Spesifikasi Pressure Transmitter PIT-250 No
U ni t
Spesifikas i Tag Number Manufact ure Model
52-PT-1330A/B Yokogawa
EJA430 A51
Range
0 – 800
Output
4 – 20
p si g m A
3. Temperature Transmitter TT-255 Temprature Transmitter berfungsi mengukur dan mengirimkan temperature dari aliran gas ke flow computer. Tabel 4.3 menunjukkan spesifikasi dari Temprature Transmitter TT-255:
31
Gambar 4.5 Temperature Transmitter Tabel 4.3 Spesifikasi Temperature Transmitter No
U ni t
Spesifikas i Tag Number Manufact ure Model Range
TT-255 Yokogawa YTA110 0 – 120
Output
4.
4 – 20
F m A
Flow Transmitter PT-254
Gambar 4.6 Flow Transmitter Flow Transmitter berfungsi mengukur dan mengirimkan flow dari aliran gas ke flow computer. spesifikasi dari Flow Transmitter PT-254:
Tabel 4.4 Spesifikasi Flow Transmitter No
U ni t
Spesifikas i Tag Number Manufact ure Model
PT-254 Yokogawa
EJA110
Output
4 – 20
32
m A
5.
Gas Chromatograph 90-AIT-204
Gas Chromatograh 90-AIT-204A/B berfungsi untuk mengetahui komposisi gas yang mengalir dalam pipa yang nantinya digunakan untuk perhitungan di dalam flow computer.
Gambar 4.7 Gas Chromatograph Tabel 4.5 Spesifikasi Gas Chromatograph 90-AIT204A/B Type Temp eratur e Repe atabil ity Heliu mCar rier
Const ructio n Mou nting 8206 Dime nsion
Gas Chromatograph 90-AIT-204A/B Storage -22°F to +140°F (-30° to 60°C) Normal Operation 0°F to +131°F (-18°C to 55°C) W/Cold Weather Enclosure -40°F to +131°F (-40° to 55°C) ± 0.125 Btu @ 1,000 Btu (±0.0125%) ambient; ±0.25 Btu @ 1,000 Btu (±0.025%) over temp. range of 0–131°F (-18° to 55°C) Consumption rate: 12 ml/minute typical to 20 ml/minute maximum. NEMA/Type 4X (IP56) Aluminum Alloy With White Polyester Powder Coating. Explosion Proof, see Specification Sheet for certifications. Pipe Run, Free-Standing Pipe, Shelf and Cold Weather Enclosure. Width Height Depth Weight US 9.5“ 8.82“ 15.64“ 29 lbs. Metric 241.3 mm 224.0 mm 397.3 mm 10.8 kg
33
6.
H2S Analyzer 90-AIT-200A/B H2S Analyzer 90-AIT-200A/B berfungsi untuk mengetahui kandungan gas H2S yang
terkandung dalam gas yang mengalir dalam pipa yang nantinya digunakan untuk perhitungan di dalam flow computer. Tabel 4.6 Spesifikasi H2S Analyzer Tag 90-AIT-200A/B Num ber Resp HzS: Typically < 30 seconds to onse T90 Time Accu H2S: ± 0.5 PPM racy Repe ± 2.0 % full-scale of standard atabil ranges (including Column effects) ity Linea ± 2.0 % full-scale of standard rity ranges to a minimum of: HzS: ± 0.25 PPM Stabil Noise: 1.0 % of standard ranges ity (excluding cross-talk effects).
Gambar 4.8 H2S Analyzer
34
7.
H2O Analyzer 90-AIT-202A/B H2O Analyzer 90-AIT-202A/B berfungsi untuk mengetahui kandungan gas H2O yang
terkandung dalam gas yang mengalir dalam pipa yang nantinya digunakan untuk perhitungan di dalam flow computer. Tabel 4.7 Spesifikasi H2O Analyzer No
Spesifika si Tag Number Dynamic Range Accuracy Enclosur e Material
Power
90-AIT-202A/B 250 mAU (milli-Absorbance Units) +/- 1 mAU or +/2%, whichever is greater Copper-free aluminum casting Al Si 12 (LM 24) aluminum alloy (Ex e box) 304 stainless steel (flowmeter box and separator/ filter bracket)
0-5 Volts or 0-20 mA analog input Single Isolated Discrete input 20-position keypad 4-line x 20-character alphanumeric VF display Fast Ethernet (IEE802.3) Isolated 4 to 20 mA analog output, max cable resistance
35
Gambar 4.9 H2O Analyzer 8. Flow Computer 90-FI-250 Flow Computer 90-FI-250 berfungsi menghitung semua parameter yang didapat dari alat instrumentasi pada gas metering system orifice sehingga dihasilkan nilai seperti laju aliran.
Gambar 4.10 Flow Computer 9.
Flow Recorder Flow Recorder berfungsi untuk mencatat besaran proses (pressure, temperature dan
differential pressure) dari aliran yang lewat dan sebagai backup pencatatan data proses apabila flow computer mengalami kegagalan operasi.
Gambar 4.11 Flow Recorder Tabel 4.8 Spesifikasi Flow Recorder No
Spesifi 36
kasi Tag 1
Numbe
52-FR-1330A/B
r DP = 0 – 250 inH2O 3
Range
P = 0 – 1000 psig T = 0 – 150 oF
Serial 4
5
4.3
Numbe r
120661183003
Type
202 E
Perhitungan Laju Alir Mengacu Pada Standar AGA-3 Standar yang digunakan untuk perhitungan flow rate natural gas di Gas Metering
Station. Standar ini mencakup prosedur untuk pengukuran natural gas, hydrocarbons, dan aliran fluida terkait lainnya yang menggunakan flange tap dan pipe tap meter orifice. Untuk menghitung laju alir yang mengalir menggunakan persamaan 4.1 dengan langkah perhitungan pada lampiran 7: 359.072 C D (FT ) Ev Y 1 d 2 √ ρf hw Q b= ........................................................(4.1) ρb 4.3.1
Perhitungan Laju Aliran Dengan Parameter Data Transmitter Pada tanggal 19 Februari 2020 telah dilakukan pengujian kinerja dari flow computer
untuk bulan Februari. Pengujian kinerja flow computer ini digunakan untuk mengetahui kinerja dari flow computer baik atau perlu dikalibrasi. Pengujian ini dilakukan dengan cara membandingkan hasil flow rate dari parameter lapangan yang dihitung dengan AGA-3 dengan
37
flow rate hasil dari flow computer. Pengujian ini dilakukan sebanyak 5 kali dengan rentang waktu 5 menit. Pada tabel 4.9 merupakan hasil pembacaan parameter – parameter di lapangan. Tabel 4.9 Hasil Pembacaan Transmitter di Lapangan Output Transmitter No
W ak tu
10 :2 7: 20
DP (inH2O)
13.237
PT( Psig )
327
10 :3 2: 29
11.371
326 .1
10 :3 7: 16
8.031
325 .4
10 :4 2: 32
7.726
324 .4
10 :4 7: 35
12.392
325 .7
T T ( O
F ) 7 1 7 0 . 9 6 7 1 . 3 4 7 1 . 6 6 7 1 . 7 7
Pada waktu pengujian yang pertama diketahui parameter – parameter berikut: Data Masukan : Dr = 15 inchi = 38.1 cm 38
Dr = 4.2002 inchi = 10.669 cm Tr = 20 ℃ Pf = 327 Psig = 22.55 Bar = 2.25 x 106 N/m2 = 23.56 Bara = 2.36 x 106 N/m2 Tf = 71 ℉ = 21.67 ℃ Pb = 14.7 Psia = 1.01325 Bara = 1.01 x 105 N/m2 Tb = 15.56 ℃ = 60 ℉ = 288.71 K ∝2 = 0.0000112 mm/mm℃ (mild steel) ∝1 = 0.0000167 mm/mm℃ (stainless steel) Zf = 0.94731 Zb = 0.997501 BM = 18.5682 R = 8314.51 m3.Pa/Kgmol.K K = 1.28 μ = 0.01125332 cPs = 1.11 x 10-5 Kg/m.s ∆ P = 13.237 inH2O = 32.97 mBar = 3.3 x 103 N/m2 = 336.22 mmH2O Perhitungan : a.
d=d r +[1+∝1∗( T f −T r ) ] .........................................................................(4.2) d=10.669+ [ 1+ 0.0000167∗( 21.67−20 ) ] d=10.66880494 cm = 0.106688 m = 4.200317 inchi
b.
D=D r [1+ ∝2∗( T f −T r ) ] ..........................................................................(4.3) D=4.2002[1+ 0.0000112∗(21.67−20 ) ] D=38.12176272 cm = 0.381218 m = 15.00857 inchi 39
c.
β=
d ......................................................................................................(4.4) D
β=
10.66880494 38.12176272
β=0.27986127 d.
EV = EV =
1
√1−β 4
............................................................................................(4.5) 1
√1−0.279861274
EV =1.003081378 e.
x 1=
∆P ..............................................................................................(4.6) N 3 Pf 1
x 1=
32.97 1000 x 1000 x 23.56
x 1=1.3995 x 10−6 f.
Y 1=1−
Y 1=1−
( 0.42+ 0.35 0 β 4 ) x 1 k
.....................................................................(4.7)
( 0.42+ 0.35 x 0.279861274 ) 1.3995 x 10−6 1.28
Y 1=0.999999549 g.
ρf=
Pf x BM ........................................................................................(4.8) Zf x Rx Tf
ρf=
2.36 x 10 6 x 18.47938633 0.94731 x 8314.51 x 294.8167
ρ f =18.83856442
Kg m
3
=1.176054
lbs ft 3
Dengan asumsi CD sebesar 0.5985 maka diperoleh kecepatan laju alir sebagai berikut :
40
h.
v 0=C D . Y 1 . Ev .
√
2∆ P ...........................................................................(4.9) ρf
v 0=0.5985 x 0.999999549 x 1.003081378 v 0=11.23200218 i.
√
2 x 3.3 x 103 18.83856442
m s
B=
β4 ..............................................................................................(4.10) 1−β 4
B=
0.279861274 1−0.27986127 4
B=0.00617225 Untuk flange taps L2 = N4/D, dengan nilai N4 = 25.4 dalam cm atau N4 = 1 dalam inchi j.
L2 =
N4 .................................................................................................(4.11) D
L2 =
1 15
L2=0.066666667 k.
M 2=
2 L2 ............................................................................................(4.12) 1−β
M 2=
2 x 0.066666667 1−0.27986127
M 2=0.185149511 l.
[
Dr ,0 .........................................................................(4.13) N4
[
15 ,0 1
M 1=max 2.8−
M 1=max 2.8−
]
]
M 1=0
41
m.
Re =
d x v x ρf ........................................................................................(4.14) μ
Re =
0.106688 x 11.23200218 x 18.78718975 1.11 x 10−5
Re =2038566.06 n.
19000 β A= Re
[ [
A=
0.8
]
....................................................................................(4.15)
19000 x 0.27986127 2038566.06
]
0.8
A=0.008572299 o.
106 C= Re
0.35
[ ]
..........................................................................................(4.16)
10 6 C= 2038566.06
[
0.35
]
C=0.779356791 p.
C i ( CT ) =0.5961+0.0291 β 2−0.2290 β 8 +0.003(1−β) M 1 .....................(4.17) C i ( CT ) =0.5961+0.0291 x 0.279861272−0.2290 x 0.279861278 +0.003 ( 1−0.27986127 ) x 0 C i ( CT ) =0.598370562
q.
Hulu= [ 0.0433+0.0712 e−8.311−0.1145 e−6.011 ] ( 1−0.14 A ) B …(4.18) Hulu= [ 0.0433+0.0712 e−8.311−0.1145 e−6.011 ] ( 1−0.14 x 0.008572299 ) 0.00617225 Hulu=4.28015 x 10−5
r.
Hilir=−0.116[ M 2−0.52 M 2] β 1.1 (1−0.14 A ) .....................................(4.19) Hilir=−0.116[0.185149511−0.52 x 0.185149511]0.2798635231.1 (1−0.14 x 0.008572299) Hilir=−0.000362849
42
s.
Terminal Tap=Hulu+ Hilir ..................................................................(4.20) Terminal Tap=4.28015 x 10−5 +(−0.000362849) Terminal Tap=−0.000320048
t.
C i ( FT ) =Ci ( CT ) +Terminal Tap ............................................................(4.21) C i ( FT ) =0.598370562+(−0.000320048) C i ( FT ) =0.598050515
u.
C D ( FT )=Ci ( FT ) +0.000511
106 β Re
0.1
[ ]
+(0.021+0.0049 A ) β 4 C…(4.22)
106 x 0.27986127 C D ( FT )=0.598050515+0.000511 2038566.06
[
0.1
]
+ ( 0.021+0.0049 x 0.008572299 ) 0.27986127 4 x 0
C D ( FT ) =0.598570084 v.
v n=C D (FT ) x Y 1 x E v x
√
2∆P ………………………………………..(4.23) ρf
v n=0.598570084 x 0.999999549 x 1.003081378 x v n=11.23331743
√
2 x 3.3 x 103 18.83856442
m s
Untuk melakukan pengecekan dipersyaratkan Vn – V0 = 0, untuk asumsi CD sebesar 0.5985 diperoleh Vn – V0 = 0, maka asumsi diterima w.
q acms=v n
π d2 .....................................................................................(4.24) 4
( )
3.14 x 0.1066882 4
q acms=11.23331743
(
q acms=0.100422138
m3 s
)
43
x.
359.072 C D ( FT ) Ev Y 1 d 2 √ ρf hw Q b= ...................................................(4.25) ρb Q b=
359.072 x 0.598570084 x 1.003081378 x 0.999999549 x 4.2003172 √ 1.176054 x 13.273 0.049167
Q b=305233.8868 y.
v=
v=
4 q acms π D2
ft 3 =7.325589282 MMSCFD h
.............................................................................................(4.26)
4 x 0.100422138 3.14 x 0.3812182
v=0.879819601
m s
Pada perhitungan bilangan reynold pipa sebesar : z.
Re =
d x v x ρf ........................................................................................(4.27) μ
Re =
0.106688 x 0.879819601 x 18.82856422 1.11 x 10−5
Re =570582.49 Dengan cara yang sama untuk perhitungan flow rate yang lain dihasilkan pada tabel 4.10. Tabel 4.10 Hasil Perhitungan Flow Rate Mengacu Standar AGA-3 W a kt u
Q. AG A3 M MS CF D
Output Transmitter
DP (inH2O)
PT (Ps ig) 44
T T (
F ) 1 0: 2 7: 2 0 1 0: 3 2: 2 9 1 0: 3 7: 1 6 1 0: 4 2: 3 2 1 0: 4 7: 3 5
4.3.2
13.237
11.371
8.031
7.726
12.392
32 7
7 1
7.3 256
32 6.1
7 0 . 9 6
6.7 923
32 5.4
7 1 . 3 4
5.7 005
32 4.4
7 1 . 6 6
5.5 814
32 5.7
7 1 . 7 7
7.0 735
Perhitungan Laju Aliran Dengan Input Data Pembacaan Flow Recorder Pada Gas Metering Orifice 1330B terdapat flow recorder yang berfungsi untuk
mencatat data lapangan apabila flow computer mengalami kegagalan proses. Berdasarkan data chart recorder pada lampiran 5 tanggal 30 Januari 2018 didapatkan data sebagai berikut:
45
Tabel 4.11 Hasil Pembacaan Chart Recorder W a k t u 1 0 : 2 7 1 0 : 3 2 1 0 : 3 7 1 0 : 4 2 1 0 : 4 7
Pembacaan Chart Recorder DP (inH2O)
PT( Psig )
T T ( F )
327
7 0 . 5
11.3
326
7 1
8
325
7 1
325
7 1
325
7 2
13.25
7.7
12.3
Hasil pembacaan chart recorder pada tabel 4.11 didapatkan dari pembacaan chart recoder pada gambar 4.12. Pada pukul 10.27 dapat dihitung pembacaan dari chart recorder dengan rumus:
Pembacaan Chart =
X x span parameter proses recorder ........(4.28) span chart
Dimana: 46
X = pembacaan pada chart recorder
T P
DP
Gambar 4.12 Data Chart Recorder Pukul 10.00 s/d 11.00 WIB Berdasarkan rumus pada persamaan 4.28 maka dapat dihitung parameter proses antara lain: a. Pembacaan static pressure: P=
X x static pressure recorder ........................................................(4.29) 100
P=
3.27 x 1000 psig=327 psig 100
b. Pembacaan differential pressure: DP=
X x static pressure recorder .....................................................(4.30) 100 47
DP=
5.3 x 250 inH 2 O=13.25 inH 2 O 100
c. Pembacaan temperature: T=
X x static pressure recorder ........................................................(4.31) 100
T=
47 x 150 ℉=70.5 ℉ 100
Dengan cara yang sama sehingga dihasilkan data pada tabel 4.11. Pada lampiran 7 dihitung flow rate dari kelima data pada tabel 4.11 sehingga dihasilkan data perhitungan flow rate pada tabel 4.11. Tabel 4.12 Hasil Perhitungan Berdasarkan Data Chart Recorder W a k t u 1 0 : 2 7 1 0 : 3 2 1 0 : 3 7 1 0 : 4
Flow rate
Pembacaan Chart Recorder PT( Psi g)
T T ( F )
(MMS CFD)
13.25
327
7 0 . 5
7.3349
11
326
7 1
6.7870
8
325
7 1
5.7028
7.5
324
DP (inH2O)
48
7 1
5.5949
2 1 0 : 4 7
4.4
12
325
7 2
7.0616
Analisis Deviasi Flow Rate Flow Computer Pada tabel 4.13 dan tabel 4.14 dihasilkan flow rate hasil perhitungan manual mengacu
AGA-3 dan hasil dari perhitungan flow computer. Tabel 4.13 Hasil Perhitungan Manual Mengacu AGA-3 W a k t u 1 0 : 2 7 : 2 0 1 0 : 3 2 : 2 9 1 0 : 3 7
PT (Ps ig)
T T ( F )
Q. AG A3 M MS CF D
32 7
7 1
7.3 256
32 6.1 32 5.4
7 0 . 9 6 7 1 . 3 4
6.7 923 5.7 005
Output Transmitter DP (inH2O)
13.237
11.371 8.031
49
: 1 6 1 0 : 4 2 : 3 2 1 0 : 4 7 : 3 5
7.726
12.392
32 4.4
7 1 . 6 6
5.5 814
32 5.7
7 1 . 7 7
7.0 735
Tabel 4.14 Hasil Perhitungan Flow Computer Output Flow Computer No
W akt u
DP (in H2 O)
10: 27: 20
13. 28 24
10: 32: 29
11. 36 50
10: 37: 16
8.1 12 6
10: 42: 32
7.8 17 4
PT (Ps ig) 32 7.1 47 8 32 6.3 05 1 32 5.5 63 2 32 4.5 71 0 50
TT (F)
Fl ow co m M MS CF D
71. 03 78
7.3 34 0
70. 97 68
6.7 92 4
71. 36 64
5.7 09 7
71. 66 79
5.5 80 1
10: 47: 35
32 5.9 02 9
12. 45 80
71. 80 27
7.0 87 2
Dari tabel 4.13 dan tabel 4.14 terdapat perbedaan nilai yang berarti terdapat deviasi. Untuk menghitung deviasi digunakan rumus : %Deviasi=
Q flowcom −Q AGA 3 x 100 % .......................................................(4.32) Q AGA 3
Dengan menggunakan data perhitungan pertama dihasilkan : Data masukan : Q.AGA-3 = 7.3256 MMSCFD Q.Flowcom = 7.3340 MMSCFD Perhitungan : %Deviasi=
Q flowcom −Q AGA 3 x 100 % ………………………………………….(4.33) Q AGA 3
%Deviasi=
7.3340 – 7.3256 x 100 % 7.3156
%Deviasi=0.1148 % Dari perhitungan dihasilkan deviasi sebesar 0.1148% dimana error tersebut masih berada di bawah deviasi maksimum sebesar deviasi=± 1 % sesuai peraturan direktorat jendral MIGAS. Dengan cara yang sama maka dihasil nilai deviasi yang ditunjukkan pada tabel 4.15 Tabel 4.15 Deviasi Flow Rate Manual AGA-3 dengan Flow Computer N o
Q.AGA 3 MMSC FD
Q.Flowco m MMSCF D
Dev iasi (%)
1
7.32560
7.3340
0.11 48
51
2
6.79232
6.7924
3
5.70056
5.7097
4
5.58143
5.5801
5
7.07354
7.0872
Rata –rata
0.00 14 0.16 06 0.02 36 0.19 33 0.08 93
Dari kelima perhitungan dihasilkan deviasi yang bervariasi dimana deviasi maksimum sebesar 0.1933%, deviasi minimum sebesar 0.0014% dan rata rata deviasi sebesar 0.0893%. Dari kelima perhitungan, nilai deviasi masih berada di bawah deviasi maksimum sebesar deviasi=± 1 % sesuai peraturan direktorat jendral MIGAS. Terdapat faktor penyebab terjadinya deviasi antara lain : 1. Saat melakukan pengambilan data terjadi delay time sehingga terjadi deviasi. 2. Alat instrumentasi mempunyai nilai deviasi sendiri. Pada tabel 14.6 merupakan hasil perhitungan deviasi antara perhitungan flow computer dengan perhitungan data chart recorder. Untuk menghitung deviasi: %Deviasi=
Q flowcom −Q AGA 3 x 100 % .......................................................(4.34) Q AGA 3
Dengan menggunakan data perhitungan pertama dihasilkan : Data masukan : Q.Chart = 7.3349 MMSCFD Q.Flowcom = 7.3340 MMSCFD Perhitungan :
52
%Deviasi=
Q flowcom −Q chart x 100 % ………………………………………….(4.35) Q chart
%Deviasi=
7.3349 – 7.3340 x 100 % 7.3349
%Deviasi=−0.0127 % Tabel 4.16 Deviasi Flow Rate Chart Recorder dengan Flow Computer
No
Q.Char t MMSC FD
Q.Flowc om MMSCF D
1
7.3349
7.3340
2
6.7870
6.7924
3
5.7027
5.7097
4
5.5949
5.5801
5
7.0616
7.0872
Rata –rata
De via si (%) 0.0 127 0.0 795 0.1 213 0.2 651 0.3 623 0.0 570 4
Dari kelima perhitungan dihasilkan deviasi yang bervariasi dimana deviasi maksimum sebesar 0.3623%, deviasi minimum sebesar -0.0127% dan rata rata deviasi sebesar 0.0570%. Dari kelima perhitungan nilai deviasi masih
berada di bawah deviasi maksimum sebesar
deviasi=± 1 % sesuai peraturan direktorat jendral MIGAS.
53
