Please feel free to help me and explain me in detail! Thanks

Nova Kurniawan

E.g. The information given is:
H = 100 Inch (Center to Center)

SG Process Liquid = 1

h = 50 Inch

SG fill fluid = 1.2

What is the calibrated range? what is the required URV and LRV? for below cases:

1. Kasus pertama (atmospheric) adalah sebagai berikut:

Untuk mencari range 0%-100% level process fluid dengan nilai DP Type Level Instrument yang bersesuaian adalah sebagai berikut:

0% -> Pada kondisi ini fill fluid di dalam kapilari sudah memberikan tekanan kepada sensor meskipun tanki masih kosong. DP yang diterima oleh sensor adalah sebesar h InFillFluid atau 50 InFillFluid yang memiliki SG = 1.2. Untuk menjadikannya bersatuan InH2O maka 50 InFillFluid dikonvert =  50 x 1.2 = 60 InH2O.

100% -> Pada kondisi ini DP yang dialami sensor adalah dari (process fluid)+(fill fluid). Tekanan yang diterima sensor adalah (100 InH2O) + (60 InH2O) = 160 InH2O.

Calibrated Rangenya adalah 60 InH2O to 160 InH2O.

2. Kasus ke-dua (atmospheric) adalah sebagai berikut:

Untuk mencari range 0%-100% level process fluid dengan nilai DP Type Level Instrument yang bersesuaian adalah sebagai berikut:

0% -> Pada kondisi tanki process liquid kosong, sensor akan menerima DP negative karena letaknya lebih tinggi dari tapping point kapilary (Zero Elevation). Apakah ini kondisi vacum karena pressure disuck atau disedot? I don’t think so. DP nagative karena head h dan level process liquid H akan saling menekan dengan arah yang berlawanan. Semakin tinggi level process liquid maka semakin tinggi memberikan tekanan yang sebaliknya terhadap head h. Head h tekanan adalah sebesar 50 InFillFluid = 60 InH2O tapi negative atau - 60 InH2O.

100% -> Pada kondisi ini DP yang dialami sensor adalah dari tekanan process fluid- tekanan fill fluid. Tekanan yang diterima sensor adalah (100 InH2O) – (60 InH2O) = 40 InH2O.

Calibrated Rangenya adalah -60 InH2O to 40 InH2O.

3. Kasus ke-tiga (atap tanki tertutup) adalah sebagai berikut:

Untuk mencari range 0%-100% level process fluid dengan nilai DP Type Level Instrument yang bersesuaian adalah sebagai berikut:

0% -> Pada kondisi ini fill fluid di dalam kapilari sudah memberikan tekanan kepada sensor dari kedua sisi meskipun tanki masih kosong. Tekanan yang diterima oleh sensor dari Hi-side (tapping point bawah) adalah sebesar h InFillFluid atau 50 InFillFluid yang memiliki SG = 1.2. Untuk menjadikannya bersatuan InH2O maka 50 InFillFluid dikonvert menjadi  50 x 1.2 = 60 InH2O dari sisi Hi-side. Tekanan yang diterima sensor Lo-side (tapping point atas) adalah sebesar H+h InFillFluid atau 150 InFillFluid yang memiliki SG = 1.2. Untuk menjadikannya bersatuan InH2O maka 150 InFillFluid dikonvert menjadi 150 x 1.2 = 180 InH2O. Wah kedua sisi memberikan tekanan ya meski tanki masih kosong ya? DP pada saat level 0% didapatkan dengan mengurangkan tekanan (Hi-side) - (Lo-side). Level 0% = (60 InH2O) - (180 InH2O) = – 120 InH2O. Lho kalo, di dalam tanki sudah terdapat gas atau vapor maka dengan adanya Hi dan Lo-side tapping point maka dengan metode saling mengurangkan (ingat DP = selisih) ini tekanan gas/vapor di permukaan liquid akan saling menghilangkan dengan sendirinya. 

100% -> Pada kondisi ini DP yang dialami sensor adalah dari (tekanan process fluid)+(tekanan Hi fill fluid)-(tekanan Lo fill fluid). DP yang diterima sensor adalah (100 InH2O) + (60 InH2O) – (180 InH2O) = -20 InH2O. Tekanan Gas or Vapor di atas liquid tidak perlu diperhitungkan karena akan saling menghilangkan pada Hi dan Lo side dengan sendirinya.

Calibrated Rangenya adalah -120 InH2O to -20 InH2O.

4. Kasus ke-empat (atap tanki tertutup) adalah sebagai berikut:

Untuk mencari range 0%-100% level process fluid dengan nilai DP Type Level Instrument yang bersesuaian adalah sebagai berikut:

0% -> Pada kondisi ini fill fluid di dalam kapilari sudah memberikan tekanan kepada sensor dari kedua sisi meskipun tanki masih kosong. Tekanan yang diterima oleh sensor dari Hi-side (tapping point bawah) adalah sebesar h InFillFluid atau 50 InFillFluid yang memiliki SG = 1.2, tapi negative. Untuk menjadikannya bersatuan InH2O maka -50 InFillFluid dikonvert menjadi  -50 x 1.2 = -60 InH2O dari sisi Hi-side. Tekanan yang diterima sensor Lo-side (tapping point atas) adalah sebesar H-h InFillFluid atau 50 InFillFluid yang memiliki SG = 1.2. Untuk menjadikannya bersatuan InH2O maka 50 InFillFluid dikonvert menjadi 50 x 1.2 = 60 InH2O. Wah kedua sisi memberikan tekanan ya meski tanki masih kosong ya? DP pada saat level 0% didapatkan dengan mengurangkan tekanan (Hi-side) - (Lo-side). DP pada Level 0% = (-60 InH2O) - (60 InH2O) = – 120 InH2O. Lho kalo, di dalam tanki sudah terdapat gas atau vapor maka dengan adanya Hi dan Lo-side tapping point maka dengan metode saling mengurangkan (ingat DP = selisih) ini tekanan gas/vapor di permukaan liquid akan saling menghilangkan dengan sendirinya. 

100% -> Pada kondisi ini DP yang dialami sensor adalah dari (tekanan process fluid)-(tekanan Hi fill fluid)-(tekanan Lo fill fluid). DP yang diterima sensor adalah (100 InH2O) - (60 InH2O) – (60 InH2O) = -20 InH2O. Tekanan Gas or Vapor di atas liquid tidak perlu diperhitungkan karena akan saling menghilangkan pada Hi dan Lo side dengan sendirinya.

Calibrated Rangenya adalah -120 InH2O to -20 InH2O.

Nova Kurniawan

Introduction

Actuated valve, also referred as shutdown valve, blowdown valve, on-off valve, mainly comprises of valve body and actuator. Here are several accessories that make actuated valve complete.

1. Solenoid Valve
Comprises of a solenoid and a valve which form is usually a three-way valve. Solenoid converts electrical energy to mechanical energy resulting three-way valve changes its state.

Here is one example how the solenoid valve working in actuated valve that operates in fail safe mode* as shown on above schematic:

Refer to the lower box in schematic when there is no electrical current received by the solenoid (in other word “de-energized”), the spring makes the valve in a state of the inlet port (1a) blocked while the outlet port (1b) connects to the vent port (1c), releasing air inside the actuator to the atmosphere.

If the solenoid is energized by electrical current, it will change the valve state. Refer to the upper box in the schematic, the inlet port (1a) connects to the outlet port (1b) allowing the air supply flowing into the actuator and stroking it, while the vent port (1c) is blocked.

*fail safe mode means that the actuated valve shall bring the system to safe condition when instrument air or electrical starts to fail. Shutdown valve (SDV)shall be closed, or referred as FAIL CLOSE, whereas Blowdown valve shall be opened or referred as FAIL OPEN. More description about fail safe mode, read this post.

In some application where there is no electrical power, pneumatic piloted valve is used in lieu of solenoid valve. It has the same principle as solenoid valve, but the power source is pneumatic instead of electrical.
Commonly used manufacturers: ASCO, VERSA, and BIFOLD.

2. Limit Switch / Position Transmitter
Position transmitter is used to remotely monitor valve opening from the control room. This instrument is attached on the actuator and transmitting analog electrical signals to indicate the exact position of valve opening. Meanwhile limit switch can only provides remote indication of valve status (open or close position) through electrical discreet signal.
Commonly used manufacturers: WESTLOCK

3. Air Filter Regulator
This device filters the air supply and regulates its pressure, resulting clean air supply with constant pressure fed into actuator.
Commonly used manufacturers: FISHER AFSR

4. Quick Exhaust Valve
Quick exhaust valve can increase the reaction of actuator spring when valve is required to fail safe. This is achieved by releasing the exerting fluid inside the actuator into the open line (port 4c), rather than back through the supply line (port 4a) which is more restrictive as it has to pass flow regulator valve and solenoid valve.
Commonly used manufacturers: VERSA

5. Flow Regulator Valve
To achieve the required closing and/or opening time of actuated valve
i. Uni directional flow regulator
This valve regulates flowrate of air supply in one direction only, while it doesn’t regulate the flowrate of air supply from other directions hence full flow will be passed through. It is used to set the opening time of SDV or closing time of BDV. During start-up the actuator is stroked with rate of movement depends on air supply flowrate flowing into the actuator. FRV will restrict the flow from (5.ia) to (5.ib) resulting the flow rate of air supply into the actuator decreases so that the actuated valve will move slower. If the actuated valve is required to fail safe, the air supply shall be vented from the solenoid vent port (1c). The uni-direction FRV will keep full flow from (5.ib) to (5.ia).
ii. Bidirectional flow regulator
Unlike uni-directional FRV, bidirectional FRV applies restriction to both directions. Installing this FRV will set the time required by the actuated valve to change its state to safe position.

6. Check Valve
It allows flow from one direction only i.e from (6a) to (6b). Commonly check valve is used to protect the upstream equipment from back flow.

7. Bug Screen/Silencer/Dust Excluder
This prevents bug or dust entering the pneumatic system from ports open to the atmosphere.

This article is written by M. Riandi by his permission. The original article can be found in this hyperlink: http://instrument-control.blogspot.com/2008/08/actuated-valve-also-referred-as.html

Abstrak: Artikel ini membahas mengenai teknologi Fieldbus yang telah diimplementasikan sebagai salah satu teknik komunikasi standar di industri minyak dan gas, serta keuntungan dan kekurangan dari teknologi Fieldbus.

Pendahuluan

Interoperability adalah senjata utama teknologi modern yang berbasis IT. Plug & play demikian istilah yang umum digunakan. Ibarat USB yang bisa langsung colok dimanapun pada port USB tanpa perlu adanya driver software secara khusus pada windows XP. Demikian halnya dengan dunia instrumentasi yang sudah melangkah untuk menggunakan protokol komunikasi maka protokol yang sudah standardize diperlukan untuk menunjang kemampuan plug & play tersebut. Fieldbus adalah salah satu product technology yang disepakati oleh 300 lebih manufacture instrument. Konsep paling mendasar dari Teknologi Fieldbus adalah pendistribution fungsi kontrol pada network. LAN in industrial instrumentation.

Jika teknologi terdahulu seperti PLC memperkenalkan centralized control demikian juga DCS yang mendasarkan pada pendistribusian fungsi kontrol sistem terdelegasi untuk unit tertentu, maka fieldbus adalah system yang benar-benar mendistribusikan fungsi kontrol pada network setiap loop.

FieldBus Technology

Tujuan utama dari sistem ini adalah untuk mengurangi resiko fault pada banyak loop yang diakibatkan faulty satu loop saja. Fungsi kontrol dapat dijalankan oleh transmitter atau linking device, atau dapat juga control valve. Kerusakan PID logic pada satu loop device sangat tidak berpengaruh kepada loop lain.

Keuntungan lain dari penggunaan teknologi fieldbus adalah pengurangan jumlah routing cable. Tidak ada multipare cable lagi yang digunakan sebagaimana sistem konvensional. Junction Box ke Marshalling Panel hanya dihubungkan oleh single pair twisted cable. Karena addressing system yang dilakukan oleh fieldbus memungkinkan banyak device dapat berkomunikasi melalui satu pair cable. Penggunaan twisted pair ini adalah untuk mengurangi interferensi signal.

Transmitter dengan kemampuan fieldbus sebenarnya tidak diperlukan lagi setting kalibrasi signal untuk melakukan linearisasi transmitter. Yang dimaksudkan di sini adalah jika dibandingkan dengan HART yang memerlukan setting Zero is 4 mA and Maximum is 20 mA kemudian dilakukan linearisasi 25%, 50%, 100% maka Foundation Fieldbus tidak memerlukan kegiatan ini. Yang diperlukan dalam fieldbus adalah kalibrasi sensor bahwa 0 Barg harus terkirim data 0 Barg pula. Begitu pula 100 Barg harus terkirim data digital 100 Barg. Begitu seterusnya tanpa perlu melakukan linearisasi, karena linearisasi hanya ada dalam teknologi analog.

Data oleh fieldbus dikirimkan melalui data digital 0 and 1 yang diambil dari data increasing dan decreasing dari gelombang square dari voltage yang dihasilkan oleh Bus Power melalui kabel H1. Pengambilan data pada puncak dan lembah dari gelombang kotak untuk menunjukkan 1 dan 0 sebagaimana teknologi digital lama tidak digunakan di fieldbus karena rawan terhadap interferensi. Bus Power rata-rata pada range rating 24-32 VDC. Terkhusus pada bus power yang dihasilkan oleh Yokogawa Fieldbus adalah 27 VDC. Pada level komunikasi lebih tinggi antar module pengontrol fieldbus menggunakan jaringan ethernet yang dikenal sebagai HSE (High Speed Ethernet). Untuk mengkomunikasinya dengan intranet atau internet bisa saja dilakukan melalui gateway. Demikian juga dengan jaringan komunikasi industrial yang lain seperti Modbus.

Kelemahan tapi mungkin dapat juga disebut kelebihan, bahwa Fieldbus terlalu software base. Seorang teknisi yang sudah terbiasa melakukan troubleshoot secara kasatmata dengan membandingkan signal 4-20 mA pada device dan action seharusnya didapat dari 4-10 mA maka sekarang teknisi tidak dapat berbuat banyak. Semuanya tergantung dari Software Engineer yang harus melakukan download, configure, autocalibration, dlsb. Teknisi hanya akan membandingkan besaran proses dengan data yang diterima oleh screen workstation. Jika terdapat deviasi maka semua dikembalikan ke software engineer untuk melakukan adjustment signal.

Setidaknya teknisi lapangan masih dapat melakukan monitoring lokal dengan menggunakan Fisher 375 Communicator. Berbagai macam product transmitter dan valve yang sudah masuk dalam Fildbus Foundation akan kompatible dengan Fisher 375. Namun dalam kenyataannya Fisher 375 tidak dapat membaca detail parameter-parameter dr K-Tek product, kecuali process variable semata.

Selamat datang di dunia fieldbus yang dari namanya menunjukkan adanya ‘bus’ yang ada di lapangan yang akan mentransfer informasi langsung dari lapangan ke lapangan. Tidak perlu datang ke Pool dulu, hanya sekedar perlu melapor tentang status penumpang yang di bawanya dan bus bisa jalan.

Written by Nova Kurniawan  and added to this blog by permission of Nova Kurniawan himself

Abstrak: Tulisan ini membahas teknik-teknik dasar membaca P&ID di industri minyak dan gas dimulai dari pengenalan anatomi gambar, secara umum pengenalan simbol-simbol di P&ID dan secara khusus pengenalan simbol-simbol instrumentasi dan kontrol di P&ID.

Pendahuluan

Piping and Instrumentation Diagram atau biasa disingkat P&ID adalah ilustrasi skematik secara mendetail mengenai hubungan fungsional perpipaan, instrumentasi dan komponen sistem peralatan didalam suatu pabrik. P&ID adalah salah satu informasi penting mengenai semua komponen pabrik, baik ketika pabrik didalam fase desain, fase konstruksi maupun fase operasional. Dari P&ID kita dapat mengetahui bagaimana suatu pabrik proses bekerja, pipa ukuran apa saja yang digunakan, instrumentasi apa saja yang digunakan dan lain sebagainya. Intinya, P&ID adalah jantung komunikasi antara para insinyur fasilitas produksi dari berbagai disiplin ilmu mengenai pabrik.

Oleh sebab itu pengetahuan membaca P&ID merupakan salah satu kebutuhan dasar yang penting dari seorang insinyur yang memulai karir profesionalnya dibidang keteknikan. Perlu ditekankan bahwa arti “membaca” disini bukan berarti lantas akan “mengerti” karena dua kata tersebut berbeda makna. Orang bisa membaca suatu tulisan, belum tentu bisa mengerti. Orang yang mengerti, sudah pasti bisa membaca. Oleh sebab itu untuk bisa mengerti, tentunya harus bisa membaca dulu bukan? Mari kita mulai.

Memulai dari PFD

Awal membaca gambar P&ID – bagi insinyur pemula – memang cukup sulit untuk pabrik yang sedikit rumit karena mungkin belum terbiasa dengan proses yang tergambar dalam P&ID.

Supaya lebih mudah membaca P&ID, sangat disarankan membaca gambaran pabrik secara keseluruhan, yaitu dengan membaca Process Flow Diagram (PFD) terlebih dahulu. Dari PFD ini kita bisa melihat gambaran besar cara kerja pabrik. PFD menjelaskan hal-hal sbb:

• Perpipaan proses
• Simbol peralatan utama
• Katup kendali atau kontrol utama
• Interkoneksi dengan sistem lain
• Jalur bypass dan jalur resirkulasi
• Neraca massa dan neraca energi

Setelah cukup jelas, kita bisa beralih ke P&ID – yang merupakan penjabaran detil dari PFD – untuk mengikuti alur proses disitu, serta mencoba memahami segala fungsi peralatan dan instrumentasi yang ada di gambar P&ID.

Anatomi Gambar P&ID

Gambar P&ID secara umum dapat dikelompokkan menjadi 5 area utama.
1. Title block
2. Grid system
3. Revision block
4. Notes and legends
5. Engineering drawing (porsi grafis)

Kemampuan untuk memahami informasi di semua area ini hampir sama pentingnya dengan memahami P&ID, oleh sebab itu kita akan membahasnya satu-persatu.

1. Title block

Title block atau blok judul dari P&ID biasanya terletak dibawah atau dipojok kanan bawah suatu gambar, berisikan informasi yang diperlukan untuk mengidentifikasi gambar dan memverifikasi validitas gambar tersebut.  Berikut adalah gambar contoh blok judul.

Blok judul terdiri dari beberapa area sebagai berikut

A. Area pertama dari blok judul
Area pertama dari blok judul berisikan judul gambar, nomor gambar dan daftar lokasi/lapangan/vendor. Judul gambar dan nomor gambar digunakan untuk identifikasi dan tujuan pendokumentasian.

Biasanya nomor gambar adalah unik untuk setiap gambar dan terdiri atas kode yang berisikan informasi gambar mengenai lapangan, sistem maupun tipe gambar. Nomor gambar bisa juga berisikan informasi seperti nomor lembar (sheet number), jika gambar tersebut terdiri dari beberapa halaman, atau bisa juga berisikan tingkatan revisi. Gambar-gambar biasanya didokumentasikan berdasarkan nomor gambar karena judul gambar bisa menjadi terlalu umum atau tidak unik.

B. Area kedua dari blok judul
Area kedua dari blok judul berisikan tanda tangan dan tanggal-tanggal persetujuan (approval) dari pihak-pihak yang terkait. Area ini menyediakan informasi kapan dan oleh siapa komponen/sistem ini didesain dan kapan serta oleh siapa gambar ini dibuat serta diverifikasi dalam tahap akhir persetujuan. Informasi ini dapat sangat berharga ketika kita hendak mencari data lebih jauh mengenai sistem/komponen desain atau operasi. Nama-nama yang tercantum disitu besar kemungkinan dapat membantu mencari solusi antara perbedaan gambar dengan sumber informasi lainnya.

C. Area ketiga dari blok judul
Area ketiga dari blok judul adalah blok referensi. Blok referensi berisikan daftar gambar-gambar lain yang berhubungan dengan sistem/komponen, atau dapat juga berisikan daftar gambar lain yang saling mereferensikan, bergantung pada konvensi di lapangan atau vendor. Blok referensi ini dapat sangat bermanfaat dalam mencari informasi tambahan pada sistem atau komponen di P&ID.

Meskipun demikian, informasi yang terdapat pada blok judul bisa berbeda-beda tergantung lapangan ataupun vendor, seperti misalnya ditambahkan nomor kontrak. Ketiga area diatas tidak selalu juga dapat ditemui dalam setiap P&ID, tetapi biasanya area pertama dan area kedua selalu ada di P&ID.

2. Grid System

Suatu gambar bisa saja menjadi sangat besar maupun rumit, mencari suatu titik atau peralatan tertentu saja bisa sulit. Ini menjadi semakin nyata ketika satu kabel atau pipa disambungkan dengan gambar dilembar kedua. Untuk membantu mencari titik tertentu pada gambar yang telah dicetak, kebanyakan gambar – khususnya P&ID dan gambar skematik elektrik – mempunyai sistem kisi atau grid system. Kisi dapat terdiri dari huruf, angka atau keduanya yang melintang secara horizontal dan vertikal disekitar gambar seperti pada gambar dibawah.

Seperti halnya peta kota, gambar dibagi menjadi blok-blok yang lebih kecil, yang mana setiap bloknya mempunyai pengidentifikasi dua huruf atau angka. Sebagai contoh, suatu pipa dilanjutkan dari satu gambar ke gambar yang lain, tidak hanya gambar kedua mereferensikan gambar pertama, tetapi koordinat kisi juga ikut membantu peletakan pipa sambungan tersebut. Sehingga pencarian pipa yang terdapat dalam suatu blok akan lebih mudah dilakukan daripada mencari diseluruh gambar.

3. Revision block

Ketika perubahan-perubahan terhadap komponen atau sistem dilakukan, gambar-gambar yang merefleksikan komponen atau sistem yang bersangkutan harus digambar ulang atau diterbitkan kembali (reissued). Ketika gambar pertama kali diterbitkan, disebut sebagai revisi 0 dan blok revisi menjadi kosong. Setiap kali revisi gambar dibuat, sebuah entri akan diletakkan pada blok revisi. Entri ini dilengkapi dengan nomor revisi, judul atau ringkasan dari revisi, dan tanggal revisi. Nomor revisi bisa saja ditampilkan pada nomor gambar atau pada blok yang terpisah seperti yang ditunjukkan pada gambar dibawah.

Ketika komponen atau sistem dimodifikasi, gambar tersebut dimutakhirkan untuk merefleksikan perubahan, nomor revisi akan dinaikkan satu angka, dan kemudian nomor revisi di blok revisi akan diubah untuk mengindikasikan nomor revisi baru. Sebagai contoh, jika gambar dengan Revisi 2 dimodifikasi, maka gambar baru yang menunjukkan modifikasi terakhir akan mempunyai nomor gambar yang sama, tetapi dengan level revisinya menjadi 3. Gambar Revisi 2 akan didokumentasikan serta dipertahankan didalam sistem pengarsipan untuk kepentingan historikal.

Terdapat dua metode yang umum dipakai untuk menunjukkan bahwa revisi telah mengubah gambar yang berisikan diagram sistem. Metode pertama adalah metode awan (cloud method), dimana setiap perubahan diletakkan didalam bentuk awan, seperti yang ditunjukkan pada gambar dibawah.

Metode kedua menggunakan segitiga (atau lingkaran atau bentuk lainnya) dengan nomor revisi didalamnya yang kemudian diletakkan porsi gambar yang terkena revisi. Metode pertama dengan awan hanya menunjukkan perubahan dari revisi yang terakhir, sedangkan metode kedua menunjukkan semua perubahan dari proses revisi-revisi sebelumnya karena semua segitiga masih diletakkan didalam gambar.

4. Notes and legend

Gambar terdiri dari simbol dan garis yang merepresentasikan komponen atau sistem. Meskipun kebanyakan dari simbol dan garis terjelaskan dengan sendirinya atau standar, beberapa simbol yang unik dan konvensi harus diterangkan untuk setiap gambar seperti terlihat pada gambar dibawah. Catatan dan legenda gambar (notes and drawing legend) biasanya memberikan penjelasan simbol dan konvensi pada gambar tersebut. Biasanya dicantumkan juga catatan dari desainer atau draftsman yang dirasa perlu untuk menggunakan dan memahami gambar secara benar. Karena pentingnya pemahaman dari semua simbol dan konvensi yang digunakan didalam gambar, maka catatan dan legenda gambar harus dipelajari terlebih dahulu sebelum membaca sebuah gambar.  Dibawah ini adalah contoh Notes dan Legend dari sebuah P&ID. Anda bisa membaca Notes & Legend dari P&ID pabrik anda.

5. Engineering drawing (porsi grafis)
Ini adalah jantung dari P&ID secara keseluruhan. Gambar mengenai aliran proses, perpipaan dan instrumentasi dideskripsikan dibagian ini. Semua simbol-simbol dan kode-kode yang dipakai didalam P&ID merupakan kesepakatan dan dapat dilihat artinya dari legenda gambar. Simbol yang digunakan sebenarnya bersifat sederhana dan terjelaskan dengan sendirinya (self-explanatory), sehingga tidak terlampau sulit untuk sekedar membaca P&ID yang terpampang dimeja kita.

Meskipun demikian, mengenal dan mengetahui arti dari simbol-simbol dan kode-kode di P&ID akan sangat membantu dalam pembacaan P&ID. 

Pengenalan Simbol P&ID

Simbol-simbol P&ID yang perlu diketahui adalah simbol-simbol dasar yang mewakili perpipaan/koneksi (line), unit operasi (operating unit), katup (valve) dan peralatan instrumentasi (instrumentation). Diharapkan dengan mengetahui simbol-simbol diatas, pemahaman pembacaan P&ID pabrik mulai sedikit jelas.

1. Perpipaan Proses

Umumnya, simbol perpipaan diwakili oleh simbol garis lurus biasa dengan warna hitam, bisa juga ketebalan garisnya dibedakan untuk membedakan pipa utama dan pipa cadangan. Beberapa perusahaan tertentu kadangkala membuat pewarnaan pada simbol perpipaan untuk mendeskripsikan jenis dari fluida proses yang dialirkan melalui pipa tersebut. Misalnya warna merah untuk gas, hijau untuk minyak, biru untuk air dan ungu untuk kondensat. Deskripsi simbol perpipaan digambarkan sebagai berikut:

Gambar perpipaan proses di P&ID

2. Unit operasi

Bejana bertekanan, kompresor, pompa, alat penukar kalor, unit dehidrator, ekspander, dll.

3. Katup dan katup kendali

Globe, ball, butterfly, gate, katup kendali dll.

4. Instrumentasi, kontrol dan Safety Instrumented System

gauge, transmitter, kontroler, switch, flowmeter, PSV, SDV, BDV,dll.

(to be continued)

This is the overview of level instrument which is normally used in oil & gas industry. We are going to discuss about level instrument calibration,  installation, and pre-commissioning. One more important thing that actually need to be discussed is level instrument selection. But I think I need another contributor who is working in engineering company to explain how to select level instrument.

Abstrak

Tulisan ini adalah overview tentang level instrument yang biasa digunakan di industri oil & gas. Di sini akan dibahas tentang kalibrasi, instalasi, dan pre-commissioning dari level instrument. Satu lagi hal penting yang perlu didiskusikan adalah seleksi level instrument. Tetapi kontributor lain yang bekerja untuk perusahaan engineering yang lebih cocok untuk membahas pemilihan level instrument.

Jenis-Jenis Level Instrument

Ada berbagai macam type level instrument yang dikenal orang untuk mengukur ketinggian level suatu fluida. Pertama adalah cara yang paling tradisional adalah dengan meletakkan suatu benda yang dapat mengapung dipermukaan liquid sehingga melahirkan istilah float atau pelampung sebagai level sensor. Magnetic level instrument umumnya menggunakan float sebagai sensor dengan menempelkan magnet pada body pelampung sehingga dengan perhitungan Specific Grafity (SG) magnet tersebut akan mengapung tepat di permukaan liquid. Kedua adalah cara yang memanfaatkan rumus anak SMA yaitu (P = Rho x g x h) yang berarti bahwa tekanan di suatu titik di dalam suatu fluida cair static akan menunjukkan berapa ketinggian liquid yang menekannya. Cara kedua ini melahirkan instrument yang disebut Differensial Pressure (DP) type level instrument. Ketiga adalah cara yang memanfaatkan sifat kapasitansi fluida yang dihubungkan ke rangkaian elektronik. Perubahan level liquid dapat menimbulkan perubahan kapasitansi.  Perubahan ini kemudian dapat dikonversi dan dilinearisasi untuk menunjukkan ketinggian level fluida cair. Keempat adalah cara yang memanfaatkan gelombang ultrasonic. Gelombang ulltrosonic dipancarkan, kemudian dipantulkan oleh permukaan fluida, akan diterima kembali oleh receiver. Selisih waktu penerimaan dapat dikonversi untuk menunjukkan ketinggian level suatu fluida cair. Cara ini menghasilkan istilah seperti Guided Wave Radar Level Instrument yang dipasang pada puncak suatu vessel. Kelima dan selanjutnya dipersilahkan pembaca untuk menambahkan.

Istilah-istilah dalam level instrument yang sering dijumpai adalah: Level Gauge (LG) yaitu level indikasi secara visual dan actual yang dipasang paralel pada vessel atau tank; Level Switch (LS) yaitu level instrument yang dipasangkan perangkat elektronik berupa switch yang diset NC atau NO sesuai dengan design control systemnya; Level Indicating Transmitter (LIT) yaitu level instrument yang memiliki local display serta mempunyai kemampuan mentransmisi signal 4-20 mA dan atau superimposed HART, juga signal fieldbus. Namun apabila transmitter tanpa dilengkapi lokal display maka hanya akan disebut sebagai LT.

Kalibrasi Level Instrument

Kalibrasi adalah aktivitas yang dilakukan untuk membawa suatu besaran pengukuran pada nilai sebenarnya. Nilai sebenarnya dapat dilakukan dengan membandingkan dengan pengukur standar atau dibandingkan dengan besaran yan secara kasat mata mutlak kebenarannya. Level Gauge apakah perlu di kalibrasi? Bisa saja dijawab tidak karena pada level gauge yang dilakukan hanya adjust scaling dari ketinggian level. Kalo Level gauge memakai scale 0% – 100% yang exact pada Center to Center maka penempatan 50% harus benar-benar exact ditengah-tengah. Dan cukup pada LG tidak perlu aktivitas lagi. Level Transmitter tentu saja memerlukan kalibrasi dengan benar karena terjadi sensing besaran fisis dan juga perubahan besaran fisis menjadi besaran elektrik. DP type level transmitter dibench calibration di shop dengan menggunakan pressure. Check besaran Level Transmitter di data sheet apakah inch H2O atau mmH2O. Sebagai contoh range Level Transmitter anda adalah 0 – 1meter dengan fluida water. Ini akan equivalent dengan 0 – 1000mmH2O. Ini akan equivalent juga dengan transmisi signal 4-20 mA. Siapkan power supply 24 VDC asumsi transmitter superimposed HART, multimeter, dan ambil certified low pressure pump. Sambungkan Low Pressure Pump ke Hi-side Level Transmitter, biarkan Lo-side terkoneksi ke atmosfer kemudian injek 0, 250, 500, 750, 1000 mmH2O maka secara equivalent anda harus mendapatkan 0, 25%, 50%, 75%, 100% dan 4,8,12,16,20 mA. Jika anda tidak mendapat nilai equivalent pada increasing dan decreasing maka trim menggunakan Handheld communicator 375.

Instalasi Level Instrument

Pemasangan level gauge adalah yang paling sederhana secara praktikal, ketika flange koneksi Center to Center nya tepat betul dengan koneksi flange vessel atau tank maka it’s easy. Tetapi kalau terjadi selisih sedikit saja maka diperlukan mekanikal adjust dengan memanjangkan atau memendekkan Center to Center-nya Level Gauge. Normalnya adjustment selalu dilakukan bersama dengan vendor. Di engineering phase, Level Sketch benar-benar didiskusikan antara Mechanical Engineer dan Instrument Engineer. Sebelum keduanya mengeluarkan masing-masing data sheet. Tetapi banyak Level Gauge yang tidak adjustable.  

-To be continued-

Nova Kurniawan

Sarjana Teknik Fisika ITB, 2004, bekerja di EPCI Company

Abstrak: tulisan ini membahas alasan mengapa kita perlu mempertahankan level cairan didalam sebuah pressure vessel.

Pendahuluan

Sebuah pertanyaan yang wajar mengemuka di fasilitas produksi minyak dan gas adalah “mengapa kita perlu mempertahankan liquid level dalam sebuah pressure vessel?”. Bahkan kalau kita lihat lebih teliti di P&ID yang sering kita pelototi, setting level control valve (LCV) di sisi keluaran cairan (bottom outlet) adalah fail-closed seperti pada gambar dibawah.

Lha, cairan didalam pressure vesselnya apa ga malah mbludak (membanjir) kalau control valve-nya mengalami kegagalan? Begitu juga kalau SDV-nya nutup, kan malah membanjir ga keruan? Belum lagi konsekuensi dari low level liquid ini cukup serius, yaitu membuat fasilitas produksi berhenti beroperasi.

Padahal kalau dipikir-pikir, bukannya justru bagus cairannya bisa kita buang semua? Toh larinya juga ke open/closed drain, terbuang juga toh. Naah, mari kita lihat lebih teliti.

Hubungan Pressure Vessel dengan Sistem lain

Aras cairan dipertahankan dalam ketinggian tertentu supaya tidak ada gas yang mengalir ke perpipaan liquid. Kenapa tidak boleh ada gas yang mengalir ke perpipaan liquid? Bisa jadi peralatan operasi disisi hilir dari pressure vessel tersebut tidak didesain untuk mengakomodasi keberadaan gas yang ada di piping liquid tersebut. Fenomena keberadaan gas didalam sistem perpipaan untuk liquid adalah gas blowby.

Sebagai contoh diplant kami di Natuna

Perpipaan untuk liquid dari slug catcher dialirkan ke vessel vent skimmer (low pressure mode, hampir atmosferik), yg gunanya untuk mem-venting hydrocarbon gas ke atmosfer. Vent skimmer ini ternyata terhubung dengan seal gas system compressor yg gunanya untuk men-seal internal part di compressor (tipe centrifugal) selama compressor berjalan.

Tekanan didalam seal gas system ini cukup kecil. Pada suatu ketika, slug catcher ini aras liquid-nya terlalu rendah sampai akhirnya liquidnya habis sama sekali. Akibatnya? Gas dari sumur – yang notabene tekanannya cukup tinggi – menerobos melalui liquid outlet dari slug catcher, masuk ke vent skimmer. Ada gas yang keluar lewat vent stack-nya, tapi karena tekanan dari sumur cukup besar sedangkan vent skimmer ini beroperasi sedikit lebih tinggi dari atmosferik, tentu ada juga gas yang mendorong balik liquid yg dialirkan dari piping yang menuju ke arah vent skimmer, dan ada juga yang masuk ke gas seal system. Begitu gas dengan tekanan yang tinggi ini masuk ke gas seal system, shutdown lah si compressor ini. Inilah bahaya sebenarnya dari gas blowby.

MAWP Pressure Vessel yang Bergantung pada Temperatur

Selain itu ada alasan lain yang lebih kuat untuk mempertahankan liquid didalam suatu seperator.

Pressure vessel mempunyai kekuatan maksimum untuk menahan tekanan dari fluida proses dalam temperatur tertentu, yang disebut juga sebagai MAWP (Maximum Allowable Working Pressure) . Biasanya desainer dari pressure vessel memberikan informasi MAWP dari pressure vessel yang bersangkutan pada temperatur tertentu.

Berikut adalah tabel MAWP pada berbagai rating class dan temperatur desain.

Contoh cara membaca tabel diatas, misalkan kita punya pressure vessel dengan rating class ANSI 150, maka MAWP pressure vessel tersebut dalam rentang temperatur -20 sampai 100 degF adalah 285 Psig. Dalam rating class yang sama, dalam hal ini ANSI 150, semakin tinggi temperaturnya, katakan 300 degF, maka MAWP dari pressure vessel tersebut akan semakin menurun, menjadi 230 Psig.

Dari berbagai rating class pada tabel diatas, kita dapat menarik kecenderungan nilai MAWP. Semakin meningkat temperatur dari pressure vessel, maka akan semakin turun pula MAWP dari pressure vessel tersebut. Temperatur yang meningkat ini terutama  disebabkan oleh faktor eksternal seperti kebakaran.

Tentu saja, MAWP yang menurun dengan semakin bertambahnya temperatur pressure vessel sama artinya dengan penurunan kekuatan mekanis dari pressure vessel untuk menahan tekanan. Apalagi adalah mungkin pressure vessel pecah terlebih dahulu sebelum perangkat safety bekerja. Sebagai contoh, umumnya PSV diberi set pressure yang mengacu pada MAWP tertentu, yang tentunya pada temperatur tertentu juga. Jika temperatur ini terlewati, tentunya MAWP bisa jadi lebih rendah dari set pressure PSV tersebut. 

Salah satu cara menahan penurunan kekuatan mekanis dari pressure vessel tersebut akibat temperatur yang tinggi adalah mempertahankan liquid supaya tetap didalam pressure vessel tersebut. Kenapa liquid perlu dipertahankan didalam pressure vessel? Liquid yang ada didalam pressure vessel akan berfungsi sebagai penyerap panas (heat absorber). Energi panas dari gas atau faktor eksternal akan diserap oleh liquid untuk memanaskan liquid dan mengubah liquid menjadi fasa gas terlebih dahulu. Barulah setelah semua liquid berubah menjadi gas, maka energi panas akan menaikkan temperatur gas yang berakibat meningkatkan tekanan gas itu sendiri sesuai dengan hubungan sederhana PV/T = konstan. 

Dengan begitu, jadi jelaslah alasan control valve dari keluaran cairan bersetting fail closed (FC) dan terkadang ditambah dengan SDV pada pipa yang sama.

Abstrak: artikel ini membahas perbedaan antara orifice dan restriction orifice dari sisi bentuk fisik, fungsionalitas dan aplikasinya di fasilitas minyak dan gas

Pendahuluan

Apakah anda ingin melakukan pengukuran aliran suatu fluida atau apakah anda ingin mereduksi tekanan suatu fluida secara drastis dan permanen? Kedua hal tersebut dapat dilakukan oleh benda yang namanya sama-sama mengandung kata Orifice, yang pertama adalah Orifice dan yang kedua adalah Restriction Orifice. Secara umum, orifice mempunyai bentuk sebagai suatu plat yang mempunyai lubang ditengahnya. Contoh bentuk orifice seperti gambar berikut:

Kira-kira apa sajakah perbedaan antara Orifice untuk flowmeter dan Restriction Orifice? Mari kita amati gambar dibawah yang merupakan contoh gambar dari Orifice untuk flowmeter dan Restriction Orifice.

Bentuk dari orifice flowmeter dan restriction orifice diatas adalah bentuk yang sering dijumpai dan secara umum perbedaannya terdapat pada profil lubang dari kedua orifice tersebut. Orifice untuk flowmeter umumnya mempunyai profil lubang yang awalnya lurus, tetapi kemudian bertakik (bevel) dengan kemiringan sekitar 45^o. Sedangkan restriction orifice mempunyai profil lubang yang lurus.

Perbedaan Orifice dan Restriction Orifice

Apakah dari bentuk lubang tersebut akan membuat perbedaan diantara keduanya? Ya, umumnya begitu. Untuk mengetahui bedanya mari kita lihat profil tekanan suatu fluida yang melewati Orifice dan Restriction Orifice pada kondisi desain mereka masing-masing dari gambar dibawah.

 
Apakah anda melihat bedanya? Jika kita perhatikan dengan cermat, besarnya hilang tekan (pressure loss) yang diakibatkan oleh adanya penyempitan area fluida pada orifice tidaklah sebesar seperti halnya pada restriction orifice.

Pada orifice flowmeter, karena bentuk lubangnya yang mempunyai takik – yang berarti mengurangi jarak tempuh dari flow tersebut mengalami perbedaan penampang melintang – , maka profil tekanan yang terjadi setelah melewati orifice akan menurun, tetapi kemudian mencoba kembali ke tekanan semula dan terdapat sedikit hilang tekan permanen (permanent pressure loss) sehingga perbedaan antara tekanan upstream dan tekanan downstream tidak terlalu besar.

Sedangkan pada Restriction Orifice, karena bentuk lubangnya yang lurus dan cukup panjang – tergantung ketebalan plat -, maka besarnya hilang tekan permanen ini cukup besar sehingga perbedaan antara tekanan upstream dan tekanan downstream cukup mencolok. Dalam kasus ini, aliran fluida dalam keadaan dicekik (choked flow).

Dalam masalah desain, orifice untuk flowmeter selalu didesain untuk flow dalam subsonic velocity dalam rangka menjamin keakurasian pengukuran aliran, sedangkan restriction orifice selalu didesain untuk flow dalam sonic velocity untuk menjamin adanya choked flow.

Sejatinya fungsi utama RO adalah membatasi aliran (limiting flow). Fungsi pembatasan tekanan (limiting pressure) dari RO pada hakekatnya merupakan konsekuensi dari relasi antara pressure drop dan flowrate. Fenomena choked flow sendiri adalah terjadinya mass flowrate yang konstan meskipun downstream pressure-nya menurun akibat sonic velocity. Dalam aplikasi riilnya di plant, fungsi pembatasan aliran dan pembatasan tekanan sama-sama dapat diterapkan dengan menggunakan RO.

Pembatasan aliran antara sistem pressure vessel dengan flare system

Terdapat suatu pressure vessel baru yang hendak diinstalasi dan existing flare system yang mempunyai kapasitas tertentu. Kapasitas dari flare system yang existing sebetulnya telah didesain dengan tidak memperhitungkan kehadiran pressure vessel baru tersebut, sedangkan untuk membuat tambahan flare system yang baru untuk memperbesar kapasitas flare system yang ada tidaklah ekonomis. Disatu sisi, kapasitas dari flare ini tentunya tidak boleh terlewati dan salah satu solusinya adalah memasang RO yang mempunyai fungsi sebagai pembatas aliran.

Pemasangan RO di downstream BDV pada umumnya dilakukan atas nasehat studi  overpressure protection serta blowdown study, agar kapasitas flare-nya tidak terlewati.

Sketsa sederhana pressure vessel, RO dan flare system

Pembagian beda tekan pada control valve

Terdapat recycle line dari suatu sistem yang bertekanan tinggi (discharge dari reciprocating compressor) dan masuk ke dalam sistem bertekanan rendah (vessel separator). Diinginkan untuk meregulasi tekanan dari fluida yang hendak di recycle dengan menggunakan control valve yang bukan special design. Control valve pada hakekatnya mempunyai fungsi melakukan regulasi suatu aliran fluida dengan membuat perbedaan tekanan antara upstream dan downstream. Dengan begitu terdapat fakta bahwa akan terjadi pressure drop yang cukup tinggi pada control valve tersebut.

Dengan begitu tingginya perbedaan pressure antara upstream dan downstream, control valve punya beban cukup besar untuk mereduksi tekanan fluida tersebut. Sedikit menyimpang dari topik utama, ada beberapa pertimbangan ketika mendesain control valve yang mempunyai hilang tekan yang tinggi:

1. Pada pressure drop yang tinggi berarti dapat terjadi erosi, abrasi atau cavitation pada trim dari control valve.
2. Pada pressure drop yang tinggi hydrate/liquid droplets/material solid memungkinkan untuk terbentuk didalam valve (tergantung dari fluida dan material lain yg terikut).
3. Pressure drop yang tinggi akan menyebabkan terjadinya outlet temperature dari control valve sangat rendah (penurunan pressure biasanya diikuti oleh penurunan temperature = Joule-Thomson effect), sehingga pada beberapa material valve dapat menjadi brittle/getas yang bisa mengakibatkan pecahnya valve
4. Kecepatan tinggi akibat pressure drop yang tinggi dapat mengerosi downstream piping.
5. Pressure drop yang tinggi berarti jumlah energi yang didisipasikan dalam turbulensi adalah cukup besar dan menyebabkan noise (bising).

Alternatif aplikasi control valve untuk hilang tekan yang tinggi adalah menggunakan special desain dari control valve atau pembagian beda tekan antara control valve dengan device lain, yaitu Restriction Orifice.

Untuk mengurangi beban tersebut dapat dipasang Restriction Orifice setelah control valve tersebut. Pemasangan restriction orifice seperti pada gambar dibawah.

Sketsa sederhana control valve dan pressure vessel 

Untuk aplikasi RO di downstream control valve, pada dasarnya digunakan prinsip/korelasi bahwa untuk flow rate tertentu dan Bore size tertentu terdapat perbedaan tekan (differential pressure) tertentu. Secara umum, Differential Pressure yang dibutuhkan oleh control valve tersebut di bagi antara control valve dan Restriction Orifice. Dengan pembagian Differential Pressure (share DP) diharapkan efek vibrasi yang akan terjadi pada pipa tidak begitu besar akibat perubahan differential pressure yang terlalu besar di satu device.

Perlu diperhatikan dengan cermat bahwa sebenarnya control valve adalah alat utama yang menanggung beda tekan, sehingga porsi pembagian differential pressure yang terbesar adalah di control valve bukan di RO. Aplikasi pembagian DP seperti dijelaskan diatas dapat menggunakan special design control valve yang mampu bekerja dalam high differential pressure, tentunya dengan mempertimbangkan bahwa aliran yang diatur disana adalah line yang kritikal karena dengan special design dari control valve tentunya akan mempunyai biaya yang spesial juga.

Referensi :
• API MPMS 14 Section 3 Part 1, Natural Gas Fluids Measurement – Concentric, Square Edged Orifice Meters – General Equations and Uncertainty Guidelines, American Petroleum Institute, Third Edition, Reaffirmed 2003
• API MPMS 14 Section 3 Part 2, Natural Gas Fluids Measurement – Concentric, Square Edged Orifice Meters – Specification and Installation Requirements, American Petroleum Institute, Fourth Edition, 2000
• Instrument Engineers’ Handbook – Process Measurement and Analysis, Bela G. Liptak, Chilton Book Company, Third Edition, 1995
• Control Valve Primer, Hans D. Baumann, ISA, Second Edition, 1994
• Nilam Very Low Pressure Gas Compression Project, VICO Indonesia – East Kalimantan, 2003