![Analisis Deviasi Pengukuran Meter Gas Orifice Bismillah [PDF]](https://pdfs.asia/img/200x200/analisis-deviasi-pengukuran-meter-gas-orifice-bismillah.jpg)
4 0 3 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 NIM
: Analisis Deviasi Pengukuran Meter Gas Orifice : Robiatul Insani : 171440040
Program Studi Jurusan Diploma
: 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 GAS METERING STATION”
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.
I.3
Ruang Lingkup Dalam penyusunan Kertas Kerja Wajib (KKW) ini, penulis hanya
membahas tentang : Perhitungan deviasi pengukuran sistem meter orifice kondisi aktual dengan standar AGA 3 di lapangan dengan pengukuran dari flow computer. 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.
I.
Pendahuluan
2
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,
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 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 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 tersebut. 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 untuk Husky dan CNOOC masing-masing mempunyai 40% kemitraan, sedangkan perusahaan local samudra Energi menguasai 20% 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.
4
Kantor pusatnya kemudian berpindah ke Kanada, tepatnya di Calgary, negara bagian Alberta. Perusahaan ini 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 (offshore) 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 MDA-MBH dimana kedalaman
lautnya berkisar 90M. sedangkan BD WHP dikedalaman 40m, . Sementara CNOOC 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 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 5
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 Metering System terletak di area pantai Kabupaten Pasuruan, Jawa Timur. 2.2. Wilayah Operasi Husky-CNOOC Madura, ltd. memiliki wilayah Production Sharing Contract (PSC) atau KKKS di lepas pantai Selat Madura, Provinsi Jawa Timur. Per 2018, total sumur yang dieksplorasi telah berjumlah 40 sumur. Adapun area operasi ditampilkan pada gambar 2.2.
Gambar 2.2. Peta Wilayah Production Sharing Contract HuskyCNOOC Madura, ltd. 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
6
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.
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, terdapat juga H2S, dimana kandungan H2S mencapai 4700 ppmv, dan H2S disini diproses untuk kemudian dikapalkan dalam bentuk condensate cair. Dan pengolahan ini adalah pengolahan pertama yang ada di dunia . Adapun jumlah yang diproduksi sebesar 18 MT, sementara distribusi gas ke buyer baru dilakukan pada tanggal 27 Juli 2017.
7
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 flow line, 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 Gambar 2.4. BD Wellhead Platform
Gas yang telah dieksplorasi dari sumur mengandung H2S yang cukup tinggi, sehingga harus dibersihkan karena akan berakibat buruk bagi kesehatan maupun pipa, karena H 2S 8
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 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. IAE. 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 9
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 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 10
II. 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)
11
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) 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) 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 12
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) 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)
13
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 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) 14
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− 19000 β Re
[
A=
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) 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
15
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 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
16
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) GHV =
[
n
∑ x i . bi i= j
]
/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) 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) 17
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−1.3)[1.6 .............................................................................................................................(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−1.3)[1.6 .............................................................................................................................(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) 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
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 18
E E1 E2 E3 E4
2.0 s.d 5.0 2.0 s.d 5.0 2.0 s.d 5.0 2.0 s.d 5.0
0.84 s.d 0.88 0.88 s.d 1.09 1.09 s.d 1.32 1.32 s.d 1.40
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 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)
19
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
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) 20
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) 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 21
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 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)
22
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)
23
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)
a.
Pengoperasian Planimeter Langkah-langkah mempersiapkan alat planimeter sebelum digunakan untuk menghitung
luas: (14:5) 24
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.
IV.
PEMBAHASAN
4.1 Process Flow Diagram Gas Matering Station mendapat suplai gas FPSO (Floating Production Storage And Ofloading) dan menyalurkannya ke PT.PGN, PT. Diagram alir proses dapat dijelaskan dari gambar 4.1.
25
Gambar 4.1 Bojonegara Station Overview
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. 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 residuresidu 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 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. untuk ke materingnya akan melewati header, dimana disitu 26
ada sampling probe yang berfungsi sebagai pengukur kualitas gas yang akan dikirim ke buryer sebelum memasuki proses penghitungan atau matering, elemen pengukurannya sendiri berupa HCDP, CO2, H2S, H2O, GC. Dari header matering sendiri akan di bagi ke setiap buryer dengan masing-masing stream, dimana terdapat 4 stream yaitu V-9001, V9002, V-9003, DAN V-9004, yang mana stream 1 untuk IAE dan PKG, stream 2 untuk future, stram 3 PGN dan stream 4 digunakan sbagai back-up jika akan dilakukan validasi atau maintance lainnya. 4.2 Instrumentasi Gas Metering System v-9003 Terdapat peratalan instrumentasi yang mendukung gas metering system orifice V-9003 antara lain :
Gambar 4.2 P&ID Gas Metering Orifice V-9003 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 dapat diganti tanpa harus menghentikan proses yang berjalan. Tabel 4.1 menunjukkan spesifikasi dari Orifice V-9003
27
Gambar 4.3 Orifice Meter Tabel 4.1 Spesifikasi Orifice Meter V-9003 no
spesifikasi
1
Tag number
V-9003
2
Manufacture
Canalta dual chamber
3
Tap connection Two ½” NPT per side standart, two 1/2'’ NPT additional per side optional (TT) 2” and 3” fitting sizes center bored ro 375” center bored to 375” inside diameter 4” and larger size center bored to.500” inside diameter tolerance +/- 1/64
4
Operation temperature
Standart at -20F to 100F
5
Operation shaft Left hand mount standart on sizes 2” yhrought 14” (150-1500 location ANSI) dual operatiom on sizes 16” and larger or 2500 ANSI
28
2.
Pressure Transmitter 90-PIT-250 Pressure Transmitter berfungsi mengukur dan mengirimkan pressure dari aliran gas ke
flow computer. Tabel 4.2 menunjukkan spesifikasi dari Pressure Transmitter 90-PIT-250:
Gambar 4.4 Pressure Transmitter Tabel 4.2 Spesifikasi Pressure Transmitter 90-PIT-250 No Spesifikasi 1 Tag Number 2 Manufacture 3 Model 4 Range 5 Output
3.
Unit 90-PIT-250 Yokogawa EJA430 A51 0 – 800 4 – 20
psig mA
Temperature Transmitter 90-TT-255 Temprature Transmitter berfungsi mengukur dan mengirimkan temperature dari aliran
gas ke flow computer. Tabel 4.3 menunjukkan spesifikasi dari Temprature Transmitter TT255:
Gambar 4.5 Temperature Transmitter Tabel 4.3 Spesifikasi Temperature Transmitter No
Spesifikasi
Unit 29
1 2 3 4 5
4.
Tag Number Manufacture Model Range Output
90-TT-255 Yokogawa YTA110 0 – 120 4 – 20
mA
Flow Transmitter 90-FIT-254
Gambar 4.6 Flow Transmitter Flow Transmitter berfungsi mengukur dan mengirimkan flow dari aliran gas ke flow computer. spesifikasi dari Flow Transmitter 90-FIT-254: Tabel 4.4 Spesifikasi Flow Transmitter No 1 2 3 4
Spesifikasi Tag Number Manufacture Model Output
Unit 90-FIT-254 Yokogawa EJA110 4 – 20
30
mA
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-AIT-204A/B
Type
Gas Chromatograph 90-AIT-204A/B
Temperature
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)
Repeatability ± 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) HeliumCarrier Consumption rate: 12 ml/minute typical to 20 ml/minute maximum.
Construction
NEMA/Type 4X (IP56) Aluminum Alloy With White Polyester Powder Coating. Explosion Proof, see Specification Sheet for certifications.
31
Mounting
Pipe Run, Free-Standing Pipe, Shelf and Cold Weather Enclosure.
8206
Width Height Depth Weight US 9.5“ 8.82“ 15.64“ 29 lbs. Metric 241.3 mm
Dimension
224.0 mm 397.3 mm 10.8 kg
6.
H2S Analyzer 90-AIT-200A/B H2S Analyzer 90-AIT-200A/B berfungsi untuk mengetahui kandungan gas H 2S yang
terkandung dalam gas yang mengalir dalam pipa yang nantinya digunakan untuk perhitungan di dalam flow computer. Tabel 4.6 Spesifikasi H2S Analyzer Tag Number
90-AIT-200A/B
Response
HzS: Typically < 30 seconds to T90
Time Accuracy
H2S: ± 0.5 PPM
Repeatability ± 2.0 % full-scale of standard ranges (including Column effects) Linearity
± 2.0 % full-scale of standard ranges to a minimum of: HzS: ± 0.25 PPM
Stability
Noise: 1.0 % of standard ranges (excluding cross-talk effects).
32
Gambar 4.8 H2S Analyzer 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
Spesifikasi
1
Tag Number
2
Dynamic Range
3
Accuracy
+/- 1 mAU or +/2%, whichever is greater
4
Enclosure
Copper-free aluminum casting Al Si 12 (LM 24) aluminum
Material
90-AIT-202A/B 250 mAU (milli-Absorbance Units)
alloy (Ex e box) 304 stainless steel (flowmeter box and separator/ filter bracket)
33
5
Power 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
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.
34
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
Spesifikasi
1
Tag Number
52-FR-1330A/B
3
Range
DP = 0 – 250 inH2O P = 0 – 1000 psig T = 0 – 150 oF
4
Serial Number
5
Type
120661183003 202 E
35
4.3
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:
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 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 No
Waktu
DP (inH2O)
PT(Psig)
TT( OF)
1
12:03
55.000
673.960
80.888
2
12:10
57.460
673.980
81.022
3
12:18
15.518
674.618
81.138
4
12:25
6.919
673.746
81.244
5
12:33
1.892
673.192
81.372
36
Pada waktu pengujian yang pertama diketahui parameter – parameter berikut: Data Masukan : dr = 6.451 inchi = 16.38554cm Dr = 9.559 inchi = 24.27986cm Tr = 68F 20 Pf = 673.960 Psig = 46.46 Bar = 4.64 x 106 N/m2 Tf = 80.88
= 27.1555556
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 = 0.997439 BM = 18.9133 R = 8314.51 m3.Pa/Kgmol.K K = 1.3 = 0.01270000 cPs = 1.27 x 10-5 Kg/m.s ∆𝑃 = 55.000 inH2O = 136.9988995833315 mBar = 1 3.6 x 103 N/m2 = 336.22 mmH2O Perhitungan : a.
𝑑 = 𝑑𝑟 + [1 +∝1∗ (𝑇𝑓 − 𝑇𝑟)] .............................................................. (4.2) 𝑑 = 16.38554 + [1 + 0.0000167 ∗ (27.155 − 20)]
b.
𝐷 = 𝐷𝑟[1 +∝2∗ (𝑇𝑓 − 𝑇𝑟)] ................................................................... (4.3) 37
𝐷= 𝐷 =25,279
))]
c.
𝛽 =0,687749 d.
𝐸𝑉 =1,134992 e.
𝑥1 =1,1838 f.
𝑌1 =0,9999995 g.
Dengan asumsi CD sebesar 0.602 maka diperoleh kecepatan laju alir sebagai berikut :
h.
38
𝑚
𝑣0 =20,79282 ⁄𝑠 i.
𝐵 =0,288587 Untuk flange taps L2 = N4/D, dengan nilai N4 = 25.4 dalam cm atau N4 = 1 dalam inchi j.
𝐿2 = 0,100603622 k.
l. m.
𝑅𝑒 =10749574 n.
39
o. p.
𝐶𝑖(𝐶𝑇) = 0.5961 + 0.0291𝛽2 − 0.2290𝛽8 + 0.003(1 − 𝛽)𝑀1 ....... (4.17) 𝐶𝑖(𝐶𝑇) = 0,5961 + 0,0291 ∗ 0,6877^2 − 0,229 ∗ 0,6877^8 + 0,003 ∗ (1 − 0,6877)∗ 0 𝐶𝑖(𝐶𝑇) =0,598406441
q.
…(4.18) 1 − 0,14
r.
.............................. (4.19) ) ∗ 0,6877^11 ∗ (1 − 0,14 ∗ 0,004654)
s.
𝐻𝑖𝑙𝑖𝑟 = -0,000582 𝑇𝑒𝑟𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑇𝑎𝑝 = 𝐻𝑢𝑙𝑢 + 𝐻𝑖𝑙𝑖𝑟 ......................................................... (4.20) 𝑇𝑒𝑟𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑇𝑎𝑝 = 12,294𝑥 10−3 −0,000582) 𝑇𝑒𝑟𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑇𝑎𝑝 =0,011712
t.
𝐶𝑖(𝐹𝑇) = 𝐶𝑖(𝐶𝑇) + 𝑇𝑒𝑟𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑇𝑎𝑝 .................................................... (4.21) (𝐹𝑇) =0,598406441 + 0,011712
𝑖
40
𝐶𝑖(𝐹𝑇) =0,610118
u. v.
………………………………………..(4.23)
𝑚
𝑣𝑛 = 18,73572 ⁄𝑠 Untuk melakukan pengecekan dipersyaratkan Vn – V0 = 0, untuk asumsi CD sebesar 0.602 diperoleh Vn – V0 = 0, maka asumsi diterima
w.
x.
𝑄𝑏 = 2325557,96
𝑓𝑡3
⁄ℎ = 55,941 𝑀𝑀𝑆𝐶𝐹𝐷
y.
41
𝑚
𝑣 = 8,821741168 ⁄𝑠 Pada perhitungan bilangan reynold pipa sebesar : z.
𝑅𝑒 = 6628449,7 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
Waktu
4.4.
Output Transm
12:03
DP (inH2O) 55.000
12:10 12:18 12:25 12:33
57.460 15.518 6.919 1.892
itter
Q.AGA3 MMSCFD
PT(Psig)
TT(F)
673.960
80.888
55,491
673.980 674.618 673.746 673.192
81.022 81.138 81.244 81.372
40,1004 29,2157 20,1657 10,4332
Analisis Deviasi Flow Rate Flow Computer
Pada tabel 4.10 dihasilkan flow rate hasil perhitungan manual mengacu AGA-3 Tabel 4.11 Hasil Perhitungan Manual Mengacu AGA-3
Output Transmitter
Waktu
DP (inH2O)
PT(Psig)
Q.AGA3 TT(F) MMSCFD
12:03
55.000
673.960
80.888
12:10
57.460
673.980
81.022
40,1004
12:18
15.518
674.618
81.138
29,2157
42
55,941
12:25
6.919
673.746
81.244
20,1657
12:33
1.892
673.192
81.372
10,4332
Tabel 4.12 Hasil Pembacaan Flowcomp Output Transm itter Waktu
DP (inH2O)
PT(Psig)
TT(F)
FLOWCOMP MMSCFD
12:03
55.093
673.965
80.894
56.7387
12:10
27.468
674.014
81.036
40,1186
12:18
15.523
674.623
81.148
30.1903
12:25
6.928
673.764
81.250
20,.1672
12:33
1.896
673.197
81.378
10,5595
Dari tabel 4.11 dan tabel 4.12 terdapat perbedaan nilai yang berarti terdapat deviasi. Untuk menghitung deviasi digunakan rumus :
Dengan menggunakan data perhitungan pertama dihasilkan : Data masukan : Q.AGA-3 = 55,941MMSCFD Q.Flowcom = 56,7387MMSCFD Perhitungan : ………………………………………….(4.33) % = 0,014 %
43
Tabel 4.13 Hasil Hitung Deviasi NO
Q FLOWCOMP
Q AGA3
DEVIASI
MMSCFD
MMSCFD
%
1
56,7387
55,941
00,0014
2
40,1186
40,1004
0,0045
3
30.1903
29,2157
0,033
4
20,.1672
20,1657
0,0001
5
10,5595
10,4332
0,012
Dari perhitungan dihasilkan deviasi sebesar 0.3486% 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 4.13
44
