BAB IV Studi Kasus
Pada bab ini dilakukan studi kasus untuk menghitung kategori resiko dalam sebuah pipeline. Pada kesempatan kali ini penulis mengambil pipeline milik Vico Indonesia sebagai contoh untuk perhitungan kategori resiko. Pipeline yang diambil tersebut merupakan sebuah pipeline yang melintas pada jalan yang terletak pada daerah Handil – Badak. Letak dari pipeline tersebut dapat dilihat pada gambar dibawah ini.
133
Gambar 5. 1 Sistem Pipeline milik Vico Indonesia
134
Berdasarkan gambar diatas, pembagian segmen dilakukan sepanjang pipeline. Dimana pada setiap segmen diambil daerah yang memiliki lokasi yang kritis dan mempunyai sifat yang sama sepanjang segmen. Pembagian segmen dilakukan dengan memotong pipeline didaerah yang melewati jalan. Dimana pembagian pada daerah yang melewati jalan tersebut dilakukan dengan memperhatikan beban fatigue yang mungkin terjadi. Dibawah ini ditunjukkan bagian pipeline yang akan kita hitung kategori resikonya. Dimana pada gambar dibawah ini dapat kita lihat bahwa pipeline tersebut melintasi jalan. Untuk lebih jelasnya dapat dilihat pada gambar dibawah ini.
Gambar 5. 2 Pipeline yang melintasi jalan
Dibawah ini akan ditunjukkan data umum yang digunakan untuk perhitungan dan hasil perhitungan dengan menggunakan methodologi Muhlbaeur dan API 581.
5.1 Data Perhitungan Dibawah ini ditunjukkan data – data yang digunakan untuk menghitung kategori resiko dari pipeline. Pipeline – pipeline yang dianalisis tersebut terdapat dalam satu tempat yang melintasi jalan. Pipeline – pipeline tersebut dapat dilihat pada tabel dibawah ini.
135
Tabel 5. 1 Pipeline Pada PK 30+350 Pipeline No 1
NPS
Crossing ID PK
Service
30+350
Pipeline Location
20"
Gas
Handil - Nilam
12"
Condensate
Tatun - PK 1.4 (Handil)
42"
Gas
PK 0.7 - Badak
Tabel 5.2 Data Pipeline Pada PK 30+350 Crossing ID : 30+350 Description
20" Gas Handil -
12" Cond Tatun - PK 1.4
42" Gas PK 0.7 -
Nilam
(Handil)
Badak
PK 30+300
PK 15+250
KP 45+531
PK 30+350
PK 15+200
KP 45+631
20
12
42
20
12.75
42
Thickness (in)
0.438
0.25
0.705
Material
API 5LX GR 56
API 5LX GR 60
API 5LS GR 70
Stress (Psi)
33600
36000
42000
Year of Installation
1982
1997
1998
1453
696
1409.5
1320.91
632.73
1281.36
Temperature (0F)
120
120
120
Hidrotest Pressure
1816.25
870.00
1761.88
Pipeline Section at Road Crossing (Begin ID) Pipeline Section at Road Crossing (End ID) Nominal Diameter of Pipe (in) Outside Diameter of Pipe (in) Design Wall
60% Spesific Minimum Yield
Design Pressure (psi) Max. Operating Pressure (psi) Design
136
Crossing ID : 30+350
(psi) Operating Pressure (psi)
800
351
929
25367.83359
10726.86961
27951.85902
105
86
93.7
14.7
14.7
14.7
Temperature (0F)
82
82
82
Buried Depth (in)
59.06
53.15
27.56
>400
>400
>400
6
6
6
Operational Stress (psi) Operating Temperature (°F) Ambient Pressure (psi) Ambient
One mile population count Population Type
Dibawah ini akan ditunjukkan dua metode perhitungan yaitu metode Muhlbaeur dan API 581. Untuk lebih jelas tentang hasil perhitungan kedua metode tersebut dibawah ini.
5.2 Metode Muhlbaeur Dibawah ini ditunjukkan contoh perhitungan dengan menggunakan metode Muhlbaeur. Dimana untuk setiap factor yang diperhitungkan dalam metode ini ditunjukkan dalam tabel dibawah ini.
Tabel 5.3 Perhitungan Kategori Resiko untuk 20” Handil – Nilam Gas Pipeline
137
138
139
140
141
142
143
Dengan cara yang sama dengan diatas didapatkan hasil perhitungan untuk pipeline 12” Condensat dan 42” Gas. Seperti yang dijelaskan diatas bahwa dalam satu daerah yang terlintas oleh jalan, terdapat tiga buah pipeline yang dianalisis. Untuk mengkategorikan resiko dari daerah pelintasan jalan tersebut, diambil kategori resiko yang paling tinggi dari pipeline tersebut.
Tabel 5.4 Hasil Perhitungan Kategori Resiko PK 30+350 Metode Muhlbaeur No
Crossing ID
1
PK 30+350
Pipeline NPS
Service
20"
Gas
12"
Condensate
42"
Gas
Pipeline Location Handil - Nilam Tatun - PK 1.4 (Handil) PK 0.7 - Badak
144
Pipeline Risk
Road Crossing Risk
2B (Low) 2A (Low) 2E 2E (Medium – High)
(Medium – High)
5.3 Metode API 581 Dibawah ini ditunjukkan contoh perhitungan dengan menggunakan metode 581. Dimana untuk setiap faktor yang diperhitungkan dalam metode ini ditunjukkan dalam tabel dibawah ini.
145
Tabel 5.5 Hasil Perhitungan Kategori Resiko 20” Gas Pipeline
146
147
148
Dengan menggunakan cara yang sama dengan diatas dapat dilihat hasil untuk ketiga pipeline.
Tabel 5.6 Hasil Perhitungan Kategori Resiko PK 30+350 Metode API 581 No
Crossing ID
1
PK 30+350
Pipeline NPS
Service
20"
Gas
12"
Condensate
42"
Gas
Pipeline Location Handil - Nilam
Pipeline Risk
Road Crossing Risk
2E (Medium – High)
Tatun - PK 1.4
2E (Medium –
2E
(Handil)
High)
(Medium – High)
PK 0.7 - Badak
149
2E (Medium – High)
