Jurnal Tugas Akhir
ANALISA RESIKO PADA REDUCER PIPELINE AKIBAT INTERNAL CORROSION DENGAN METODE RBI (RISK BASED INSPECTION) Z. A. H. Lubis1; D. M. Rosyid2; H. Ikhwani3 1) Mahasiswa Jurusan Teknik Kelautan, ITS-Surabaya 2) Staf Pengajar Jurusan Teknik Kelautan, ITS-Surabaya 3) Staf Pengajar Jurusan Teknik Kelautan, ITS-Surabaya
Abstrak Korosi internal adalah salah satu penyebab resiko kegagalan pada jaringan pipa yang harus dipertimbangkan. Oleh karena itu, perlu adanya suatu inspeksi dengan berbasis keandalan. Metode RBI adalah salah satu metode pengelolaan inspeksi yang didasarkan pada tingkat resiko pengoperasian peralatan atau unit kerja industri. Metode Risk Based Inspection menggunakan kombinasi dua parameter yaitu kemungkinan kegagalan dan konsekuensi kegagalan. Tugas Akhir ini bertujuan untuk mencari peluang kegagalan, tingkat resiko dan memprediksi inspeksi yang sesuai pada keempat reducer pipeline. Analisa resiko dalam penelitian ini dilakukan pada keempat reducer pipeline pada jaringan pipa milik Joint Operating Body Pertamina-Petrochina East Java (JOB P-PEJ). Peluang kegagalan diperoleh dengan menggunakan Monte Carlo Simulation. Dari hasil simulasi, maka diperoleh peluang kegagalan (PoF) untuk tiap reducer pipeline, yaitu R#1: 0,5%; R#2: 0,46%; R#3: 0,49% dan R#4: 0,47%. Dengan mengacu pada API RBI 581 maka diperoleh tingkat resiko untuk tiap reducer pipeline, yaitu R#1: resiko tinggi (5D), R#2: resiko menengah (1D), R#3: resiko menengah tinggi (4D) dan R#4: resiko menengah (2D). Berdasarkan tingkat resiko tersebut, maka metode inspeksi yang tepat adalah dengan ultrasonic straight beam dan radiography untuk frekuensi inspeksi 1 tahun sekali (tinggi1), 2 tahun sekali (menegah tinggi) dan 2,5 tahun sekali (menengah). Kata-kata Kunci : Reducer Pipeline, Risk Based Inspection, Monte Carlo, Inspeksi. 1. PENDAHULUAN Jaringan pipa adalah salah satu sarana transportasi minyak dan gas yang paling aman dan ekonomis. Beberapa tahun belakangan ini, penelitian mengenai proses korosi internal pada jaringan pipa menjadi topik yang sangat penting. Hal tesebut dikarenakan dampak ekonomis dan teknis yang ditimbulkannya (Huang dan Ji, 2008). Rouza (2009) telah melakukan penelitian dengan judul “Analisis Pola Aliran Terhadap Pengaruh Variasi Flange Pipa Penyalur Hidrokarbon”. Dalam penelitian tersebut menghasilkan kesimpulan bahwa salah satu komponen dalam suatu jaringan pipa yang sering terjadi korosi internal adalah pada reducer pipeline. Reducer pipeline merupakan suatu komponen pada jaringan pipa yang mengalami pengurangan diameter dari diameter besar ke diameter kecil dengan persyaratan dari proses engineering. Ketentuan pe-doman keselamatan dalam industri bangunan lepas pantai semakin meningkat, misalnya Peraturan Menteri Pertambangan dan Energi No.5/P/M/Pertamb/1977 menyatakan perlu ada-nya suatu pemeriksaan atau inspeksi dari bangunan laut. Dengan peraturan tersebut, maka telah dikembangkan suatu metode pemeriksaan berbasis keandalan, yaitu dengan
menggunakan metode Risk Based Inspection (RBI) untuk mengidentifikasi kegagalan yang akan terjadi. Tujuan dari diadakannya penelitian ini adalah: 1. Mengetahui peluang kegagalan pada keempat reducer pipeline yang terkorosi. 2. Mengetahui tingkat resiko pada keempat reducer pipeline yang terkorosi dengan metode Risk Based Inspection. 3. Memprediksi pemeriksaan yang sesuai dengan kondisi tingkat resiko pada keempat reducer pipeline yang terkorosi. Manfaat yang diperoleh dari tugas akhir ini adalah memperkenalkan RBI sebagai metode pengelolaan inspeksi berdasarkan analisa tingkat resiko dari internal corrosion yang terjadi. Selain itu juga untuk mendapatkan metode pemeriksaan yang sesuai dan tepat guna pada tingkat resiko tersebut. Menjadi masukan bagi perusahaan terkait dalam hal penentuan waktu inspeksi. 2. DASAR TEORI Azhar (2007) telah melakukan analisa resiko pada jaringan pipa milik PT Trans Javagas Pipeline. Jaringan pipa dalam analisa resiko yang dilakukan Azhar hanya meninjau pada jaringan pipa yang berkonfigurasi lurus. Selain itu juga dalam analisa tersebut tidak memperhatikan 1
Jurnal Tugas Akhir terjadinya internal corrosion. Padahal dalam kenyataan di lapangan, suatu jaringan pipa tidak hanya terdiri dari konfigurasi lurus, salah satu komponen pada jaringan pipa selain pipa lurus adalah reducer pipeline. Perilaku aliran fluida di dalam reducer pipeline-pun berbeda dengan perilaku aliran fluida pada pipa yang lurus. Pada reducer pipeline terjadi penambahan kecepatan aliran karena adanya perubahan diameter pipa yang semakin kecil. Dengan kondisi seperti ini, maka internal corrosion akan terjadi. Untuk itu perlu dilakukan analisa resiko pada reducer pipeline akibat internal corrosion pada suatu jaringan pipa. 2.1 Korosi Korosi didefinisikan sebagai kumpulan dari keseluruhan proses dengan jalan dimana metal atau alloy yang digunakan untuk material struktur berubah bentuk dari bersifat metal menjadi beberapa kombinasi dari kondisi yang disebabkan oleh interaksi dengan lingkungannya (Supomo, 2003). Perhitungan laju korosi dilakukan dengan menggunakan persamaan dari Solihin (2008): Cr adalah corrosion rate (ipy), 0.0213 merupakan slope percepatan laju korosi, sedangkan 1.2911 adalah faktor konstanta dari hasil percobaan. 2.2 Wall Shear pada Fluida Fluida diartikan sebagai zat yang bergerak dan dapat berubah bentuk secara kontinyu (terusmenerus) dan berkesinambungan apabila dibebani dengan tegangan geser betapun kecilnya. Gaya geser adalah komponen gaya yang menyinggung permukaan, dan gaya ini yang dibagi dengan luas permukaan tersebut adalah tegangan geser rata- rata pada permukaan itu. Munson (2002) menyatakan bahwa tegangan geser pada suatu titik adalah nilai batas perbandingan gaya geser terhadap luas dengan berkurangnya luas hingga menjadi titik tersebut. Sedangkan benda padat akan mempertahankan bentuknya sampai dengan gaya yang mengenainya melebihi elastisitas benda padat tersebut. Menurut Swierzawski (2000) wall shear stress untuk pada permukaan elemen yang paralel dengan permukaan datar, pada titik y adalah sebagai berikut:
dengan, μ : viskositas dinamis fluida u : kecepatan fluida sepanjang dinding y : jarak dari dinding ke titik yang diuji 2.3 Metode RBI RBI adalah suatu metode perencanaan atau program inspeksi dan pengujian serta strategi pemeliharaan dengan menggunakan resiko sebagai metode dasarnya. Program inspeksi dan pengujian mulai dari bahan (bahan dasar) sampai pada peralatan operasi di lokasi (plant) produksi minyak dan gas. Resiko yang didefinisikan sebagai fungsi peluang kegagalan (probability of failure) dan fungsi konsekuensi akibat kegagalan (concequence of failure) diformulasikan sebagai berikut (API RBI 581, 2001):
Risk = CoF x (PoF) 2.4 Keandalan Perhitungan kendalan yang digunakan adalah dengan menggunakan simulasi Monte Carlo. Unsur pokok yang diperlukan di dalam simulasi Monte Carlo adalah sebuah random number generated (RNG). Cara lain untuk mengukur keandalan adalah dengan cara menggunakan indeks keandalan β, yang didefinisikan sebagai perbandingan antara nilai rata-rata dan nilai simpangan baku dari margin keselamatan, S, yaitu (Rosyid, 2007):
Moda kegagalan yang digunakan penelitian ini adalah (ASME B 31.4):
dalam
dengan, t = wall thickness of pipe (inch) D = outside diameter of pipe (inch) S = allowable stress value (ksi) E
= weld joint factor = 1; ASTM 106 Gr. B = 1; API 5L X52 Sistem dikatakan gagal jika g(X) < 0, dinyatakan berhasil jika g(X) > 0 dan bila g(X) = 0, maka sistem dinyatakan failure surface. Variabel acak dasar terdiri dari variabel fisik yang menggambarkan ketidakpastian dalam beberapa variabel seperti tekanan operasional dan kedalaman korosi. 2.5 Analisa Konsekuensi Semi-Kuantitatif Secara umum konsekuensi terlepasnya fluida kerja yang berbahaya, dapat diestimasi berdasarkan tujuh tahap di bawah ini: 2
Jurnal Tugas Akhir 1. Menentukan fluida representatif yang terlepas dan sifat-sifatnya; 2. Memilih ukuran lubang kebocoran yang nantinya dipakai untuk mencari luas konsekuensi pada perhitungan resiko; 3. Estimasi jumlah total fluida yang dapat terlepas; 4. Estimasi laju terlepasnya fluida yang paling potensial; 5. Mendefinisikan tipe dari kebocoran untuk menentukan metode yang dipakai dalam pemodelan konsekuensi; 6. Pemilihan fasa final dari fluida yang terlepas (cair atau gas); 7. Evaluasi respon setelah fluida terlepas. 3.
Pengambilan data operating pressure dilakukan dengan pressure gauge yang dipasang pada tiaptiap block valve. Pencatatan dilakukan tiap dua jam sekali selama 24 jam. Data di atas adalah rangkuman data yang diambil nilai maksimumnya untuk tiap bulan. Langkah selanjutnya yang dilakukan adalah melakukan pemodelan numerik dengan menggunakan bantuan software ANSYS ICEM CFD untuk mendapatkan tegangan geser ( ).
ANALISA DAN PEMBAHASAN
3.1 Data Reducer Pipeline Tabel 1 Data Reducer Pipeline Milik JOB P-PEJ Reducer 1
Reducer 2
Reducer 3
Reducer 4
Tipe
Concentric
Concentric
Eccentric
Eccentric
Material grade Outside Diameter 1 Outside Diameter 2 Wall Thickness
ASTM A106
ASTM A106
API 5L X52 ERW
API 5L X52 ERW
16 in
20 in
16 in
20 in
10 in
16 in
10 in
16 in
0.5 in
0.5 in
0.5 in
0.5 in
SMYS
35000 psi
35000 psi
52000 psi
52000 psi
(Sumber: JOB P-PEJ, 2004) Besarnya tekanan operasional yang terjadi pada bulan November 2008 sampai Oktober 2009 tersaji pada Tabel 2 di bawah ini:
Gambar 1 Tegangan Geser Hasil Running ANSYS ICEM CFD Untuk melakukan perhitungan tegangan geser, dilakukan variasi 3 kecepatan. Perhitungan laju
korosi menggunakan persamaan dari Solihin (2008):
Tabel 2 Data Tekanan Operasional Time
Operasional Pressure (psi)
Nov-08
798
Dec-08
795
Jan-09
792
Feb-09
795
Mar-09
800
Apr-09
800
May-09
800
Jun-09
792
Jul-09
792
Aug-09
750
Sep-09
752
Oct-09
748
Hasil perhitungan tegangan geser ditampilkan pada tabel berikut: Tabel 3 Perhitungan Laju Korosi dengan Menggunakan Tegangan Geser Jenis
Reducer 1
Reducer 2
V (ft/s) 14.56
0.002862578
t korosi (in) 5 thn 0.014
12.99
0.002133913
0.011
9.62
0.000932805
0.005
14.56
0.002214465
0.011
12.99
0.001645318
0.008
9.62
0.00063187
0.003
Cr (ipy)
(Sumber: JOB P-PEJ, 2009)
3
Jurnal Tugas Akhir Tabel 4 Perhitungan Laju Korosi dengan Menggunakan Tegangan Geser (lanjutan) Jenis
Reducer 3
Reducer 4
V (ft/s)
Cr (ipy)
t korosi (in) 5 thn
14.56
0.003617537
0.018
12.99
0.002730347
0.014
9.62
0.001222199
0.006
14.56
0.002389301
0.012
12.99
0.001769853
0.009
9.62
0.000769735
0.004
Hubungan antara kecepatan fluida dengan wall shear tersaji pada gambar berikut:
Langkah selanjutnya adalah menentukan variabel acak dan mencari parameter statistiknya. Variabel acak dan parameter statistiknya adalah: Tabel 5 Parameter Statistik Parameter Statistik Pressure Reducer 1 Reducer 2 Reducer 3 Reducer 4
Distribusi Data Smallest Extreme Value Smallest Extreme Value Normal Smallest Extreme Value Normal
μ
σ
793.1
12.09
0.01178
0.00293
0.00733
0.0035
0.01504
0.00391
0.00833
0.0035
Gambar 4 di bawah ini menunjukkan hasil simulasi Monte Carlo untuk tiap-tiap reducer pipeline. Simulasi dilakukan dengan 10000 random number generated.
Gambar 2 Grafik Hubungan Kecepatan Fluida dengan Wall Shear Sedang, grafik hubungan antara kecepatan fluida dan corrosion rate tersaji pada Gambar 3 berikut ini:
Gambar 4 Grafik Hubungan Jumlah Simulasi dengan PoF.
3.3 Analisa Konsekuensi dengan Metode Semi-Kuantitatif RBI Analisa konsekuensi dengan menggunakan metode semi-kuantitatif RBI diawali dengan penentuan jenis fluida representatifnya (dalam sistem ini fluidanya H2S). Sifat-sifat dari fluida representatif itu menurut Tabel 7.2 API RBI 581 adalah:
Gambar 3 Grafik Hubungan Kecepatan Fluida dengan Corrosion Rate 3.2 Perhitungan Indeks Keandalan Perhitungan indeks keandalan dimulai dengan melakukan penentuan moda kegagalan yang berlaku pada system. Moda kegagalan yang berlaku pada sistem ini adalah:
-
Berat molekul (gram/mol) : 34 Berat jenis (lb/ft3) : 61,993 Tingkat keadaan : Gas Temperatur autoignition (oF) : 500 Kapasitas panas ideal pada tekanan konstan (Btu/lbmol.oF) : 31.9 - Kapasitas panas ideal pada volume konstan (Btu/lbmol.oF) : 10,313 Langkah selanjutnya adalah menghitung laju terlepasnya fluida dengan menggunakan persamaan: 4
Jurnal Tugas Akhir
Dari perhitungan didapat hasil laju pelepasan fluida pada tiap lubang kebocoran (0,25 in; 1 in; 4 in dan 7 in) ditampilkan pada Tabel 6 berikut. Tabel 6 Perhitungan Laju Pelepasa Fluida Laju Pelepasan Fluida (lb/s) Ukuran Lubang (in)
Reducer 1 2 3 4
0,25
1
4
7
7.2691341 7.3906916 6.9692925 7.1313691
29.076537 29.562766 27.87717 28.525476
116.30615 118.25107 111.50868 114.1019
203.53576 206.93936 195.14019 199.67833
Berikut adalah grafik laju pelepasan fluida yang terjadi:
Gambar 5 Grafik Laju Pelepasan Fliuda untuk Tiap Reducer Pipeline Kemudian menghitung durasi kebocoran yang terjadi dengan menggunakan persamaan:
Hasil perhitungan durasi kebocoran dari alat tersaji pada Tabel 7 berikut ini:
Gambar 6 Estimasi Durasi Kebocoran untuk Tiap Reducer Pipeline Dalam metode RBI, jika dalam waktu 3 menit massa fluida representatif yang keluar lebih besar daripada 10000 lb, maka aliran tersebut termasuk ke dalam jenis kebocoran seketika. Sehingga didapatkan untuk tiap reducer pipeline mengalami kebocoran secara kontinyu. Setelah mengetahui durasi kebocoran, maka langkah selanjutanya adalah menentukan luas daerah akibat kebocoran. Luas daerah akibat kebocoran fluida representatif terdiri atas dua jenis, yaitu luas daerah kerusakan dan luas daerah berbahaya. Menurut Tabel 7.10 API RBI 581 persamaan yang digunakan untuk menentukan luas daerah kerusakan dan daerah berbahaya adalah sebagai berikut: - Luas Daerah Kerusakan
- Luas Daerah Berbahaya
Hasil perhitungan untuk luas daerah bahaya dan kerusakan ditampilkan pada tabel berikut: Tabel 8 Luas Daerah Kerusakan dan Luas Daerah Berbahaya
Tabel 7 Estimasi Durasi Kebocoran
Luas Daerah Kerusakan (ft2) Durasi Kebocoran (menit)
Reducer
Ukuran Lubang (in)
Reducer 0.25
1
4
7
1
1.146399718
0.28659993
0.07165
0.0409428
2
1.12754446
0.281886115
0.0704715
0.0402694
3
1.195721567
0.298930392
0.0747326
0.0427043
4
1.168546077
0.292136519
0.0730341
0.0417338
Ukuran Lubang (in) 0.25
1
4
7
1
1186.357625
4074.262609
13992.084
23024.291
2
1203.997979
4134.8442
14200.137
23366.647
3
1142.704594
3924.346673
13477.234
22177.093
4
1166.325927
4005.468514
13755.827
22635.525
Berikut adalah grafik estimasi durasi kebocoran yang terjadi:
5
Jurnal Tugas Akhir Tabel 9 Luas Daerah Kerusakan dan Luas Daerah Berbahaya Luas Daerah Berbahaya (ft2) Reducer
Ukuran Lubang (in)
Selanjutnya adalah menentukan fraksi kerusakan generik dengan cara membagi frekuensi kerusakan generik tiap lubang dengan jumlah total frekuensi kerusakan generik. Berikut adalah tabel fraksi kerusakan generik.
0.25
1
4
7
1
2420.053628
8907.61385
32786.705
55482.183
Tabel 11 Fraksi Kerusakan Generik
2
2458.075633
9047.563366
33301.824
56353.876
Fraksi Kerusakan Generik per Tahun
3
2326.101373
8561.799032
31513.847
53328.232
4
2376.915843
8748.834421
32202.278
54493.205
Untuk lebih jelasnya, hasil perhitungan pada Tabel 8 dan 9 di atas dibuat dalam bentuk grafik berikut:
Ukuran Lubang (in) 0.25
1
4
7
2,07E-01
6,09E-01
6,09E-02
3,45E-02
Berikutnya adalah menentukan konsekuensi kegagalan dengan cara mengalikan fraksi kerusakan generik pada Tabel 10 di atas dengan luas daerah akibat kebocoran pada Tabel 8 dan 9. Hasil perhitungan dari luas daerah konsekuensi kegagalan ditampilkan pada Tabel 12 berikut ini: Tabel 12 Luas Daerah Konsekuensi Kegagalan Luas Daerah Frekuensi Kegagalan (ft2)
0.25
1
4
7
Total Luas Daerah (ft2)
1
500.95
5424.74
1996.71
1914.13
9836.53
D
2
508.82
5509.97
2028.08
1944.21
9991.08
D
3
481.50
5214.13
1919.19
1839.82
9454.66
D
4
492.02
5328.04
1961.12
1880.02
9661.20
D
RP
Gambar 7 Luas Daerah Kerusakan untuk Tiap Reducer Pipeline
Ukuran Lubang (in)
Tipe Kons
Menurut Tabel B-3 pada API RBI 581, untuk total luas daerah antara 1000 ft2 – 10000 ft2 masuk dalam kategori konsekuensi D. Kemudian menentukan tingkat resiko yang merupakan kombinasi dari kategori kemungkinan kegagalan dan kategori konsekuensi kegagalan. Tingkat resiko yang dihasilkan adalah seperti pada Tabel 13 berikut: Tabel 13 Hasil Analisa Resiko Metode Semi Kuantitatif RBI
Gambar 8 Luas Daerah Berbahaya untuk Tiap Reducer Pipeline Langkah selanjutnya adalah menghitung frekuensi kerusakan generik. Nilai frekuensi kerusakan generik diambil dari sejarah pemakaian peralatan yang dianalisa. Untuk hal ini, menurut Tabel 8.1 API RBI 581 peralatan mempunyai frekuensi kerusakan generik sebagai berikut: Tabel 10 Frekuensi Kerusakan Generik Frekuensi Kerusakan Generik per Tahun
0.25
1
4
7
Jumlah Total Frek Generik
6,00E-08
2,00E-07
2,00E-08
1,00E-08
2,9E-07
Ukuran Lubang
0.50
Tipe Kegagalan 5
Total Luas Daerah (ft2) 9836.5336
2
0.46
1
9991.0776
D
3
0.49
4
9454.6559
D
4
0.47
2
9661.196
D
RP
PoF
1
Tipe Kons. D
Dari hasil yang diperoleh pada Tabel 13 di atas maka dapat ditentukan matrik resikonya. Berikut adalah distribusi tingkat resiko tiap reducer pipeline.
6
Jurnal Tugas Akhir Tinggi (0,484% - 0,500%)
Likelihood Of Failure
MATRIK RESIKO
5
R#1
4
R#3
Menengah Tinggi (0,476% - 0,484%)
Menengah (0,468% - 0,476%)
3 2
R#4
1
R#2 A
B
C
D
Rendah (0,460% - 0,468%)
Consequence of Failure
Gambar 9 Distribusi Tingkat Resiko Reducer Pipeline pada Matriks Resiko Semi-Kuantitatif RBI Dari Gambar 9 di atas, maka dapat kita katakan bahwa semua reducer pipeline mempunyai consequence of failure yang sama, yaitu pada kategori D. Namun untuk likelihood of failure mempunyai tingkatan yang berbeda. Setelah mengetahui distribusi tingkat resiko untuk tiap reducer pipeline, maka langkah selanjutnya adalah merencanakan inspeksi yang sesuai. Berdasarkan hasil analisa resiko di atas maka integritas inspeksi dapat dilihat pada tabel di bawah ini: Tabel 14 Integritas Inspeksi Pada Peralatan Statis RBI Jenis Konsekuensi
1
Tinggi
2
Menengah
3
Rendah
Peluang Kegagalan
Konsekuensi Kegagalan
Metode Inspeksi
Frekuensi Inspeksi
Tinggi Tinggi Tinggi Menengah Menengah Menengah Rendah Rendah Rendah
Tinggi Menengah Rendah Tinggi Menengah Rendah Tinggi Menengah Rendah
U.T U.T U.T U.T U.T U.T U.T U.T U.T
12 bulan 12 bulan 12 bulan 24 bulan 30 bulan 30 bulan 30 bulan 36 bulan 48 bulan
Luas Area Inspeksi Penuh Parsial Kecil Penuh Parsial Kecil Penuh Parsial Kecil
Frekuensi pemeriksaan pada tiap reducer pipeline berdasarkan Tabel 15 di atas adalah sebagai berikut:
E
No.
Tabel 15 Hasil Uji Tingkat Kekritisan Untuk Tipe Kegagalan
Jenis Inspeksi Internal Entry External NDT Internal Entry External NDT Limited Internal Inspections Limited Internal Inspections External Inspection Process review
Metode inspeksi yang paling tepat untuk tingkat resiko ini adalah eksternal Non Destructive Test (NDT), yaitu: 1. Ultrasonic Straight Beam Test Untuk mengukur dan mendeteksi ketebalan material sehingga mampu menjelaskan kondisi material. 2. Radiography Examination Mendeteksi adanya diskontinuitas sehingga mampu memberikan jawaban yang lebih baik dari kedua pengujian di atas.
- Reducer pipeline 1: 12 bln (1 thn sekali) - Reducer pipeline 2: 30 bln (2,5 thn sekali) - Reducer pipeline 3: 24 bln (2 thn sekali) - Reducer pipeline 4: 30 bln (2,5 thn sekali) Apabila kombinasi kedua metode pengujian dan frekuensi pemeriksaan tersebut diaplikasikan maka dapat memberikan hasil yang akan lebih memuaskan. 4. KESIMPULAN DAN SARAN 4.1 Kesimpulan Beberapa kesimpulan yang dapat diambil dari proses analisa yang telah dilakukan adalah sebagai berikut: 1. Peluang kegagalan (PoF) dengan simulasi Monte Carlo pada masing-masing reducer pipeline adalah sebagai berikut: - Reducer pipeline 1 (R#1) mempunyai peluang kegagalan sebesar 0,50% - Reducer pipeline 2 (R#2) mempunyai peluang kegagalan sebesar 0,46% - Reducer pipeline 3 (R#3) mempunyai peluang kegagalan sebesar 0,49% - Reducer pipeline 4 (R#4) mempunyai peluang kegagalan sebesar 0,47% 2. Hasil penentuan tingkat resiko menggunakan metode semi-kuantitatif RBI untuk tiap reducer pipeline yang dianalisa adalah sebagai berikut: - Reducer pipeline 1 (R#1) mempunyai tingkat Resiko Tinggi (5D) - Reducer pipeline 2 (R#2) mempunyai tingkat Resiko Menengah (1D) - Reducer pipeline 3(R#3) mempunyai tingkat Resiko Menengah Tinggi (4D) - Reducer pipeline 4 (R#4) mempunyai tingkat Resiko Menengah (2D)
7
Jurnal Tugas Akhir 3. Teknik inspeksi yang efektif dengan resiko menengah ke atas adalah dengan Ultrasonic Straight Beam, Radiography dan Visual Testing. Frekuensi pemeriksaan pada tiap reducer pipeline berdasarkan uji tingkat kekritisan yang terjadi adalah sebagai berikut: - Frekuensi inspeksi untuk reducer pipeline 1 (R#1) adalah 12 bulan (1 tahun sekali) - Frekuensi inspeksi untuk reducer pipeline 2 (R#2) adalah 30 bulan (2,5 tahun sekali) - Frekuensi inspeksi untuk reducer pipeline 3 (R#3) adalah 24 bulan (2 tahun sekali) - Frekuensi inspeksi untuk reducer pipeline 4 (R#4) adalah 30 bulan (2,5 tahun sekali) 4.2 Saran Beberapa hal yang dapat dijadikan saran yang sifatnya membangun penulisan Tugas Akhir ini adalah sebagai berikut: 1. Metode yang digunakan dalam mencari keandalan sistem dapat divariasikan dengan menggunakan metode lain; 2. Sebaiknya dilakukan penelitian lebih lanjut untuk menganalisa level 3 kuantitatif RBI dan juga perlu dilakukan analisa oleh team sehingga lebih memudahkan pekerjaan HIRA (Hazard Indentification and Risk Assessment). 5.
DAFTAR PUSTAKA American Petroleum Institute (API 581). 2001. Risk-Based Inspection - Base Resource Document, API Publishing Service, Washington, D.C
Hydrocarbons and Other Liquids. New York. Azhar, A. F. 2006. “Analisa Resiko Offshore Pipeline dengan Menggunakan Metode RBI (Risk Based Inspection)”. Tugas Akhir Jurusan Teknik Kelautan ITS. Huang, Y. dan Ji, D. 2008. “Experimental Study on Seawater-Pipeline Internal Corrosion Monitoring System”. Sensors and Actuators B: Chemical. Vol. 135 : 375-380. Joint Operating Body Pertamina-Petrochina East Java. 2004. Sukowati-Mudi Pipeline Project. Tuban Joint Operating Body Pertamina-Petrochina East Java. 2009. Sukowati-Mudi Pipeline Project. Tuban Munson, B. R., Donald F.Y. dan Theodore H.O., 2002. Fundamentals of Fluid Mechanics, Fourth Edition. John Wiley & Sons, Inc., USA. Rosyid, D. M. 2007. Pengantar Rekayasa Keandalan; Airlangga University Press; Surabaya. Rouza, E. S. 2009. “Analisis Pola Aliran Terhadap Pengaruh Variasi Flange Pipa Penyalur Hidrokarbon”. Tugas Akhir Jurusan Teknik Kelautan ITS. Swierzawski dan Tadeusz J. 2000. “Flow of Fluids Chapter B8”. Burlington, Massachusets. www.4shared.com.
American Society of Mechanical Engineers. 2002. ASME B31.4: Pipeline Transportation System for Liquid
8
