Head Pompa Saat Start Up

Sebagai process engineer, bagaimana anda menghitung static head yang dibutuhkan untuk sistem seperti ini?

Kebanyakan process engineer akan menjawab : static head yang dibutuhkan adalah "b".
Alasannya ? Karena akan terjadi siphon effect point "b" dan titik tertinggi dari piping sistem. Fluida akan ditarik ke titik "b" karena titik "b" memberikan tekanan yang lebih rendah.

Bagi yang belum memahami apa itu siphon effect, silakan pelajari link berikut
http://www.pumpfundamentals.com/download/how_does_a_siphon_work.pdf

You know what? Untuk kondisi normal running : Jawaban di atas sangat benar. Sama dengan penjelasan di buku Mekanika Fluida yang dipelajari saat kuliah dulu.

Tapi sadarkah anda bahwa siphon effect terjadi hanya dan hanya jika pipa terisi penuh oleh liquid?

Bagaimana pada saat start up awal? Saat start up awal, kemungkinan besar piping berada dalam keadaan kosong. Pada kondisi ini, siphon effect tidak akan terjadi.Sehingga, pada saat start up, static head pompa yang dibutuhkan adalah "a".

Jadi, pompa membutuhkan discharge static head "a" pada saat start up, namun pada saat normal run, pompa hanya membutuhkan head sebesar "b".

Sehingga, seorang process engineer haruslah memastikan bahwa pompa yang terpasang memiliki head yang bisa meng-cover "a" dan "b".

Jika process engineer mendesain pompa untuk memprovide head "a" pada rated flowrate, ada 2 hal yang terjadi :

1. OK, secara hidrolik, pompa anda akan safe. Pasti akan mampu mendeliver fluida untuk ketinggian yang paling tinggi, pada saat start up.

Namun..

2. High cost daripada yang seharusnya! Karena : pressure arrival di destination point akan menjadi lebih tinggi daripada yang seharusnya, karena diff head pompa didesain lebih besar. Anda akan menaikkan desain pressure di downstream equipment dan piping untuk menjadi lebih besar.
Perusahaan anda rugi, bonus tidak jadi didapat , mungkin perusahaan anda kalah proposal. A nightmare, isn't it?

Sehingga, yang harus dilakukan adalah :
Desain pompa dengan required static head "b". Namun, dengan catatan, pastikan di pump curve yang ditawarkan oleh vendor bahwa pompa dapat mendeliver fluida untuk ketinggian "a" sebelum melewati minimum continuous flow.

Hal ini sangat krusial apabila beda ketinggian antara "a" dan "b" sangat besar. Saya pribadi pernah melihat sebuah desain piping dimana hal ini terjadi, disebuah platform lepas pantai.

Apabila hal tersebut terjadi, process engineer harus memastikan bahwa pompa yang dipilih TIDAK BOLEH memiliki kurva yang flat. Karena pada pompa dengan kurva yang flat, head pompa akan cenderung sama, berapapun flowratenya, sehingga berpotensi tidak dapat mendeliver fluida ke titik "a" pada saat start up.

Ada satu hal lagi yang dapat dilakukan untuk mengatasi kasus "beda ketinggian antara "a" dan "b" sangat besar".

Yaitu lakukan start up dengan discharge piping terisi. Sehingga siphon effect akan langsung bekerja saat itu juga. Keuntungannya, anda tidak perlu capek capek memverifikasi kurva pompa, apakah bisa megcover kebutuhan start up apa tidak.

Kerugiannya: Anda harus memprovide portable pump saat pre-commissioning yang dapat memberikan head sebesar "a" untuk pre-filling discharge line. Anyway, karena provisi portable pump itu cukup gampang, ini bukan pilihan yang jelek.Tentu saja dengan BIG NOTE, bahwa fluida yang diisi saat pre-commissioning sama dengan service fluid yang digunakan pada kondisi normal.

Has different point of view? Wanna share your opinion?
You are very welcome.

Salam,
Gandi
Process Engineer

Apakah NPSHR Hidrokarbon (i.e. LPG) Lebih Kecil Daripada NPSHR Cold Water?

Apakah NPSHR Hidrokarbon (i.e. LPG) Lebih Kecil Daripada NPSHR Cold Water?
Jawabannya : Ya.

Pertanyaan yang paling penting sebenarnya adalah : Kenapa?

Berawal dari sebuah project yang saya ikut di dalamnya, dimana terjadi diskusi antara saya dan senior engineer. Kami berencana membeli pompa untuk service LPG. Setelah melakukan kalkulasi hidrolik, didapatlah nilai NPSHA yang dibutuhkan untuk pompa ini. Berdasarkan project criteria, nilai NPSHR haruslah lebih rendah 1 m dibandingkan NPSHA. Secara matematis, ditulis sebagai berikut:

NPSHA - NPSHR = 1 m.

Lalu, kami datang ke vendor dan memberikan process datasheet, yang berisi data NPSHA. Vendor lalu menyanggupi untuk memprovide NPSHR 1 m di bawah nilai NPSHA yang kami butuhkan.

Namun, nilai NPSHR yang ditawarkan oleh vendor adalah berdasarkan nilai NPSHR cold water. For your information,  untuk menentukan nilai NPSHR, harus melalui test oleh manufaktur. Sepengetahuan saya, prosedur test untuk menentukan NPSHR dari suatu pompa adalah sebagai berikut. 

Pompa ditest dan diukur diff. head-nya. Lalu tekanan di suction dikurangi (entah menggunakan valve atau vacuum pump). Tekanan suction terus dikurangi dan jika head pompa telah berkurang sebanyak 3%, maka tekanan suction yang menghasilkan penurunan tersebutlah yang dicatat sebagai NPSHR. 

Karena NPSHR yang ditawarkan oleh vendor adalah berdasarkan nilai NPSHR cold water, lalu Senior Process Engineer saya meminta agar vendor pompa memprovide pompa dengan NPSHR yang lebih kecil. Karena beliau menduga, selisih NPSHA - NPSHR = 1 m yang didasarkan atas test dengan Cold Water akan tidak cukup. Tidak safe. 

Intinya, beliau menduga, NPSHR dari hidrokarbon akan memberikan nilai yang lebih besar ketimbang NPSHR yang ditest berdasarkan Cold Water, sehingga beliau menganggap perlu membeli pompa dengan NPSHR yang lebih rendah.

Hasilnya, vendor tidak bisa menyanggupi, dan terpaksa kami mengubah tipe pompa dari horizontal pump, menjadi vertical pump. Lebih mahal, karena vendor nya lebih sedikit dan NPSHR lebih strict, plus penambahan pekerjaan civil works untuk memprovide kedalaman tertentu yang dibutuhkan oleh pompa.Belum lagi kerugian waktu project yang disebabkan karena perubahan ini.

Setelah melakukan beberapa studi, saya menemukan bahwa pendapat Senior Process Engineer saya tersebut SALAH. Alasannya adalah sebagai berikut:

NPSHR bukanlah NPSHA. Anda dengan mudah menentukan NPSHA dengan rumus Suction pressure - Vapor pressure. Karena vapor pressure LPG lebih tinggi daripada Cold Water, maka NPSHA LPG lebih rendah daripada NPSHA Cold Water. 

Tapi sekali lagi, ini NPSHR - bukan NPSHA!

Silakan sekali lagi membaca bagaimana cara menentukan NPSHR di atas.

Ringkasnya, NPSHR adalah NPSHA saat head pompa berkurang sebanyak 3%. Head pompa berkurang karena terbentuknya vapor di impeller eye. Prinsip termodinamika, semakin mendekati kondisi kritisnya, suatu fluida akan sulit terpisahkan antara liquid dan vapornya. Secara, LPG pada suhu yang sama dengan Cold Water, lebih mendekati kondisi kritisnya ketimbang Cold Water, sehingga vapor yang terbentuk oleh LPG di impeller eye menjadi lebih sedikit, ketimbang Cold Water.

Sehingga dibutuhkan tekanan yang lebih rendah -ketimbang Cold Water- untuk menghasilkan vapor yang lebih banyak di impeller eye. 

Dengan kata lain, dibutuhkan suction pressure yang lebih rendah untuk menghasilkan kavitasi saat uji coba NPSHR di workshop manufaktur.

Dengan kata lain, NPSHR LPG pastinya lebih kecil daripada NPSHR Cold Water pada kondisi suhu yang sama.

Sehingga, jika vendor pompa menstate bahwa NPSHA - NPSHR cold water = 1, 
maka NPSHA - NPSHR LPG akan bernilai > 1.

Jadi, jika anda membeli pompa untuk service LPG, percayalah bahwa NPSHR yang diprovide vendor - yang berdasarkan test dengan Cold Water itu - adalah AMAN. Bahkan, aktualnya, selisih antara NPSHA dan NPSHR anda akan lebih dari 1. Mungkin 1.4! So, don't worry, be happy, your pump is safe!

Tidak perlu anda mengganti tipe pompa, tidak perlu additional civil works, tidak perlu re-work. 

Namun, dibeberapa guideline seperti API dan COMPANY guideline, dikatakan bahwa TIDAK DIREKOMENDASIKAN mengurangi nilai NPSHR dari pompa untuk servis hidrokarbon, for Safety Reason and for Conservative approach.

API 610 mengatakan:

"Vendor is NOT allowed to provide correction factor of NPSHR for hydrocarbon service"

Karena NPSHR berdasarkan Cold Water itu adalah conservative dan sangat aman. Memang NPSHR untuk hydrocarbon pasti lebih kecil, tapi jangan sekali-kali anda mengurangi nilai NPSHR untuk hidrokarbon, saat menyediakan pompa. For Safety Reason. For Conservative approach.

Pun Chevron guideline menyatakan:

"The use of any NPSH correction factor which supposedly allows less NPSHR than cold water is not recommended."

Did you see how this mistake from unknown of basic engineering knowledge results in loss of money and time?

Semoga ini menjadi lesson learnt berharga buat semua Process Engineer, terutama saat akan membeli pompa hidrokarbon.

As usual, your comment is highly appreciated.

-the more you share, the more you learned-

Regards,

Gandi