1 November 2011 PT KPM Oil & Gas (www.kpmog.com) is a national company focuses in trading of integrated steels, modular gas compression skids and construction support services to the energy industries.

Due to our rapid growth, currently we require dynamic, innovative, talented and highly motivated person to join with our team as :

MATERIAL QC ENGINEER (Code: MET)

- Male/Female, max. 35 year old.

- S1 in Engineering (preferably Metallurgy).

- Computer literate (MS Office).

- Possess similar work experiences for at least 3 years (preferably in steelmaking/EPC project/laboratory/research center).

- Qualified as welding engineer and/ or inspector (preferred).

- Possess depth knowledge with metallurgical engineering (related to carbon and alloy steels), understanding in steel making process / characteristics, and having a good coaching / mentoring skills to support team by transfer knowledge of material engineering

- Strong analytical thinking, ability to organize and problem solve

- Good communication skills in both written and spoken English.

Setting HLA dan PSVTanya - al_farabi76

Saya ingin tahu standard setting high pressure switch alarm & shutdown, serta setting pressure release PSV pada suatu vessel. Bagaimana perhitungan standardnya dan apakah ada perbedaan perhitungan antara setting di gas (KOD) atau surge vessel (3 phase) atau 2 phase. Sebagai contoh di KOD incoming pressure dari STS antara 1200 to 1230, design

pressure KOD 1350, berapa setting High pressure alarm, shutdown serta PSV yang aman. Mungkin ada teman2 yang bisa membantu perhitungan serta standard ANSI-nya. Sebelumnya terimakasih.

Tanggapan 1 - hasyimoto1997

Ass.Wr.Wb.

Mas, kalau ingin mengetahui perhitungan standart yang Mas cari itu, ada di API RP 14C, terus mengenai halamannya bisa mas cari sendiri. Judul bukunya "Design, Installation And Testing Of Basic Surface Safety Systems.Oke, sekian dulu informasinya. Wassalamu'alaikum Wr.Wb.

Tanggapan 2 - ramzy@radiant-utama

Tambahan informasi:

PSV standardnya antara lain bisa didapatkan di:

a) API RP 520 part I Sizing, Selection and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries

b) API RP 520 part II Installation

c) API RP 521 Guide for Pressure-Relieving and Depressuring systems

d) API 527 Seat tightness of Pressure Relieving Devices

e) MSS,SP-61 Pressure testing of steel valves

f) MSS SP-82 Valve Pressure Testing Methods

g) API RP 576 Inspection of Pressure Relieving Devices

h) ASME Sec VIII ada di Part UG - 125 s/d UG-137 dan Appendix 11

Tanggapan 3 - IndraPrasetyo@EXSPAN

Jika diasumsikan design pressure KOD = MAWP = 1350#, maka;

- Opr.Press. (OP)max = 90% (MAWP) --> ASME

= 90% (1350) = 1215#

- PSH (Alarm) = 5 - 10% diatas OPmax (user assigned)

= 1275 - 1335#

- PSHH (Shut In) = max 15% diatas OPmax

= 1400# (toleransi +/- 5%)

- PSV (set point) = MAWP

= 1350# (toleransi +/- 3%)

- PSV (reach full cap.) = 110% (MAWP)

= 1485#

Demikian yg saya pelajari dari Maurice Stewart waktu kursus Production Safety System beberapa waktu yang lalu. Semoga dapat membantu dan bermanfaat.

Tanggapan 4 – cahyohardo

Pak Firdaus,

Penentuan setting PSV, pada akhirnya akan bermuara pada suatu sistem yang paling lemah kekuatannya. API RP-14C memang menjelaskan harga setting PSHH meski terlalu general (saya lupa, 5 atau 15% dari PSV setting). Tentu saja ini terlalu general. API RP-521 menjelaskan setting PSV dari sisi persentasenya MAWP. Misalnya, untuk block discharge type, dia menggunakan 110% dari MAWP untuk single PSV, sedangkan untuk multiple, bisa sampai 116%. Buat PSV berjenis Fire, maka aturan settingnya bisa mencapai 21% (khusus PSV jenis ini, saya sangat tidak suka karena reliabilitinya sangat rendah. Tulisan tentang "cacat bawaan PSV fire" pernah saya tulis di milis ini dan rasanya masih ada di www.migas-indonesia.com). Hanya saja, jangan lupa harus di stagger supaya PSV-nya engga kena chattering (Dan ini adalah kesalahan klasik yang sering terjadi).

Tetapi, dalam pelaksanaannya kita harus hati-hati, karena kita harus benar-benar melihat, sistem mana yang paling lemah dari yang akan kita

pasangkan PSV tersebut. Ada kemungkinan, MAWP vessel bukanlah yang terlemah, mungkin saja flanges-nya pipanya yang jadi terlemah karena mungkin sudah di-derating sesuai petunjuk hasil inspeksi (katakanlah via RBI), ketebalan pipanya sudah tidak mampu untuk menahan tekanan sebesar MAWP vessel, dst....Terkadang , karena alasan agar praktis saja serta guna menghindari aliran cairan ke flare header (yang bisa mengakibatkan liquid hammer), maka PSV ditempatkan di vessel. Sejatinya, settingnya dibuat sedemikian rupa bukan untuk keamanan vessel, tapi untuk keamanan pipa di inletnya saja karena MAWP-nya lebih rendah, dst..bla..bla...

Terkadang, kita juga harus memperhatikan aturan standard yang berlaku. Tidak semua MAWP dijadikan standard untuk penentuan PSV. Misalnya untuk perpipaan gas yang menganut standard B.31.8, maka setting PSV di perpipaan berdasarkan 110% dari MAOP (bukan MAWP) atau 75% dari SYMS, dan pilih mana yang lebih rendah (tolong di cek, mungkin saya khilaf), dst..bla..bla...

Kapasitas suatu PSV yang kemudian diterjemahkan dalam ukuran orifice PSV adalah obyek lain yang tidak kalah pentingnya untuk dilirik. Jika sizing-nya kekecilan, maka bisa setali tiga uang karena alat anda tetap saja bisa meledak karena overpressure. Contoh sederhana yang pada jaman dulu sering kelewat (mudah-mudahan sekarang engga) adalah PSV block discharge-gas blowby. Katakanlah ada dua separator disusun seri. Yang satu HP(high pressure) dan yang kedua LP(low pressure) separator. PSV di HP separator didesain berdasarkan full block discharge sedangkan yang LP? Kesalahan jaman dulu biasanya langsung yang kedua ini didesain berdasarkan fire-type tanpa melihat bahwa ada kemungkinan gas blowby dari level control valve HP separator. Kenapa? Mungkin saja desainernya terlalu complacency dan percaya pada alat safety lainnya yang berbasis instrumentasi seperti LSLL dan SDV. Kejadian nyata (ledakan dan kebakaran) pernah terjadi nun jauh di sana pada tanggal 22 Maret 1987, tepatnya di kilang minyak milik BP Oil di Grangemouth. Selain issue lack of maintenance procedure, operating procedure, management of change, control/interlock/alarm, dst, ternyata diketemukan bahwa LP separator meledak karena adanya gas blowby dari HP separator, sementara LP separator hanya dilengkapi PSV berjenis fire case! Kenapa bisa meledak? Control valve gagal menutup pada saat seharusnya dia menutup. Detilnya, silakan melihat di www.hse.gov.uk. Contoh lain pada kasus yang sama pernah terjadi di kilang minyak milik perusahaan Sonat di Lousiana sono. LP separator meledak karena overpressure ketika akan memasukan gas

pertama kali ketika kommissioning. Detilnya silakan lihat di web site www.csb.gov yang berisi kejadian kecelakan2 di pabrik proses.

Bagaimana kalau PSV-nya kebesaran? Sepintas dari sisi safety sih aman-aman saja, tetapi mungkin orang maintenance akan langsung protes karena terkena sekali PSV ini nge-pop, dia bisa dipastikan terkena chatter...dan rusak..persis seperti orang tepuk tangan terus terusan karena neraca energi di sekitar PSV tersebut bersifat transient. Kenapa? Karena energi yang dikeluarkan PSV tsb jauh lebih besar dari yang masuk, shg tekanan di inlet PSV akan cepat turun sampai menyentuh blowdown settingnya dan menutuplah PSV. Pada kondisi ini, tekanan naik lagi karena overpressure masih terjadi dan sampai lagi ke harga setting PSV dan PSV ngepop lagi, dan siklus yang tadi.

PSHH? Penentuan harganya adalah seni tersendiri menurut saya. Pada umumnya kita harus melakukan hydraulic analysis agar hasilnya tidak ngawur. Contoh kecil misalnya, jangan sampai kita menentukan setting PSHH di sumur terlalu tinggi sehingga sumur tidak pernah shutdown ketika hi-hi pressure terjadi di inlet plant. Kenapa? karena gas terbuang via PSV yang disetting lebih rendah dari PSHH di inlet plant yang sudah terisolasi. Rasanya, dulu saya pernah nulis ini di milis migas, khususnya tentang PSHH. Mungkin masih ada kali yach di www.migas.indonesia.com bagian proses atau HSE.

Input lain yang mungkin berguna, kalau tidak salah PSV itu punya harga deviasi dari setting pressurenya yang masih diporbolehkan sekitar 3% oleh ASME (please check). Terkadang jika setting PSHH kita kedeketan, bisa2 PSV ini dulu yang lebih dulu ngejos sebelum PSHH ini aktif.

Intinya sebenarnya adalah, kita harus memperluas pandangan kita dalam penentuan setting alat2 safety plant ini. Karena jika salah, bayarannya cukup mahal. Karena itu, biasanya di dalam process hazard analysis, seperti HAZOP, issue ttg overpressure ini adalah hal yang paling banyak dicermati dan dikejar...supaya tidak terlewat dan jangan sampai terlewat.

Semoga sedikit banyak ada gunanya. Maaf kalau banyak ngelanturnya.

Pembahasan selengkapnya dapat dilihat dalam file berikut

Tanggapan 4 – cahyohardo

Pak Firdaus,

Penentuan setting PSV, pada akhirnya akan bermuara pada suatu sistem yang paling lemah kekuatannya. API RP-14C memang menjelaskan harga setting PSHH meski terlalu general (saya lupa, 5 atau 15% dari PSV setting). Tentu saja ini terlalu general. API RP-521 menjelaskan setting PSV dari sisi persentasenya MAWP. Misalnya, untuk block discharge type, dia menggunakan 110% dari MAWP untuk single PSV, sedangkan untuk multiple, bisa sampai 116%. Buat PSV berjenis Fire, maka aturan settingnya bisa mencapai 21% (khusus PSV jenis ini, saya sangat tidak suka karena reliabilitinya sangat rendah. Tulisan tentang "cacat bawaan PSV fire" pernah saya tulis di milis ini dan rasanya masih ada di www.migas-indonesia.com). Hanya saja, jangan lupa harus di stagger supaya PSV-nya engga kena chattering (Dan ini adalah kesalahan klasik yang sering terjadi).

Tetapi, dalam pelaksanaannya kita harus hati-hati, karena kita harus benar-benar melihat, sistem mana yang paling lemah dari yang akan kita pasangkan PSV tersebut. Ada kemungkinan, MAWP vessel bukanlah yang terlemah, mungkin saja flanges-nya pipanya yang jadi terlemah karena mungkin sudah di-derating sesuai petunjuk hasil inspeksi (katakanlah via RBI), ketebalan pipanya sudah tidak mampu untuk menahan tekanan sebesar MAWP vessel, dst....Terkadang , karena alasan agar praktis saja serta guna menghindari aliran cairan ke flare header (yang bisa mengakibatkan liquid hammer), maka PSV ditempatkan di vessel. Sejatinya, settingnya dibuat sedemikian rupa bukan untuk keamanan vessel, tapi untuk keamanan pipa di inletnya saja karena MAWP-nya lebih rendah, dst..bla..bla...

Terkadang, kita juga harus memperhatikan aturan standard yang berlaku. Tidak semua MAWP dijadikan standard untuk penentuan PSV. Misalnya untuk perpipaan gas yang menganut standard B.31.8, maka setting PSV di perpipaan berdasarkan 110% dari MAOP (bukan MAWP) atau 75% dari SYMS, dan pilih mana yang lebih rendah (tolong di cek, mungkin saya khilaf), dst..bla..bla...

Kapasitas suatu PSV yang kemudian diterjemahkan dalam ukuran orifice PSV adalah obyek lain yang tidak kalah pentingnya untuk dilirik. Jika sizing-nya kekecilan, maka bisa setali tiga uang karena alat anda tetap saja bisa meledak karena overpressure. Contoh sederhana yang pada jaman dulu

sering kelewat (mudah-mudahan sekarang engga) adalah PSV block discharge-gas blowby. Katakanlah ada dua separator disusun seri. Yang satu HP(high pressure) dan yang kedua LP(low pressure) separator. PSV di HP separator didesain berdasarkan full block discharge sedangkan yang LP? Kesalahan jaman dulu biasanya langsung yang kedua ini didesain berdasarkan fire-type tanpa melihat bahwa ada kemungkinan gas blowby dari level control valve HP separator. Kenapa? Mungkin saja desainernya terlalu complacency dan percaya pada alat safety lainnya yang berbasis instrumentasi seperti LSLL dan SDV. Kejadian nyata (ledakan dan kebakaran) pernah terjadi nun jauh di sana pada tanggal 22 Maret 1987, tepatnya di kilang minyak milik BP Oil di Grangemouth. Selain issue lack of maintenance procedure, operating procedure, management of change, control/interlock/alarm, dst, ternyata diketemukan bahwa LP separator meledak karena adanya gas blowby dari HP separator, sementara LP separator hanya dilengkapi PSV berjenis fire case! Kenapa bisa meledak? Control valve gagal menutup pada saat seharusnya dia menutup. Detilnya, silakan melihat di www.hse.gov.uk. Contoh lain pada kasus yang sama pernah terjadi di kilang minyak milik perusahaan Sonat di Lousiana sono. LP separator meledak karena overpressure ketika akan memasukan gas pertama kali ketika kommissioning. Detilnya silakan lihat di web site www.csb.gov yang berisi kejadian kecelakan2 di pabrik proses.

Bagaimana kalau PSV-nya kebesaran? Sepintas dari sisi safety sih aman-aman saja, tetapi mungkin orang maintenance akan langsung protes karena terkena sekali PSV ini nge-pop, dia bisa dipastikan terkena chatter...dan rusak..persis seperti orang tepuk tangan terus terusan karena neraca energi di sekitar PSV tersebut bersifat transient. Kenapa? Karena energi yang dikeluarkan PSV tsb jauh lebih besar dari yang masuk, shg tekanan di inlet PSV akan cepat turun sampai menyentuh blowdown settingnya dan menutuplah PSV. Pada kondisi ini, tekanan naik lagi karena overpressure masih terjadi dan sampai lagi ke harga setting PSV dan PSV ngepop lagi, dan siklus yang tadi.

PSHH? Penentuan harganya adalah seni tersendiri menurut saya. Pada umumnya kita harus melakukan hydraulic analysis agar hasilnya tidak ngawur. Contoh kecil misalnya, jangan sampai kita menentukan setting PSHH di sumur terlalu tinggi sehingga sumur tidak pernah shutdown ketika hi-hi pressure terjadi di inlet plant. Kenapa? karena gas terbuang via PSV yang disetting lebih rendah dari PSHH di inlet plant yang sudah terisolasi. Rasanya, dulu saya pernah nulis ini di milis migas, khususnya tentang

PSHH. Mungkin masih ada kali yach di www.migas.indonesia.com bagian proses atau HSE.

Input lain yang mungkin berguna, kalau tidak salah PSV itu punya harga deviasi dari setting pressurenya yang masih diporbolehkan sekitar 3% oleh ASME (please check). Terkadang jika setting PSHH kita kedeketan, bisa2 PSV ini dulu yang lebih dulu ngejos sebelum PSHH ini aktif.

Intinya sebenarnya adalah, kita harus memperluas pandangan kita dalam penentuan setting alat2 safety plant ini. Karena jika salah, bayarannya cukup mahal. Karena itu, biasanya di dalam process hazard analysis, seperti HAZOP, issue ttg overpressure ini adalah hal yang paling banyak dicermati dan dikejar...supaya tidak terlewat dan jangan sampai terlewat.