ANALISIS HASIL PENGUKURAN PADA METER GAS ORIFICE SEBAGAI ALAT GAS CUSTODY TRANSFER

(1)

ANALISIS HASIL PENGUKURAN PADA METER GAS ORIFICE SEBAGAI ALAT GAS CUSTODY TRANSFER

Muhammad Abrar Yusra¹, Chalidia Nurin Hamdani¹

1Teknik Instrumentasi Kilang, Politeknik Energi dan Mineral Akamigas, Jl. Gajah Mada no. 38, Cepu, Kabupaten Blora, 58315

E-mail : [email protected]

ABSTRAK

PT. Pupuk Sriwidjaja Palembang merupakan perusahaan yang bergerak di bidang produksi dan pemasaran pupuk. Bahan baku pembentuk pupuk yang digunakan adalah neutral gas yang dibeli dari PT. Pertamina Gas. Dalam proses jual beli neutral gas, digunakan perangkat peralatan instrumentasi untuk menunjang keakuratan pada proses jual beli antara kedua pihak yang disebut custody transfer.

Dalam custody transfer, debit gas yang akan diperjualbelikan diukur menggunakan sensor bernama orifice meter. Hasil pengukuran dari sensor ini ditampilkan dan direkam dalam sebuah device bernama flow computer (flowcomp). Dalam pengoperasiannya, nilai yang terbaca dalam flow computer harus divalidasi secara kontinyu untuk memastikan hasil pengukuran sesuai dengan kondisi aktual di lapangan. Dalam penelitia ini, proses validasi dilakukan dengan cara membandingkan hasil pengukuran dengan perhitungan manual berdasarkan data riil di lapangan. Perhitungan manual dilakukan dengan metode analisa ketidakpastian berdasarkan standar (American Gas Association) AGA 3 yang meliputi perhitungan factor-faktor orifice, laju alir volume, dan deviasi . Dari data yang diambil pada tanggal 27 Agustus 2020 hasil analisis menunjukkan bahwa orifice meter memiliki rata- rata deviasi (%error) hanya sebesar 0,1481% . Hal tersebut masih dibawah batas nilai yang diizinkan di antara kedua belah pihak dimana nilai tersebut adalah 1%, sehingga dapat dikatakan bahwa orifie yang digunakan dalam custody transfer tersebut layak digunakan.

Kata Kunci: Orifice, Flowcomp, AGA 3, Error

1. PENDAHULUAN

Pada saat ini gas memiliki peranan yang sangat penting, seperti untuk keperluan rumah tangga, transportasi, industri, dll. Sehingga hal inilah yang menyebabkan gas dapat dikatakan salah satu aset yang sangat berharga [1]. PT. Pupuk Sriwidjaja Palembang merupakan salah satu perusahaan yang bergerak di bidang produksi dan pemasaran pupuk, yang mana salah satu bahan pembentuk pupuk yang digunakan adalah neutral gas. Neutral gas sendiri dibeli dari PT. Pertamina Gas. Dalam proses jual beli ini, peran dari custody transfer sangatlah penting untuk menjamin keakuratan dan ketelitian transaksi jual beli gas.

Custody transfer merupakan seperangkat alat instrumentasi ukur yang dirancang untuk mengukur dan memvalidasi transaksi jual beli minyak/gas agar tepat sesuai dengan jumlah yang disepakati antara penjual dan pembeli [2]. Sistem pengukuran ini banyak digunakan oleh perusahaan-perusahaan minyak dan gas di Indonesia dengan berbagai variasi sensor yang digunakan di dalamnya. Seperti penggunaan custody transfer di PT. Perusahaan Gas Negara yang menggunakan meter turbin untuk mengukur volume dan aliran ke pelanggan [3]. Flow meter LC (Liquid Controls) tipe M-7-1 digunakan dalam custody transfer milik PT. Armada Hada Graha mengukur debit dalam custody transfer [4]. Sedangkan pada PT. Control System, sensor orifice digunakan sebagai flow meter untuk pengukuran gas di metering station [5].

Penelitian tentang penggunaan sensor aliran dalam custody transfer telah banyak dilakukan sebelumnya. Seperti pada [6] dan [7] yang membahas turbine meter sebagai alat

(2)

994

ukur aliran fluida pada custody transfer, positive displacement dibahas pada [8] dan [9] dan ultrasonic flow meter pada [10]. Dari sensor-sensor tersebut, sensor orifice merupakan salah satu sensor yang paling banyak digunakan. Hal ini dikarenakan sensor orifice dinilai lebih andal dan efisien untuk penggunaan jangka panjang dan dapat mengukur berbagai laju aliran dan memiliki aplikasi luas serta lebih mudah dalam melakukan install dan uninstall [11].

Meskipun dalam custody transfer telah menggunakan sensor dengan akurasi dan ketelitian yang tinggi, validasi hasil pengukuran tetap harus dilakukan secara periodik.

Tujuannya adalah untuk memastikan custody transfer apakah masih dalam kondisi baik atau sudah dalam kondisi diperlukan kalibrasi. Metode validasi hasil pengukuran dapat dilakukan dengan 2 (dua) metode yaitu gravimetrik dan volumetrik [12]. Metode volumetrik banyak digunakan ketika suhu dan tekanan dapat diukur sehingga faktor koreksi pengukuran dapat diperhitungkan.

Penelitian ini membahas validasi hasil pengukuran laju aliran pada custody transfer yang menggunakan sensor orifice. Validasi dilakukan berdasarkan standar AGA 3 dengan metode volumetrik dengan menggunakan data riil lapangan. Spesifikasi orifice yang terpasang di lapangan diidentifikasi untuk menghitung faktor-faktor di dalamnya. Besaran fisik di lapangan yang dibutuhkan untuk melakukan perhitungan berdasarkan standar AGA 3 diukur.

Hasil perhitungan tersebut akan dibandingan dengan hasil pengukuran yang terekam di flow computer pada 4 (empat) sampel data. Deviasi eror dihitung untuk menganalisis kelayakan hasil pengukuran.

2. METODE

A. Perhitungan Faktor-Faktor Orifice

Untuk menghitung nilai dari faktor-faktor orifice, pertama kita harus mencari nilai dari beta ratio (β), yaitu perbandingan antara diameter orifice bore (d) dan diameter internal meter tube (D) yang dapat dihitung berdasarkan persamaan (1) dan (2) [13].

𝑑 = 𝑑_𝑟∙ [1 + 𝛼₁∙ (𝑇_𝑓− 𝑇_𝑟)] (1)

𝐷 = 𝐷_𝑟∙ [1 + 𝛼₂∙ (𝑇_𝑓− 𝑇_𝑟)] (2)

Beta ratio dapat dihitung dengan persamaan (3).

𝛽 =^𝑑

𝐷 (3) Dimana :

d = Diameter lubang orifice, perhitungan pada flowing temperature (Tf)

dr = Reference diameter lubang orifice, perhitungan pada reference temperature (Tf).

D = Diameter internal pipa, perhitungan pada flowing temperature (Tf).

Dr = Reference diameter internal pipa, perhitungan pada flowing temperature (Tf).

Tf = Temperature kondisi mengalir, dalam Rankine

Tr = Reference temperature untuk lubang orifice dan/atau diameter internal pipa.

α1 = Linear coefficient of thermal expansion of the orifice plate material, (in/in°F) α2 = Linear coefficient of thermal expansion of the meter tube material, (in/in°F)

Dimana nilai dari a, Tf, harus unit konsisten. Untuk standar ini, nilai Tr adalah 68°F.

Selanjutnya kita dapat mencari nilai dari Ev yaitu Velocity of Approach Factor. Dimana Ev merupakan faktor pendekatan velositas yang data dihitung dengan persamaan (4).

𝐸𝑣 = ¹

√1−𝛽⁴ (4)

(3)

995

Kemudian kita dapat mencari nilai dari 𝑥₁ yaitu rasio dari beda tekanan dan tekanan absolute static pada upstream tap melalui persamaan (5) yang kemudian nilai dari 𝑥₁ tersebut akan digunakan untuk mencari nilai dari 𝑌₁ yaitu nilai faktor ekspansi pada upstream tap dengan persamaan (6).

𝑥₁ = ^∆𝑃

𝑁₃𝑃_𝑓1 (5) 𝑌₁ = 1 −(0,41+0,35𝛽⁴)𝑥₁

𝑘 (6)

Dimana :

hw = Beda Tekanan, dalam inH2O pada 60°F K = Koefisien isentropic yaitu 1.3 atau 1.28

Pf = Tekanan static absolute pada upstream tap, dalam psia

x1 = Rasio dari beda tekanan dan tekanan absolute static pada upstream tap Y1 = Faktor ekspansi pada pengukuran tekanan pada upstream tap

N3 = 27.707 atau 1000.

Selanjutnya kita harus mencari nilai dari ρf yaitu densitas dari fluida dengan menggunakan persamaan (7).

ρ_f = ^P^{f × BM}

Z_f ×R × T_f (7)

Pada persamaan diatas kita perlu untuk mengetahui nilai dari 𝑍_𝑓 atau faktor kompresibilitaas dan juga nilai dari BM atau berat molekul. Untuk mengetahui hal tersebut dapat menggunaan persamaan (8) melalui bantuan tabel Gross Heating Value sebagaimana pada Tabel 1.

Tabel 1. Gross Heating Value

No I Xi HVi Bi Bmi Xi*HVi Xi*Bi Xi*Bmi

1 Methane 87,1183 1010 0,0116 16,0430 879,8948 0,0101 13,9764 2 Ethane 6,3598 1769,7 0,0239 30,0700 112,5494 0,0015 1,9124 3 Propane 0,5377 2516,1 0,0344 44,0970 13,5291 0,0002 0,2371 4 i-Butane 0,0881 3251,9 0,0458 58,1230 2,8649 0,0000 0,0512 5 n-Butane 0,0882 3262,3 0,0478 58,1230 2,8773 0,0000 0,0513 6 i-Pentane 0,0366 4000,9 0,0581 72,1500 1,4643 0,0000 0,0264 7 n-Pentane 0,0223 4008,9 0,0631 72,1500 0,8940 0,0000 0,0161 8 n-Hexane 0,0488 7742,9 0,1538 142,285 3,7785 0,0001 0,0694 9 n-Heptane 0,0000 4755,9 0,0802 86,1770 0,0000 0,0000 0,0000 10 n-Octane 0,0000 5502,5 0,0944 100,204 0,0000 0,0000 0,0000 11 n-Nonae 0,0000 62488,9 0,1137 114,2310 0,0000 0,0000 0,0000 12 n-Decane 0,0000 6996,5 0,1331 128,258 0,0000 0,0000 0,0000 13 Nitrogen 1,1058 0 0,0044 28,0134 0,0000 0,0000 0,3098

14 CO2 4,5944 0 0,0197 44,0100 0,0000 0,0009 2,0220

15 Water 0,0000 50,312 0,0623 18,0153 0,0000 0,0000 0,000

JUMLAH 100,0000 1017,8524 0,0130 18,6721

Sehingga dengan mengetahui tabel Gross Heating Value maka BM atau berat molekul dapat dihitung dengan persamaan (8).

(4)

996

BM = [∑^𝑛_𝑖=𝑗𝑥_𝑖. 𝐵𝑀_𝑖] (8)

Setelah mengetahui nilai dari berat molekul, kita dapat mencari nilai dari 𝜌_𝑓 yang merupakan nilai dari densitas fluida dengan menggunakan persamaan (7) diatas, namun sebelum itu perlu diketahui , nilai R merupakan nilai dari konstanta gas universal sedangkan 𝑇_𝑓 adalah suhu pada kondisi aktual pembacaan dalam satuan Rankine dan 𝑍_𝑓 merupakan faktor kompresibilitas yang diketahui dari data dilapangan bernilai 0,535755. Selanjutnya kita dapat mencari nilai dari 𝑣_𝑜 atau kecepatan laju alir awal menggunakan persamaan (9).

𝑣_𝑜 = 𝐶_𝐷∙ 𝑌1 ∙ 𝐸_𝑣∙ √^2∙∆𝑃_𝜌

𝑓 (9)

Dimana untuk 𝐶_𝐷 atau Coefisient of discharge pada 𝑣_𝑜 ini menggunakan nilai asumsi yang tentunya harus disesuaikan dengan persyaratan yaitu hasil dari 𝑣_𝑛 atau kecepatan aktual dikurangi kecepatan awal atau 𝑣_𝑜 harus sama dengan 0. Setelah diketahui nilai dari 𝑣_𝑜 kita dapat mencari nilai dari Re atau Reynold Number dengan persamaan (10).

𝑅𝑒 =^𝜌^𝑓^{∙𝐷∙𝑣}

𝜇 (10)

Dimana :

v = kecepatan laju alir

μ = absolute (dynamic) viscosity

Selanjutnya kita mencari nilai dari Cd (FT) yaitu Coefficient of Discharge untuk flange- tapped Orifice Meter dengan menggunakan persamaan (11).

𝐶𝑑(𝐹𝑇) = 𝐶𝑖(𝐹𝑇) + 0,000511 [¹⁰⁶^𝛽

𝑅𝑒𝐷]^0,7+ (0,0210 + 0,0049𝐴)𝛽⁴ (11)

Untuk dapat menggunakan persamaan diatas kita perlu mencari nilai dari ssetiap komponen-komponen dari persamaan tersebu dengan menggunakan persamaan (12) hingga persamaan (21) :

𝐶𝑖(𝐹𝑇) = 𝐶𝑖(𝐶𝑇) + 𝑇𝑎𝑝𝑡𝑒𝑟𝑚 (12)

𝐶𝑖(𝐶𝑇) = 0,5961 + 0,0291 𝛽²− 0,2290 𝛽⁸+ 0,003 (1 − 𝛽) 𝑀₁ (13)

𝑇𝑎𝑝𝑡𝑒𝑟𝑚 = 𝑈𝑝𝑠𝑡𝑟𝑚 + 𝐷𝑛𝑠𝑡𝑟𝑚 (14)

𝑈𝑝𝑠𝑡𝑟𝑚 = [0,0433 + 0,0712𝑒^−8,5𝐿¹− 0,1145𝑒^−6𝐿¹](1 − 0,23𝐴) (15)

𝐷𝑛𝑠𝑡𝑟𝑚 = −0,0116[𝑀₂− 0,52𝑀₂^1,3]𝛽^1,1(1 − 0,14𝐴) (16)

𝐵 = ^𝛽⁴

1−𝛽⁴ (17)

𝑀₁= 𝑚𝑎𝑥 [2,8 − ^𝐷

𝑁4, 0.0] (18)

𝑀₂= ^2𝐿²

1−𝛽 (19)

𝐴 = [^19.000𝛽

𝑅𝑒_𝐷 ]^0,8 (20)

𝐶 = [¹⁰⁶

𝑅𝑒_𝐷]

0,35

(21)

Dimana :

Cd (FT) = Coefficient of discharge ditentukan untuk flange-tapped orifice meter Ci (CT) = Coefficient of discharge at infinite untuk corner-tapped orifice meter

(5)

997

Ci (FT) = Coefficient of discharge at infinite untuk flange-tapped orifice meter d = Diameter lubang orifice, perhitungan pada flowing temperature (Tf) D = Diameter internal pipa, perhitungan pada flowing temperature (Tf) E = Napierian constant

= 2.71828 L1 = L2

= Dimensionless correction for tap location = N4/D untuk flange taps

N4 = 1.0 ketika D dalam inches = 25.4 ketika D dalam cm ReD = Pipe Reynold Number B. Laju Alir Volume Natural Gas

Setelah menemukan nilai dari faktor-faktor orifice maka laju alir volume natural gas dapat di cari, dimana laju alir volume gas ini dinyatakan dalam cubic feet per hour at base conditions (scfh). Qb atau Laju alir volume standar, dapat dicari menggunakan perhitungan density fluida ketika kondisi mengalir (ρf) dan kondisi standar (ρb), dengan persamaan (22) [13] :

𝑄𝑏 = ^{359.072∙𝐶}^𝑑^{(𝐹𝑇)∙𝑌1∙𝐸}^𝑣^∙𝑑²^∙√𝜌^𝑓^∙ℎ^𝑤

𝜌_𝑏 (22)

C. Perhitungan Deviasi (%Error)

Setelah dilakukan perhitungan secara manual berdasarkan standar AGA 3 1992 dan telah didapatkan nilai dari laju alir volume berdasarkan data real di lapangan, kita dapat menentukan nilai deviasi atau error dengan membandingkan hasil perhitungan manual dan hasil pembacaan laju alir volume oleh flow computer dengan menggunakan persamaan (23)[14].

%Error = 𝑄𝑏 𝐹𝑙𝑜𝑤 𝐶𝑜𝑚𝑝𝑢𝑡𝑒𝑟 − 𝑄𝑏 𝑀𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙

𝑄𝑏 𝑀𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 × 100% (23)

Setelah mengetahui nilai deviasi dari beberapa titik waktu yang dijadikan sampel yang dihitung dengan data real dilapangan, kita dapat mencari nilai deviasi (%error) rata-rata untuk mengetahui apakah Meter Gas Orifice untuk keperluan Custody Transfer dalam kondisi baik dan layak digunakan.

3. PEMBAHASAN

A. Orifice Meter 4181-A

Fraksi gas yang telah dipisahkan pada Downstream Scrubber akan menuju ke Gas Metering System untuk keperluan Custody Transfer yaitu pengukuran debit gas untuk sestem jual beli. Kemudian gas tersebut nantinya setelah melewati Custody Gas Metering System nantinya akan menuju ke Ammonia Plant sebagai bahan baku pembentuk Ammonia. Orifice Meter 4181-A sebagaimana pada Gambar 1 merupakan instrumen yang berfungsi sebagai sensor ukur pada Gas Metering System untuk mengetahui nilai kuantitas dari Neutral Gas yang akan dibeli oleh PT. Pupuk Sriwidjaja sehingga akan diketahui jumlah yang harus dibayarkan.

(6)

998

Gambar 1. Orifice Meter FQI-4181A

Berikut spesifikasi dari orifice meter FQI-4181A Tag number : FQI-4181A

Line Bore : 333,1 mm Orifice bore diameter : 7.48 inchi Serial Number : D140023 Thickness : 0,25 inchi

Orifice fitting type : Senior Type/ Dual Chamber Manufacture : Canalta

Orifice fitting yang digunakan pada metering system FQI-4181A merupakan 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.

B. Data Lapangan

Untuk dapat menghitung laju aliran menggunakan standar AGA 3, dilakukan pengukuran data lapangan sebagai berikut:

Dr = 13,1150 Inchi = 33,3121 cm dr = 7,499 Inchi = 19,04746 cm

Tf = 61,95℉ = 17 C = 522,85 R Tb = 60℉ = 16 °C

Tr = 68℉ = 20 °C Pb = 14,73 psia = 0,03 psig

∆P = 165,5476 inH2O = 412,378 mBar = 41237,8 N/m2

Pf = 212,9463 psia = 198,2463 psig = 14,66 bara = 1465917 n/m^2 Zb = 0,997586

R = 8314,51 m^3.Pa/KgMol.K K = 1,3

μ = 0,01200 cPs = 0,000012 Kg/ms α1 = 0,00000925 in/in°F = 0,0000167 mm/mm°C α2 = 0,00000620 in/in°F = 0,0000112 mm/mm°C

Dalam pengukuran natural gas, umumnya laju alir dinyatakan dalam cubic feet per hour yang selanjutnya dikonversi ke dalam kondisi standar (base condition) yang dinyatakan dalam standar cubic feet per hour (scfh).

(7)

999

C. Perhitungan Faktor-faktor Orifice dan Laju Alir Volume

Dalam menghitung nilai laju alir volume terdapat beberapa tahapan yang perlu dicari dan diketahui diantaranya sebagai berikut [13] :

1) Diameter Ratio (β)

Diameter Ratio (β) adalah perbandingan dari diameter orifice bore (d) dengan diameter internal meter tube (D) didapat dengan perhitungan :

d = 19,047 × [1 + 0,0000167 × (17-20)]

d = 19,04639192 cm

Untuk diameter dalam pipa bisa dicari dengan perhitungan :

D = 33,3121 × [1 + 0,0000112 × (17-20)]

D = 33,3108472 cm

Setelah diketahui nilai diatas Beta Ratio sudah dapat dicari dengan perhitungan :

β = ^19,0463

33,3108 β = 0,57178

2) Velocity of Approach factor (Ev)

Velocity of Approach factor (Ev ) adalah faktor pendekatan velositas yang dicari dengan perhitungan :

E_v = ¹

√1−0,5718⁴

E_v = 1,058146484

c) Faktor Ekspansi (Y₁)

sebelum mencari nilai dari Y1 maka perlu Untuk mencari nilaii x₁ dengan perhitungan :

x₁ = ^412,378

1000+03 × 14,66

x₁ = 0,006045113

Maka didapat nilai X1 dan dapat dimasukan ke perhitungan untuk mencari nilai Y₁ : Y₁ =1 - (0,41+0,35∗0,57178⁴) × 0,006045113

1,3

Y₁ = 0,997919509

d) Reynold Number

Terdapat beberapa tahapan dalam mencari nilai dari Reynold number (Re), berikut langkah-langkahnya :

𝑅𝑒 =^ρ^f^∙D∙v

μ

Sebelum mendapatkan nilai dari Re kita perlu mencari nilai v terlebih dahulu yang didapat dengan persamaan :

v = C_D∙ Y1 ∙ E_v∙ √^2∙∆P_ρ

f

untuk mendapat kan nilai v yang merupakan kecepatan awal maka perlu dicari terlebih dahulu nilai dari ρf atau densitas, dengan persamaan dibawah ini :

𝜌_𝑓 = ^P^{f × BM}

Z_f ×R × T_f

(8)

1000

Nilai BM adalah 18,6447 untuk nilai R merupakan nilai dari konstanta gas universal sedangkan Tf adalah suhu pada kondisi aktual pembacaan dalam satuan Rankine dan Zf atau faktor kompresibilitas sehingga didapat nilai yaitu 0,535755, sehingga dapat kita masukan ke persamaan untuk mencari 𝜌_𝑓 yaitu :

𝜌_𝑓 = 1465917×18,6447 0,535755 ×8314,51 ×522,85

𝜌_𝑓 = 11,73503191 kg/m³

Setelah nilai dari 𝜌_𝑓 sudah diketahui, maka dapat dilanjutkan untuk mencari nilai v atau dapat ditulis 𝑣_𝑜 yang merupakan nilai dari kecepatan awal. Untuk nilai Cd awal yang digunakan pada persamaan dalam mencari 𝑣_𝑜, dapat kita gunakan asumsi bahwa nilai Cd = 0,5919, sehingga dengan menggunakan asumsi nilai Cd tersebut didapat kecepatan aliran fluida dengan perhitungan :

𝑣_𝑜 = 0,5919 × 0,997919509 × 1,058148 × √^{2 ×41237,8}

11,73503191

𝑣_𝑜 = 52,39743501 m/s

Setelah mengetahui nilai dari ρf dan v awal maka kita dapat mencari nilai dari reynold number dengan perhitungan :

R_e= 11,73503191×0,333121×52,39743501 0,000012

R_e= 170692,747

e) Perhitungan Coeffitient of Discharge untuk Flange-Tapped Orifice Meter, Cd(FT) dan Laju Alir Volume

Setelah mendapat nilai Re maka dapat di ketahui nilai dari Coeficient of Discharge untuk flange Tapped Orifice Meter, Cd(FT) dengan mengetahui nilai dari variabel B, M1, M2, C, A sebagai berikut :

B = 0,12, C = 1,856627275 A = 0,1104 M1 = 0 M2 = 3,56130

Dari nilai variable diatas dan menggunakan perhitungan dengan persamaan pada metode penelitian, dapat diketahui nilai dari Ci(FT) yang merupakan penjumlahan dari Ci(CT) dan Tapterm, maka :

Ci(FT) = 0,596 + (- 0,00032663) Ci(FT) = ),595451133

Untuk mencari nilai Cd(FT) menggunakan persamaan pada metode penelitian sehingga didapat perhitungan :

C_d(FT) = 0,595211768 + 0,000511 [¹⁰⁶ × 0,57178

170692,7472]^0,7 + (0,0210 + 0,0049 × 0,1104) 0,12⁴ × 1,856627 C_d(FT) = 0,60

Setelah mendapat nilai Cd(FT) maka selanjutnya kita dapat mencari nilai 𝑣_𝑛 atau kecepatan aktual dengan perhitungan:

𝑣_𝑛 = 0,60 × 0,99791951 × 1,05814648 √2 × 41237,8 11,73503191

𝑣_𝑛 = 52,39564 m/s

(9)

1001

Dengan persyaratan 𝑣_𝑛 - 𝑣₀ = 0, untuk asumsi C_D diawal sebesar 0,5919 maka diperoleh nilai dari 𝑣_𝑛 - 𝑣₀ = 0, sehingga asumsi di awal dapat diterima. Berdasarkan perhitungan tersebut maka didapatkan data-data sebagai berikut:

CD ( FT ) = 0,60 Ev = 1,058146484

Y1 = 0,997919509 d² = 7,499²

ρf = 0,732594 Lb/Ft3

hw = 165,5476 inH2O (Data didapat dari daily report pada control room) ρb = 0,049363 Lb/Ft3 (Data didapat dari daily report pada control room)

Kemudian, dari data tersebut kita dapat gunakan untuk mencari nilai laju alir volume dengan menggunakan persamaan sebagai berikut:

𝑄_𝑏 = ^359.072𝐶^𝐷^{(𝐹𝑇)𝐸}^𝑣^𝑌¹^𝑑

2√𝜌𝑓ℎ_𝑤 𝜌𝑏

𝑄_𝑏 = 359.072 ×0,60 × 1,058146484 × 0,99791950 × 7,499²√0,732594 × 165,5476

0,049363

𝑄_𝑏 = 2854115,834 𝑓𝑡³

⁄ = 68,49878001 MMscfd ℎ

Sehingga dari hasil perhitungan laju alir volume diaatas secara manual dengan acuan standar AGA 3 1992, didapatkan volume laju alir sebesar 68,49878001 MMscfd.

f) Perhitungan Deviasi (%Error)

Perhitungan Deviasi (%error) antara perhitungan manual dengan standar AGA 3 1992 dengan flow computer dapat dicari menggunakan persamaan berikut :

%Error = 𝑄𝑏 𝐹𝑙𝑜𝑤 𝐶𝑜𝑚𝑝𝑢𝑡𝑒𝑟 − 𝑄𝑏 𝐴𝐺𝐴 3

𝑄𝑏 𝐴𝐺𝐴 3 × 100%

Sehingga daari persamaan diatas dapat diketahui nilai dari %error dengan perhitungan :

%Error =68,4999 – 68,49878001

68,49878001 × 100%

%Error = 0,0016 %

g) Data pengukuran System Metering Orifice

Tabel – tabel di bawah ini merupakan data pengukuran system metering orifice gas FQI- 4181A di PT. Pupuk Sriwidjaja Palembang (Pusri) yang merupakan data dari flow computer, perhitungan manual dengan standar AGA 3 1992 dan deviasi (% error )

Tabel 2. Hasil Pengukuran Flowcomp

No PT FT TT Q FC

PSIA InH2O °F MMSCFD

1 212,9463 165,5476 61,95 68,4999

2 212,1325 163,2689 61,8718 67,9050

3 214,6553 49,9288 63,6826 37,9831

4 214,8181 199,932 63,56 75,3408

Tabel 2 merupakan tabel nilai Q atau laju alir volume pada 4 titik sampel pengukuran dengan pembacaaan oleh flow computer. Keempat sampel tersebut diambil pada pressure, flow, dan temperature aktual yang berbeda-beda sehingga diperoleh laju aliran yang berbeda- beda pula.

(10)

1002

Tabel 3. Hasil Perhitungan Manual Menggunakan AGA 3

No PT FT TT Q AGA3

PSIG InH2O °F MMSCFD

1 212,9463 165,5476 61,95 68,49878

2 212,1325 163,2689 61,8718 67,67568

3 214,6553 49,9288 63,6826 37,80932

4 214,8181 199,932 63,56 75,49763

Pada pressure, flow¸ dan temperature aktual yang sama, dihitung laju aliran berdasarkan persamaan dalam standar AGA 3 sehingga diperoleh hasil laju alir sebagaimana dapat dilihat pada Tabel 3. Dari hasil perhitungan ini, dapat dilihat bahwa terdapat selisih antara laju alir hasil pengukuran dan laju alir hasil perhitungan sebagaimana dapat dilihat pada Tabel 4.

Untuk melihat tingkat deviasinyia, dilakukan perhitungan deviasi eror sehingga diperoleh rata-rata deviasi eror sebesar 0,1481%

Tabel 4. Laju aliran AGA 3 vs laju aliran Flow Computer

Q AGA3 Q FC

Selisih %Deviasi MMSCFD MMSCFD

68,49878 68,4999 0,0012 0,0016

67,675685 67,9050 0,2293 0,3388

37,809323 37,9831 0,17377 0,4596

75,497632 75,3408 -0,1568 -0,2077

Berdasarkan kesepakatan oleh kedua belah pihak, di mana nilai deviasi maksimum yang dapat ditoleransi adalah sebesar 1% maka disimpulkan bahwa metering system yang digunakan dalam kondisi yang baik dan layak digunakan. Selain itu, bila mengacu pada standar yang ditetapkan Direktorat Metrologi dimana nilai dari permissible error atau deviasi maksimum untuk metering system yang diizinkan sebesar 2.0% dan bila ditinjau pula berdasarkan standar internasional oleh Organisation Internationale de Metrologie Legale (OIML R 117-1 edisi 2007), dimana untuk tipe pengukuran yang dilakukan pada saluran pipa dengan kuantitas lebih dari dari 2 liter atau 2 kilogram, termasuk dalam pengukuran class 0.3, untuk kesalahan yang diizinkan maksimal sebesar 0,3%. Sehingga metering system yang digunakan di PT. Pupuk Sriwidjaja yang memiliki rata-rata deviasi 0,1481% dapat dikatakan sudah sesuai standar dan layak digunakan.

4. SIMPULAN

Validasi hasil pengukuran dengan metode volumetrik telah dilakukan dalam penelitian ini. Hasil perhitungan laju alir berdasarkan standar AGA 3 dibandingkan dengan hasil pengukuran laju alir yang terekam di flow computer. Dari 4 (empat) sampel data yang dibandingkan, diperoleh rata-rata deviasi eror sebesar 0,1481%. Nilai deviasi error ini masih dapat ditoleransi mengingat maksimal deviasi eror yang disepakati antar penjual dan pembeli adalh 1%. Jika ditinjau berdasarkan rekomendasi internasional dari International Organisation of Legal Metrology, nilai deviasi eror tersebut tergolong akurasi kelas 0.3 di mana maksimal eror yang diijinkan dalam kelas ini adalah 0.3%. Hal ini berarti sensor orifice masih dalam keadaan baik dan well calibrated.

(11)

1003

5. DAFTAR PUSTAKA

[1] Aditiningsih, Rainy Kus. 2018. KKW: ANALISA KINERJA METER ORIFICE FE01 di STASIUN PENGUMPUL RAMBUTAN PT Medco E&P Indonesia. PEM – Akamigas, Cepu.

[2] OIML R 117-1. Dynamic measuring systems for liquids other than water Part 1:

Metrological and technical requirements. Paris: OIML. BIML. 2007.

[3] Safitri, Ristafani Tia. 2019. Jurnal : ANALISA CAPABILITY PROCESS PADA MR/S PEMBAGI DI PT. PERUSAHAAN GAS NEGARA TBK.

[4] M, Niki Hazijatu. 2017. Tugas Akhir: Penerapan Analisis Kajian Metrologi Pada Pengujian Flow Meter LC (Liquid Controls) Tipe M-7-1 Dengan Menggunakan Metode Master Meter Di PT. Armada Hada Graha.

[5] Dio Masera. 2013. Skripsi : Perancangan Sistem Instrumentasi Pengukuran Pada Gas Metering Station Dalam Aplikasi Custody Transfer Berbasis Orifice.

[6] Basrawi YF. Transducers: theory and applications to crude and hydrocarbon flow measurement sensors. In: Sensors for industry conf. (Houston, TX, USA, 19–21 November 2002). 2002, p. 8–14.

[7] Gallagher J, Coats J, Butts H, Lanasa P. Custody transfer metering performance for turbine and positive displacements meters on batched crude oil pipelines. In: 3rd int. symp. on fluid flow measurements (San Antonio, TX, USA, 19–22 March 1995). 1995

[8] Baker RC, Morris MV. Positive-displacement meters for liquids. Trans Inst Meas Control 1985;7:209–20.

[9] API. Measurement of liquid hydrocarbons by displacement meters. Washington, DC: API MPMS; 2005

[10] Lynnworth L, Liu Y. Ultrasonic flowmeters: Half-century progress report, 1955–2005.

Ultrasonics 2006;44:e1371–8.

[11] Nasiruddin, S. & Singh, S.N. 2021. Performance Evaluation of an Innovative Design Modification of An Orifice Meter. Flow Measurement and Instrumentation Journal. vol. 80 [12] R.C. Baker, Flow Measurement Handbook: Industrial Designs, Operating Principles,

Performance, and Applications (English Edition), second ed., Cambridge University Press, 2016.

[13] .American Gas Association, 2003, AGA Report No.3 Orifice Metering Of Natural Gas And Other Related Hydrocarbon Fluids Part 3 Natural Gas Applications (3th ed), USA: Author.

[14] American Gas Association, 2003, AGA Report No.3 Orifice Metering Of Natural Gas And Other Related Hydrocarbon Fluids Part 1 General Equations and Uncertainty Guidlines (3th ed).