23

ANALISA RESIKO SOSIAL PADA JALUR PIPA LNG

TELUK BENOA BALI

Nur Hayati*, Ir. Dwi Priyanta M.SE,**, Prof. Dr. Ketut Buda Artana, S.T., M.Sc.** *)Mahasiswa Teknik Sistem Serkapalan. **) Dosen Teknik Sistem Perkapalan FTK ITS

Abstrak

Penelitian ini membahas tentang proses desain pipa gas serta analisa resiko sosial pada jalur pipa gas

alam dari Terminal Regasifikasi LNG di Pelabuhan Teluk Benoa, menuju PLTG, yang direncanakan akan

dibangun di lokasi PLTD Pesanggaran, Bali. Desain Pipa akan melewati lokasi-lokasi pemukiman yang

telah disegmentasi berdasarkan kepadatan penduduk dan kondisi lingkungan. Material Pipa telah

didapatkan melalui serangkaian tahapan perhitungan sehingga dipilih spesifikasi API 5L X52 seamless

steel dengan diameter dalam 22 inch, diameter luar 24 inch, serta ketebalan 0.969 inch. Analisa Resiko

yang dilaksanakan menggunakan pendekatan Quantitative Risk Assessment dan metode Event Tree untuk

identifikasi konsekuensi yang mungkin timbul. Kemudian simulasi konsekuensi yang mungkin timbul pada

masing-masing segmen disepanjang jalur pipa gas juga telah dibangun menggunakan ShellFRED dengan

fokus analisa pada peristiwa Jet Fire dan Explosion akibat kebocoran dan pecahnya pipa gas. Dari

simulasi tersebut diperoleh hasil bahwa jalur pipa tersebut relatif aman jika terjadi bocor dan pecah. Hasil

tersebut disajikan dalam kurva FN dan hanya pada koneskuensi Jet Fire dengan lubang 0.3 m dan

Explosion saja yang diperlukan beberapa mitigasi.

Kata Kunci: Desain pipa gas, Resiko Sosial, Jet Fire, Explosion, FN Curve

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

Pembangkit listrik di Bali masih belum

mencukupi kebutuhan energi listrik di Bali

sehingga masih mengandalkan suplai

tambahan dari pembangkit-pembangkit yang

berada di pulau jawa. Karena itu PLN

berinisiatif untuk menyuplai kebutuhan listrik

di Bali secara mandiri salah satu cara yang

digunakan adalah mendapatkan bahan bakar

gas dari Ladang Tangguh ke Bali sehingga

Bali membutuhkan terminal penerima LNG

untuk bongkar muat yang kemudian LNG

diubah ke dalam bentuk Gas Alam Murni dan

dialirkan ke PLTG Pesanggaran Bali.

Pemilihan letak terminal penerima dan

Unit Regasifikasi LNG yang paling optimal

adalah pada Teluk Benoa Bali karena letaknya

yang dekat dengan PLTG Pesanggaran

sehingga distribusi Gas Alam lebih ekonomis

dengan menggunakan pipeline dibandingkan

dengan sistem distribusi yang lain.

Jalur pipa Gas Alam dari pelabuhan ke

terminal penerima ke PLTG Pesanggaran Bali

direncanakan mengikuti jalur pipa minyak

solar untuk PLTD di lokasi yang sama dan

dapat dipastikan melewati pemukiman

penduduk sehingga bila terjadi kecelakan akan

mengakibatkan kerugian yang sangat besar

baik itu materiil maupun korban jiwa. Oleh

karena itu untuk meminimalkan resiko tersebut

perlu diadakan studi teknis dahulu mengenai

penyebab-penyebab dan risiko-risiko apa saja

yang mungkin terjadi, juga seberapa besar

kemungkinan-kemungkinan tersebut dapat

terjadi dan juga seberapa besar bahaya yang

dapat ditimbulkan akibat terjadinya

kecelakaan-kecelakaan yang terjadi pada

sepanjang jalur pipa di pelabuhan, hingga ke

PLTG Pesanggaran tersebut.

Untuk menganalisa resiko-resiko dari

desain jalur pipa yang direncanakan, dalam

skripsi ini penulis mencoba untuk mendesain

jalur pipa sesuai kebutuhan Pembangkit di

PLTG serta menampilkan risk

24

assessment untuk melihat risiko yang di

timbulkan oleh desain pipeline tersebut

terhadap lingkungan dan terutama kepada

keselamatan jiwa penduduk sekitar. Selain itu,

dari penelitian ini diharapkan dapat

memberikan gambaran pengelolaan resiko

yang dianjurkan untuk meminimalkan resiko

kematian.

1.2. Perumusan Masalah

Permasalahan pokok pada penelitian ini antara

lain:

1. Bagaimana mendesign jalur pipa Gas

alam antara terminal penerima dan

Regasifikasi LNG ke PLTG

Pesanggaran

2. Bagaimana mengaplikasikan risk

assessment pada segmen-segmen pipa di

jalur operasi dari terminal penerima dan

unit regasifikasi di pelabuhan Teluk

Benoa, menuju PLTG Pesanggaran

3. Risiko apa saja yang akan terjadi pada

jalur pipa yang telah didesain.

4. Bagaimana tingkat fatalitas dan toleransi

dari masing-masing segmen pipa untuk

skenario Jet fire dengan size holes

0.0025 inch, 0.1inch, dan 0,3 inch,

Explosion, dan Dispersion.

5. Apa saja rekomendasi yang akan

diberikan dari hasil societal risk

assessment terhadap jalur pipa Gas

Alam tersebut terkait dengan risiko yang

terjadi.

1.3. Batasan Masalah

Untuk menegaskan dan lebih memfokuskan

permasalahan yang akan dianalisa dalam

penelitiaan skripsi ini, maka akan dibatasi

permasalahan-permasalahan yang akan

dibahas sebagai berikut :

1. Risiko-risiko yang akan diukur adalah

risiko tentang Jet fire, Explosion dan

Dispersion pada jalur pipa Gas Alam saat

distribusi sedang berlangsung.

2. Jalur pipa pada penulisan skripsi ini

Didesain mengikuti Jalur Pipa Bahan

Bakar Pelabuhan Benoa – PLTD

Pesanggaran dan di bagi menjadi beberapa

segmentasi berdasarkan kepadatan

penduduk

3. Design yang di lakukan hanya pada jalur

pipa dari terminal penerima dan unit

regasifikasi LNG ke PLTG Pesanggaran

4. Letak Pemilihan Terminal Penerima dan

Unit Regasifikasi LNG adalah mengacu

pada penelitian sebelumnya.

1.4. Tujuan Penulisan

Tujuan yang ingin dicapai dari skripsi ini

antara lain:

1. Mendapatkan design pipelines jalur

distribusi Gas Alam dari terminal

penerima dan regasifikasi LNG ke PLTG

Pesanggaran Bali

2. Mendapatkan nilai-nilai risiko dari risk

assessment pada jalur pipa LNG

3. Mendapat nilai fatalitas dan toleransi dari

masing-masing segmentasi jalur pipa

berdasarkan simulasi masing-masing

konsekuensi

4. Mendapatkan rekomendasi dari societal

risk assessment yang telah di lakukan

1.5. Manfaat Penulisan

Dari penelitian ini diharapkan dapat

bermanfaat bagi berbagai pihak yang

membutuhkan. Adapun manfaat yang dapat

diperoleh antara lain:

1. Mengetahui hal-hal apa saja yang dapat

membahayakan pada proses distribusi gas

melalui jalur pipa gas alam dan risiko-

risiko apa saja yang dapat terjadi pada

sepanjang jalur pipa gas tersebut.

2. Mengetahui seberapa besar bahaya yang

dapat ditimbulkan akibat beroperasinya

jalur pipa distribusi gas di daerah Teluk

Benoa, Bali, sehingga dapat dijadikan

dasar kewaspadaan pihak-pihak yang

berkepentingan

25

II. TINJAUAN PUSTAKA

II.1 Umum

Pulau Bali adalah bagian dari

Kepulauan Sunda Kecil sepanjang 153 km dan

selebar 112 km sekitar 3,2 km dari Pulau Jawa.

Secara astronomis, Bali terletak di 8°25′23″

Lintang Selatan dan 115°14′55″ Bujur Timur

yang membuatnya beriklim tropis seperti

bagian Indonesia yang lain.

Gambar 2.1 Pulau Bali

Beban listrik di Bali saat ini sekitar

600 MW, dengan pertumbuhan normal 7%

setiap tahunnya Berdasarkan data PLN Bali,

pasokan listrik di Pulau Dewata sebesar 620

MW saat ini diperoleh dari kabel bawah laut

(200 MW), PLTG Gilimanuk (130 MW),

PLTG Pemaron (135 MW), dan PLTG

Pesanggaran 155 MW. Beban puncak rata-rata

pada siang hari mencapai 440 MW. Sedangkan

untuk malam hari, ada kekurangan daya

sampai 37,5 MW. Kekurangan itu membuat

sejumlah daerah di Bali masih terkena

pemadaman bergilir, terakhir terjadi pada

Maret 2011.

II.2 Risk Assessment

Risk assessment merupakan suatu cara

pengujian risiko dengan cara mengidentifikasi

kejadian-kejadian yang mungkin terjadi dan

memberikan sebuah nilai bahaya dalam skala

tertentu. Di dalam sebuah risk assessment

dilakukan juga identifikasi terhadap faktor

penyebab dari setiap kejadian, dimana terdapat

beberapa macam faktor yang mungkin terjadi.

Pengertian daerah ALARP (As Low As

Reasonably Practicable) merupakan

perbatasan antara risiko itu dapat diterima atau

tidak, akan tetapi masih dapat diterima dan

merupakan batas minimal suatu risiko untuk

dapat diterima [8]. Upaya pengurangan dari

risiko harus diimbangi dengan analisa

biayanya. Apabila perkiraan risiko masih tidak

dapat diterima, maka usaha untuk mengurangi

risiko dapat dilakukan dengan 3 cara, yaitu

diantaranya:

1. Mengurangi frekuensi

2. Mengurangi konsekuensi, atau

3. Sebuah kombinasi dari keduanya.

II.3 Risiko (Risk)

Risiko didefinisikan sebagai

probabilitas dari suatu peristiwa yang

menyebabkan kerugian dan besarnya potensi

kerugian itu [6]. Secara umum dari risiko

sering diekspresikan sebagai hubungan

matematis antara kemungkinan kejadian

dengan konsekuensi yang dihadapinya:

Risiko = (kemungkinan kejadian) x

(konsekuensi kejadian)

Risiko = Probabilitas x Konsekuensi

Risiko harus diusahakan agar sekecil

mungkin (berada pada zona hijau dan

Perhitungan pengurangan frekuensi harus

diprioritaskan sebelum perhitungan

pengurangan konsekuensi.

Gambar 2.2. Kriteria Penerimaan Risiko

Proses dari analisa risiko ini terdiri dari

empat langkah dasar antara lain[7]:

Risk can not be justified save in extraordinary

circumstances

Intolerable

region

The ALARP or tolerable region (risk is undertaken for

benefit received)

Acceptable region-no need detail working to

justify ALARP

Tolerable if only risk reduction is impracticable or its cost is grossly disproportionate to the

improvement gain

Tolerable if cost of reduction would exceed the improvement gain

Necessary to maintain assurance that risk remains at this level

26

1. Identifikasi Bahaya (Hazard)

2. Perkiraan Frekuensi

3. Perkiraan Konsekuensi

4. Evaluasi Risiko

II.4 Hazard

Hazard atau potensi bahaya

didefinisikan sebagai karakteristik atau

kelompok karakteristik yang memberikan

potensi kerugian secara spesifik. Kerugian

yang dimaksud antara lain Mudah Terbakar

(Flammability) dan toksisitas (Toxicity)

Beberapa metodologi yang tersedia untuk

mengidentifikasi bahaya dan ancaman dalam

cara yang formal dan terstruktur. Metode-

metode tersebut diantaranya adalah HAZOP

(Hazard and Operability), Analisa Event-Tree,

dan Analisa Fault-Tree dan lain-lain[6].

II.5 Konsekuensi

Konsekuensi menunjukkan kehilangan

dari sesuatu hal. Banyak aspek potensi

kerugian yang mudah diukur. Dalam ledakan

kita bisa mengukur kerugian seperti bangunan

rusak, kendaraan, dan properti lainnya; biaya

gangguan layanan, biaya produk hilang; biaya

dari pembersihan, dan sebagainya.

Konsekuensi kadang-kadang dikelompokkan

ke dalam kategori langsung dan tidak

langsung, di mana biaya langsung termasuk

properti kerusakan.

II.6 Konsekuensi Pada Jalur Pipa gas

Konsekuensi yang terjadi pada jalur pipa

gas antara lain Jet Fire, Dispersion, dan

Explosion.

II.6.1 Jet Fire

Jet Fire adalah suatu peristiwa pada

pipa Gas yang disebabkan gas atau fluida yang

berada dalam kondisi termampatkan dari

tangki penyimpanan atau saluran pipa,

material-material yang terkandung akan keluar

dari lubang akan membentuk semburan gas

atau cairan dan bercampur dengan udara.

Dalam bentuk gas, jika gas yang mudah

terbakar bertemu dengan sumber letupan yang

kemudian menjadikan gas tersebut berada

pada konsentrasi yang mudah terbakar

(ignition) maka akan terbentuk Jet Fire atau

semburan api.

Gambar 2.3 Jet Fire

II.6.2 Gas dispersion

Gas dispersion merupakan penyebaran

gas yang mungkin terjadi pada Pipa Gas

karena kebocoran pada permukaan pipa dan

dapat menyebabkan kontaminasi gas di udara

serta menyebar tergantung pada kondisi udara

di sekitar pipa.

Gambar 2.4 gas dispersion

Faktor-faktor yang mempengaruhi

penyebaran gas tersebut antara lain suhu

udara, kecepatan angin, arah angin, dan

kelembapan. Gas dispersion akan menjadi

sesuatu yang sangat berbahaya jika

kontaminasi dari gas telah melampaui batas

yang dapat mengganggu pernapasan manusia.

Jika hal tersebut terjadi maka akan

mengakibatkan kematian pada manusia yang

menghisap gas tersebut dalam waktu beberapa

lama. Hal tersebut dikarenakan kurangnya

oksigen yang bisa dihirup manusia dan juga

kandungan berbahaya pada gas yang dapat

membuat manusia menjadi lemas.

27

II.6.3 Explosion

Jika terjadi pelepasan gas dari pipa gas

ke udara dapat terjadi beberapa kemungkinan

bahaya antaranya jetfire, explosion, flash fire

dan gas dispersion.

Gambar 2.5 Explosion

II.7 Societal Risk assessment

Societal risk menimbang besar risiko

kerja suatu sistem dengan mempertimbangkan

kemungkinan fatalities yang terjadi. Tidak

hanya kejadian yang tidak diinginkan, namun

juga jumlah pekerja dan masyarakat yang

terkait dengan risiko tersebut turut

dipertimbangkan. Penilaian ini menggunakan

pandangan suatu kelompok masyarakat dalam

menilai suatu risiko, oleh karena itu

masyarakat diperlakukan secara berkelompok

dengan tanpa pertimbangan pada tiap individu

selama berkelompok. Societal risk dapat juga

menggambarkan lingkup dari Average Societal

Risk (ASR) yang juga dikenal dengan Potential

Loss of Life (PLL)

II.8 FN Curve

Saat frekuensi dari suatu kejadian

yang menyebabkan jumlah N kematian

digambarkan dalam sebuah grafik fungsi

banyak N akan menghasilkan kurva FN. Kurva

FN ini menunjukkan bahwa suatu risiko dinilai

berdasarkan nilai kehilangan hidup pertahun.

Gambar 2.6 Kurva FN dengan Standar DNV

Sumbu X pada kurva FN

menggambarkan nilai Number of Fatalities

atau angka kematian di suatu daerah.

Kemungkinan besar angka kematian dapat

diketahui dari jumlah penduduk yang berada di

zona berbahaya dekat sumber risiko. Oleh

karena itu, untuk mengetahui banyak angka

kematian, besar konsekuensi area yang akan

terkena dampak harus diketahui terlebih

dahulu.

Gambar 2.7 Kriteria penerimaan risiko F-N

curve

28

III. METODOLOGI PENELITIAN

Gambar 3.1 Diagram Alir Pengerjaan Skripsi

Berikut ini adalah penjelasan dari gambar 3.1

mengenai alur pengerjaan skripsi yang

dilakukan.

III.1 Identifikasi Permasalahan

Langkah pertama yang diambil adalah

mengidentifikasi masalah yang terjadi. Dalam

penulisan ini skripsi ini masalah yang diambil

adalah jalur pipa gas dari terminal penerima

LNG sampai ke PLTG Pesanggaran akan

membawa risiko terbakar dan meledak. Risiko

yang terjadi pada pipeline tersebut harus

diukur untuk mengetahui sejauh mana dampak

yang ditimbulkan terutama terhadap

keselamatan jiwa penduduk.

III.2 Studi Literatur

Studi literatur merupakan tahap pembelajaran

mengenai teori-teori dasar yang akan dibahas

pada penulisan skripsi ini. Studi literatur

didapatkan dari pencarian pada sumber

referensi yang dapat berupa buku, paper,

journal, modul ajar, dan lain-lain yang

mendukung bahasan skripsi ini. Kemudian

juga mempelajari software Shell FRED 4.0

untuk membantu pengerjaan skripsi ini karena

software tersebut merupakan software

pembantu utama yang diguanakan dalam

skripsi ini.

III.3 Data

Pengumpulan data diperlukan untuk

mengetahui karakteristik LNG serta kepadatan

penduduk pada jalur pipa LNG tersebut. Data

yang diperlukan pada penulisan skripsi ini

antara lain

Data kepadatan penduduk

Desain dan lay-out jalur pipa dari terminal

penerima LNG sampai PLTG

Pesanggrahan Bali

Data pipa

III.4 Desain Pipa

Sebelum dilakukan risk assessment tentunya

harus dilakukan desain pipa dari terminal

penerima ke PLTG Pesanggaran, desain pipa

LNG dilakukan berdasarkan pipa HSD dari

Benoa ke PLTU Pesanggaran

III.5 Identifikasi Segmentasi Pipeline

Sebelum dilakukan analisa risiko perlu

dilakukan segmentasi terhadap jalur pipa pada

jalur distribusi LNG, segmentasi pada

penulisan skripsi ini berdasarkan kepadatan

penduduk.

III.6 Analisa Risiko

Setelah data didapat dan dilakukan desain jalur

pipa LNG dari terminal penerima ke PLTG

Pesanggaran maka dapat dilakukan analisa

risiko

III.7 Analisa Frekuensi

Perkiraan frekuensi dilakukan dengan

melakukan studi literatur pada riset-riset yang

telah dilakukan sebelumnya dan pada data-

data yang telah ada. Dari studi literatur

tersebut akan dianalisa berapa banyak

frekuensi akan terjadi pada setiapa kejadian.

Selain dengan menggunakan data-data yang

telah ada, frekuensi juga didapatkan dengan

melakukan perhitungan berdasarkan skenario

yang ada.

Studi literatur

mulai

Identifikasi

Permasalahan

Identifikasi

segmentasi pipa

Analisa frekuensiAnalisa

Konsekuensi

Societal Risk

Assessment

Resiko dapat

diterima

Kesimpulan dan

saran

selesai

· Jurnal

· Tugas Akhir

· Class Standard

· Website

Risk

Mitigation

Desain pipa

Risk kriteria

Hazard identifikasi

Data

tidak

ya

29

III.8 Analisa Konsekuensi

Perkiraan konsekuensi dilakukan dengan

melakukan simulasi pemodelan dengan

menggunakan software Shell Fred 4.0.

Software tersebut digunakan untuk

menghitung konsekuensi yang mungkin terjadi

pada setiap skenario yang dibuat.

III.9 Risk Mitigation

Dalam tahapan akhir yang mungkin dilakukan

adalah proses mitigasi, yaitu proses untuk

mengurangi risiko dari daerah yang tidak dapat

diterima menjadi masuk dalam daerah yang

bisa diterima atau setidaknya daerah ALARP

III.10 Kesimpulan dan Saran

Langkah terakhir adalah membuat kesimpulan

dari keseluruhan proses yang telah dilakukan

sebelumnya serta memberikan jawaban atas

permasalahan yang ada. Selanjutnya setelah

membuat kesimpulan adalah memberikan

saran berdasarkan hasil analisa untuk dijadikan

dasar pada penelitian selanjutnya, baik terkait

secara langsung pada skripsi ini ataupun pada

data-data dan metodologi yang nantinya akan

direferensi

IV. ANALISA DATA DAN

PEMBAHASAN

IV.1 Desain Pipelines

Dalam bab ini akan di bahas mengenai

desain jalur pipa yang akan direncanakan.

Seperti yang terlihat pada Gambar 4.1 Jalur

pipa gas tersebut akan bermula di Terminal

LNG di pelabuhan Benoa menuju ke PLTD

Pesanggaran.

Gambar 4.1 Desain Jalur Pipa

Pada gambar 4.1 ditunjukkan jalur pipa

gas dengan garis merah. Pipa tersebut akan

melewati kawasan padat pekerja, cagar alam,

dan pemukiman penduduk. Titik kuning pada

gambar tersebut menunjukkan letak bangunan

yang berpenghuni atau merupakan tempat

beraktivitas.

Jalur Pipa LNG yang direncanakan akan

melewati daerah padat di Pelabuhan, Kawasan

Wisata, dan Daerah Padat Penduduk.

Berdasarkan hal tersebut maka Jalur pipa

tersebut diklasifikasikan dalam bentuk 3 Zona

seperti yang diperlihatkan pada Gambar 4.2

Gambar 4.2 Zoning Jalur Pipa

Nilai yang ditetapkan untuk masing-

masing zona di Gambar 4.2 digambarkan pada

Tabel 4.1 berikut.

Tabel 4.2 Pembagian dan Angka Design

Factor

IV.1.1 Data Fluida dan Lingkungan

Sebagaimana telah dijelaskan pada

bab-bab sebelumnya bahwa Jalur Pipa

direncanakan untuk transmisi NG yang mana

memiliki kandungan seperti yang

dikemukakan pada Tabel 4.2 dibawah.

SEGMEN CLASS KETERANGAN KAWASAN DESIGN FACTOR, F

1 4

Pelabuhan, Dermaga,

Perkantoran, Pergudangan,

Rumah Tinggal, Jalan Raya

0.4

2 2

Kawasan Wisata,

Penangkaran Satwa, Rumah

Tinggal, Jalan Raya

0.6

3 4

Perkantoran, Pergudangan,

Rumah Tinggal, Pabrik,

Pembangkit Listrik, Jalan

Raya

0.4

4 4

Perkantoran, Pergudangan,

Rumah Tinggal, Pabrik,

Pembangkit Listrik, Jalan

Raya

0.4

30

Tabel 4.3 Fluid Properties

Sedangkan data lingkungan kawasan

pelabuhan benoa dan PLTD diasumsikan

dalam Tabel 4.3 berikut.

Tabel 4.4 Data Lingkungan

Temperatur Lingkungan 30.6 Deg C

Kelembapan Udara 91.70%

Kecepatan Angin 16.5 mph

IV.1.2 Desain Jalur dan Lokasi Pipa Gas

IV.1.2.1 Section Jalur Pipa Gas

Dalam desain jalur pipa gas telah

ditentukan bahwa total panjang pipa dalam

perencanaan adalah 3563.19 m atau 2.21Miles.

Desain jalur pipa tersebut pipa direncanakan

akan 6 kali melintangi jalan raya penghubung

Pelabuhan Benoa – PLTD di Jl Ngurah Rai.

Desain jalur pipa tersebut dibagi atas 35 buah

Section sehingga Panjang masing-masing

segmen adalah 101.81m, segmentasi secara

visual ditunjukkan pada Gambar 4.3 berikut.

Gambar 4.3 Section Jalur Pipa

Secara detail Section tersebut

ditunjukkan kedalam Tabel 4.5 berikut

Tabel 4.5 Tabulasi Segmentasi Pipa

IV.2 Desain Pipa

Dalam hal ini penulis menggunakan

data kebutuhan gas untuk PLTG Muara

Bekasi. Selain itu penulis menggunakan dasar

acuan standar desain pipa ASME B31.8 serta

dari beberapa literatur Pipeline Engineering

seperti yang diuraikan pada Daftar Pustaka

Tugas Akhir ini.

IV.2.1 Data Asumsi dan Kebutuhan

Pembangkit

Data-data asumsi yang digunakan dalam

penelitian ini terdiri dari beberapa bagian,

antara lain:

1. Data Asumsi Desain Berdasarkan

Kebutuhan Pembangkit. Data ini diambil

dari penelitian sebelumnya yang berkaitan

dengan kebutuhan pembangkit. Data-data

yang dimaksud terangkum kedalam Tabel

4.5 berikut ini.

Tabel 4.6 Parameter dan Asumsi Desain

2. Data Asumsi Kondisi Lingkungan. Data

ini diambil dari kondisi lingkungan pada

umumnya di lokasi jalur pipa yang

direncanakan, serta dari beberapa

penelitian sebelumnya yang berkaitan.

Data-data lingkungan yang dimaksud

terangkum dalam Tabel 4.6 berikut ini.

Tabel 4.7 Parameter Lingkungan

IV.2.2 Perhitungan Diameter Pipa

Dalam Perhitungan Diameter Pipa

digunakan beberapa persamaan baku yang

Carbon

dioxide

Weight

Fraction

norm

Mole

Fraction

norm

Critical

Temp

°C

Critical

Pressure

bara

Molecular

Weight

kg/kmol

Atmos

BP °C

Freeze

Pt °C

Heat of

Comb

kJ/kg

n-Butane 0.0321 0.01 152.1 37.41 58.12 -0.5001 -138.4 45742.7

Propane 0.0487 0.02 96.7 41.91 44.1 -42.1 -187.7 46383.8

Ethane 0.0829 0.05 32.18 48.08 30.07 -88.6 -182.8 47514.8

Methane 0.7966 0.9 -82.6 45.35 16.04 -161.5 -182.5 50043.9

Nitrogen 0.0155 0.01 -146.9 33.56 28.01 -195.8 -210 0

Carbon

dioxide0.0243 0.01 31.06 72.86 44.01 -86.9 -56.6 0

FROM TO

1 0 916.25 916.25 A 0.4 79

2 916.25 2545.14 1628.89 B 0.6 11

3 2545.14 2850.56 305.42 C 0.4 56

4 2850.56 3563.2 712.64 D 0.4 83

JARAK (m) PANJANG

SEGMEN (m)SEGMEN

JUMLAH

BANGUNAN

DESIGN

FACTORZONA

Panjang Pipa L 2.213 MILES

Debit Gas Desain Qb 400 MMSCFD

P Desain di PLTD Pdes 350 Psi

P Terminal (Upstream) P1 350 Psi

P PLTD (Downstream) P2 320 Psi

P Rata-rata pipa Pavg 335.22 Psi

T Rata-rata LNG (fluida) Tavg 484.6 Deg R

Specific Gravity Gas G 0.6

Kompresibilitas Gas rata-rata Z 0.835

Elevasi Terminus h2 50 ft

Elevasi Origin h1 100 ft

Koreksi Elevasi Hc 0.026

Faktor Efisiensi E 0.85 Psia2

PARAMETER SIMBOL NILAI SATUAN

Parameter Simbol Nilai Satuan

P Lingkungan Pb 14,7 Psia

T lingkungan Tb 572 Deg R

31

didapatkan dari referensi-referensi teknik yang

penulis gunakan. Persamaan-persamaan yang

digunakan dalam perhitungan diameter pipa

gas yaitu sebagai berikut:

1. Persamaan Weymouth

( ⁄ ) [

]

….......................................….(4.1)

2. Persamaan Panhandle A

( ⁄ )

[

( )

]

.......(4.2)

3. Persamaan Panhandle B

( ⁄ )

[

( )

]

…...…(4.3)

IV.2.3 Perhitungan Diameter

Hasil dari perhitungan diameter dalam

pipa berdasarkan persamaan Weymouth,

Panhandle A, Panhandle B dengan data

parameter dan asumsi diatas adalah sebagai

berikut:

Dwm = 20.9 inch.

DphA = 21.4 inch.

DphB = 21.8 inch.

Hasil perhitungan dari masing-masing

persamaan tersebut terlihat berbeda

dikarenakan masing-masing persamaan

menggunakan pendekatan yang berbeda.

Meskipun pada akhirnya akan diambil satu

nilai diameter dalam pipa, namun menghitung

berdasarkan masing-masing kemungkinan

akan membantu analisa-analisa pada penelitian

berikutnya.

IV.3 Analisa Kecepatan Aliran Fluida di

dalam Pipa

Setelah mendapatkan nilai Diameter

Dalam pipa, maka langkah selanjutnya adalah

menganalisa kecepatan aliran didalam pipa.

………………..(4.5)

Terdapat beberapa jenis kecepatan yang akan

penulis bahas, diantaranya adalah sebagai

berikut:

1. Kecepatan Rata-Rata Gas

2. Kecepatan Minimum Gas

3. Kecepatan Maksimum Gas

4. Kecepatan Erosional Gas

√

……………………………. (4.6)

IV.3.1 Kecepatan Rata-rata Gas

Kecepatan rata-rata gas didapatkan

dengan menggunakan persamaan yang telah

dijelaskan pada bab sebelumnya, namun

Tekanan Gas yang digunakan adalah tekanan

rata-rata gas di setiap segmen pipa.

Berdasarkan hasil perhitungan didapatkan nilai

kecepatan rata-rata gas dalam Tabel 4.7

berikut.

Tabel 4.8 Kecepatan Rata-Rata Gas dalam

Pipeline

IV.3.2 Kecepatan Minimum Gas

Seperti halnya kecepatan rata-rata,

perhitungan kecepatan minimum gas

menggunakan persamaan yang sama namun

tekanan gas yang digunakan merupakan

tekanan gas pada titik upstream, atau dengan

kata lain pada titik upstream, dimana tekanan

merupakan tekanan terbesar. Berdasarkan hasil

perhitungan didapatkan nilai kecepatan

minimum gas dalam Tabel 4.8 berikut.

Based Flow

EquationD Z Cb

Pseg atau

Pavg

Tf atau

Tavg

Us

(Miles/hours)

D based on

weymouth20.89 0.835 400 335.22 484.6 45.28

D based on

Panhandle A21.44 0.835 400 335.22 484.6 42.96

D based on

Panhandle B21.76 0.835 400 335.22 484.6 41.72

Desain 22” 22 0.835 400 335.22 484.6 40.81

32

Tabel 4.9 Kecepatan Minimum Gas dalam

Pipeline

IV.3.3 Kecepatan Maximum Gas

Berdasarkan hasil perhitungan

didapatkan nilai kecepatan maksimum gas

dalam Tabel 4.9 berikut ini.

Tabel 4.10 Kecepatan Maximum Gas dalam

Pipeline

IV.3.4 Kecepatan Erosional Gas

Kecepatan erosional merupakan

batasan maksimum secara teoritis untuk

menjamin umur pipa tetap optimal.

Tabel 4.11 Kecepatan Erosional Gas

dalam Pipeline

Dari hasil seluruh perhitungan diatas

kemudian dirangkum ke dalam Tabel 4.11

berikut ini.

Tabel 4.12 Rangkuman Perhitungan

Kecepatan Aliran

Berdasarkan ASME B36.10 tentang

Dimensi dan Massa Pipa yang terangkum

dalam Tabel 4.12 diatas (Hanya diambil dari

NPS 22”-24”), Serta dengan

mempertimbangkan hasil perhitungan serta

Desain pipa yang diinginkan yakni Diameter

Dalam Pipa 22 inch atau sama dengan 559

mm, maka ditentukan pemilihan schedule pipa

60 dengan Diameter 24 inch dan ketebalan

24.61mm atau 0.969 inch serta Pipa

diidentifikasi masuk kedalam Grade API 5LX

atau X-Strong dengan jenis pipa Seamless.

Berdasarkan rumus ASME [2], untuk

mendapatkan nilai Minimum Yield Strength,

data Thickness dan Diameter Dalam pipa

diatas disandingkan dengan dengan parameter

Design Factor, Longitudinal Joint Factor, dan

Temperature Derating Factor, sehingga

didapatkan nilai Smin sebagai berikut.

Tabel 4.14 Nilai Yield Strength Minimum

Pipa

Dari nilai tabel diatas dapat

disimpulkan nilai Spesific Minimum Yield

Strength (SMYS) pipa adalah tidak boleh

kurang dari sekitar 10,000 Psi. Sehingga

berdasarkan hal tersebut dipilih karakteristik

pipa sebagai berikut:

Based Flow

EquationD Z Cb

Pseg

atau

Pavg

Tf atau

Tavg

Us

(Miles/hours)

D based on

weymouth20.89 0.835 400 350 484.6 43.37

D based on

Panhandle A21.44 0.835 400 350 484.6 41.14

D based on

Panhandle B21.76 0.835 400 350 484.6 39.96

Desain 22” 22 0.835 400 350 484.6 39.09

Based Flow

EquationD Z Qb

Pseg

atau

Pavg

Tf atau

Tavg

Us

(Miles/hours)

D based on

weymouth20.89 0.835 400 320 484.6 47.43

D based on

Panhandle A21.44 0.835 400 320 484.6 45

D based on

Panhandle B21.76 0.835 400 320 484.6 43.7

Desain 22” 22 0.835 400 320 484.6 42.75

Desain 24” 24 0.835 400 320 484.6 35.92

Pmin

(Psi)

D based on

Weymouth 20.89 0.835 0.6 320 484.6 88.3 60.21

D based on

Panhandle A 21.44 0.835 0.6 320 484.6 88.3 60.21

D based on

Panhandle B 21.76 0.835 0.6 320 484.6 88.3 60.21

DESAIN 22' 22 0.835 0.6 320 484.6 88.3 60.21

DESAIN 24' 24 0.835 0.6 320 484.6 88.3 60.21

Us (Miles/

Hour)

Based Flow

Equation D Z G

Tf or

Tavg

Ue

(ft/sec)

Average Minimum Maximum Erotional

Us (Miles/

Hour)

Us (Miles/

Hour)

Us (Miles

/Hour)

Us (Miles/

Hour)

D based on

Weymouth 20.89 45.28 43.37 47.43 60.21

D based on

Panhandle A 21.44 42.96 41.14 45 60.21

D based on

Panhandle B 21.76 41.72 39.96 43.7 60.21

DESAIN 22' 22 40.81 39.09 42.75 60.21

DESAIN 24' 24 34.29 32.84 35.92 60.21

Based Flow

Equation

D (inch)

FROM TO

1 0 916.25 916.25 A 0.4 9978.07018

2 916.25 2545.14 1628.89 B 0.6 6652.04678

3 2545.14 2850.56 305.42 C 0.4 9978.07018

4 2850.56 3563.2 712.64 D 0.4 9978.07018

JARAK (m) PANJANG

SEGMEN (m)SEGMEN

DESIGN

FACTORZONA Smin (Psi)

33

IV.4 Pengujian Thickness Pipa

Berdasarkan B31.8, thickness atau

ketebalan pipa minimum dapat diuji dengan

Rumus sebagai berikut:

……………….(4.7)

Perhitungan ketebalan minimum pada masing-

masing segmen disajikan dalam tabel 4.14

berikut ini:

Tabel 4.15 Perhitungan Thickness Minimum

Dari hasil perhitungan diatas,

diperlihatkan bahwa ketebalan pipa tidak

boleh kurang dari 0.3702 inch. Sedangkan

penulis memilih grade dan nominal pipa

dengan thickness 0.969 inch, dengan demikian

spesifikasi pipa yang dipilih sudah memenuhi

codes ASME B31.

IV.5 Analisa Risiko Jalur Pipa

Dalam proses analisa risiko pada jalur

Pipa perlu dilakukannya pembahasan Data dan

Asumsi yang diperlukan. Diantaranya

mengenai Kerapatan Populasi, Frekuensi Rilis

Gas, Konsekuensi assessment, dan

Tolerabilitas Risiko.

IV.5.1 Data dan Asumsi

IV.5.1.1 Kerapatan Populasi dan Klasifikasi

Area Berdasarkan Segmentasi Pipa

Telah disebutkan pada sub bab

sebelumnya mengenai segmentasi jalur pipa.

Segmentasi tersebut berguna untuk

mengidentifikasi jalur yang dilewati pipa serta

lokasi pemukiman terdekat. Berikut ini adalah

gambaran dari lokasi masing-masing segmen.

Gambar 4.4 Segmen1 Gambar 4.5 Segmen 2

Gambar 4.6 Segmen 3 Gambar 4.7 Segmen 4

IV.5.1.2 Lokasi Bangunan Tempat Tinggal

Pada masing-masing segmen terdapat

bangunan-bangunan yang dihuni oleh

penduduk, dan diasumsikan bahwa dalam satu

bangunan dihuni oleh 4 orang sehingga jumlah

populasi seperti yang terangkum dalam Tabel

4.15 berikut ini.

Pipe Diameter (in) 22.1 inc

h

Pipe Diameter (Out) 24.0 inc

h

NPS/Schedule 24/60

Wall Thickness 0.969 inc

h

Pipeline Material API 5L X52

SMYS 52000 Psi

SMTS 66000 Psi

Young Modulus 207 x 103Mpa

Shear Modulus 75 x 103Mpa

Corrosion Coating 5.5 mm AE

Pressure Design 350 Psi

Temperature 60 oC

Contents Density 729 kg/m3

F P D (inside) S E t (in) T Keterangan

0.4 350 22 5200 1 0.3702 1 Area A (Class 4)

0.6 350 22 5200 1 0.2468 1 Area B (Class 2)

0.4 350 22 5200 1 0.3702 1 Area C (Class 4)

34

Tabel 4.16 Data Persebaran Populasi

Penduduk di Sekitar Jalur Pipa

Dari tabel 4.15 diatas terlihat bahwa

daerah terpadat adalah pada segmen 4

kemudian disusul segmen 1 dan 3.

IV.5.2 Frekuensi Rilis Gas

IV.5.2.1 Data Historis

Sebagian besar basis data laju

kegagalan yang digunakan dalam penelitian ini

adalah berasal dari UKOPA (UK Operator

Onshore Pipeline Association). Database

kegagalan pipa UKOPA mengindikasikan

bahwa sebuah nilai laju kegagalan (yang

menyebabkan rugi produk atau Product Loss )

terkait gangguan eksternal dalam periode

1962-1998 adalah sebesar 5.98E-5 per Km per

tahun.

IV.5.2.2 Model Probabilistik

Data UKOPA menunjukkan bahwa

gangguan eksternal untuk jalur pipa onshore

terkubur (dari excavator mekanik, dll)

merupakan penyumbang utama ke frekuensi

kegagalan secara keseluruhan. Dua model

probabilistik limit state yang disajikan dalam

penelitian ini adalah untuk menentukan risiko

tusukan atau pecah karena jenis gangguan

eksternal, yaitu:

· Puncture (Tusukan), Karena penetrasi

pipa oleh gigi bucket excavator

· Rupture (Pecah) dan / atau Dent

(Penyok) di dinding pipa

mengakibatkan bocor atau pecah.

Untuk mode kegagalan lainnya, perkiraan

frekuensi kegagalan menggunakan data

historis atau pembanding.

IV.6 Konsekuensi Assessment

IV.6.1 Permodelan Rilis Gas terkait dengan

Ukuran Lubang

Pemodelan rilis dari jalur pipa besar

umumnya hanya menggunakan dua ukuran

lubang untuk mewakili kebocoran dan pecah.

Ukuran lubang menengah tidak dianggap

sebagai retakan besar atau tusukan pada

dinding jalur pipa gas yang cenderung meluas

secara cepat menjadi lubang pecah penuh.

IV.6.2 Permodelan Rilis terkait dengan

Kondisi Rilis Gas

- Semua rilis dihitung pada tekanan operasi

normal 335.22 Psig dan desain tekanan

350 Psig.

- Untuk peristiwa Lubang akibat puncture

25 mm diameter, sebarang waktu

ditentukan secara bebas

- Untuk kejadian Pecah laju pelepasan rata-

rata selama 60 detik pertama digunakan

untuk perhitungan dispersi dan jarak

radiasi.

IV.6.3 Kebocoran/Leaks

Tiga orientasi rilis gas yang berbeda

dan digunakan dalam pemodelan dispersi gas

dari kebocoran ini adalah vertikal, horisontal

dan terkubur. Rilis vertikal dan horisontal

dimodelkan sebagai sebuah jet yang terbuang

ke udara dan tidak terhalang (untuk rilis

horisontal ini berarti bahwa sisi kawah

diabaikan).

IV.6.4 Ignition

Probabilitas Ignition diambil dari

sejumlah sumber data yang diterbitkan. Data

historis tersedia dari ratusan insiden rilis pipa

yang terjadi selama jutaan km.yrs operasi pipa

dan merupakan estimasi terbaik yang tersedia

probabilitas pengapian. Frekuensi ignition

yang digunakan dalam risk assessment pada

penelitian ini didasarkan pada data yang

dipublikasikan oleh EGIG pada tahun 2001)

dan dibandingkan dengan sumber data

UKOPA. Disajikan dalam tabel di bawah ini:

SEGMEN PANJANG SEGMEN (m) JUMLAH BANGUNAN POPULASI

1 916.25 79 316

2 1628.89 11 44

3 305.42 56 224

4 712.64 83 332

35

Tabel 4.17 Historis Probabilitas Ignition

Database historis pada tabel 4.16

diatas memuat frekuensi rilis untuk sejumlah

besar pipa dengan berbagai ketebalan dinding.

Sebagaimana peristiwa rilis yang disebabkan

oleh gangguan eksternal memiliki probabilitas

ignition lebih tinggi, maka dapat dianggap

bahwa probabilitas ignition yang berasal dari

Database ini merupakan asumsi konservatif

yang cocok untuk pipa darat Teluk Benoa -

PLTG.

Tabel 4.18 Nilai Probabilitas Pilihan

Keseluruhan Angka ignition dalam

data EGIG tidak membedakan antara Ignition

"awal" dan "terlambat", namun tidak pula

mencakup semua bentuk Ignition

IV.7 Tolerabilitas risiko

Representasi risiko

Tolerabilitas risiko biasanya

ditentukan oleh otoritas yang mengotorisasi

kebijakan nasional. Meski begitu beberapa

konsensus tentang kriteria penerimaan

berbagai risiko telah ditetapkan, dan berlaku

untuk pipa onshore namun yang paling umum

untuk dijadikan dasar adalah jumlah fatalitas

akan ditolerir jika nilai kontur risiko bawah

10-6 per tahun (atau 1 peluang fatal dalam satu

juta kejadian per tahun).

IV.8 Risk Assessment

IV.8.1 Modus kegagalan

Gangguan Pihak ketiga

Data UKOPA juga

menunjukkan bahwa insiden gangguan

eksternal yang kebanyakan di daerah

pedesaan, kemudian diikuti berturut-turut

dengan daerah pinggiran kota dan daerah

perkotaan.

Tabel 4.19 Tingkat Product Loss Incident dari

gangguan Eksternal sesuai dengan klasifikasi

masing-masing Area

Data UKOPA juga menunjukkan

bahwa ketebalan dinding maksimum untuk

Product Loss Incident yang dihasilkan dari

gangguan eksternal adalah 12,7 mm

(sedangkan ketebalan dinding pipa Benoa -

PLTG adalah 24.61 mm). Dibawah ini

merupakan data yang disadur dari UKOPA

mengenai hubungan ketebalan pipa dengan

potensi Product Loss Incident.

Tabel 4.20 Hubungan antara Ketebalan Pipa

dengan Product Loss Gas pada Pipa

Pada tabel 4.20 UKOPA diatas

ditunjukkan bahwa untuk kategori ketebalan

pipa >15 mm tidak pernah terjadi kegagalan.

Untuk wilayah yang sedang dianalisa, risiko

gangguan dari pihak ketiga (atau eksternal)

jika didaerah tersebut terdapat suatu kegiatan

konstruksi, ekskavasi parit, pengeboran, dll

adalah dianggap rendah.

Tabel 4.21 Risiko Product Loss akibat

gangguan Pihak Ketiga

36

IV.8.2 Frekuensi Kegagalan

Berikut ini merupakan rangkuman dari

probabilitas kegagalan dari referensi yang

digunakan untuk setiap mode kegagalan yang

penulis gunakan.

Tabel 4.23 Frekuensi Kegagalan untuk Mode

Kegagalan Spesifik

IV.8.3 Konsekuensi Kegagalan

Release rate

Leaks

Ukuran lubang setara 25mm telah

dipilih untuk mewakili kebocoran kecil seperti

dapat mengakibatkan cacat yang melekat

berupa defect bawaan, kegagalan weld atau

tusukan karena dampak mekanis.

Rupture

Ketika memperkirakan laju pelepasan

dari pecah harus dicatat bahwa angka total rilis

termasuk pembebasan dari kedua sisi pipa

yang pecah.

IV.9 Permodelan Api / Jet Fire

Permodelan Jet Fire dilakukan

terhadap pada semua segmen yaitu segmen 1,

2, 3 dan 4. Pada gambar 4.8 dibawah

pemodelan untuk lubang 25mm dapat

diabaikan karena hasil konsekuensinya terlihat

tidak ada dampak atau efek kepada penduduk

dan kawasan sekitar.

Gambar 4.8 Leaks 25 mm Pada segmen 1 Pipa

Gambar 4.9 Report pada segmentasi 1 jalur

pipa dengan konsekuensi Leaks

Dari hasil simulasi dengan

SHELLFRED 4.0 diatas, terlihat bahwa untuk

besar kobocoran 25 mm, efeknya relatif tidak

terlalu berbahaya bagi pemukiman penduduk

disekitarnya. Hal ini dikarenakan jumlah flux

yang terpapar bahkan tidak mengenai

bangunan sekitar, kecuali pada segmen 4, yaitu

3 bangunan terpapar radiasi 1.5 Flux

(KW/m2). Tabel dibawah ini merupakan

rangkuman data dari simulasi tersebut.

Tabel 4.24 Jet Fire untuk segmentasi 1

IV.10 Pemodelan Explosion

Pemodelan explosion dilakukan pada

segmentasi 1 sampai 4, berikut ini adalah hasil

konsekuensi explosion pada segmentasi 1.

Gambar 4.10 Hasil konsekuensi Explosion

untuk segmentasi 1 dengan software ShellFred

4.0

Third Party Interference 4.74 x 10-7

1.13 x 10-7

5.88 x 10-7

Ground Movement 8.64 x 10-6 9.6 x 10-7 9.6 x 10-6

Inherent Defects and Construction Defects 4.62 x 10-6 0 4.62 x 10

-6

Total 5.53 x 10-6

1.07 x 10-6

5.64 x 10-6

Total Release

Frequency

(perkm.yr)

rupture

Frequency

(perkm.yr)

Leak Frequency

(perkm.yr)

FAILURE MODE

37

Dari hasil analisa konsekuensi explosion

dengan menggunakan spftware ShellFred pada

segmentasi 1 jalur pipa gas yang terlihat pada

gambar 4.9 didapatkan efek yang terlihat

membahayakan warga disekitar.

IV.11 Event Tree

IV.11.1 Event tree untuk Leaks

Berikut ini adalah hasil Event Tree

untuk leak, pada gambar 4.11 dapat terlihat

bahwa jenis leak dapat di bagi menjadi 3 yaitu

vertical, horizontal dan buried dapat dilihat

pada tabel 4.26

Tabel 4.26 Frekuensi Keluaran dari Event

Leaks

IV.11.2 Event tree untuk Rupture

Pada rupture dibagi menjadi 2 yaitu external

impact dan penyebab selain external impact

hal ini terlihat pada gambar 4.12. Untuk

external impact pada rupture yang

menyebabkan jetfire diberiakan nilai 1.01E-07

sedangkan untuk penyebab yang lain di

berikan nilai 9.6E-08. Sehingga hasil frekuensi

untuk rupture didapatkan nilai 1.07E-06, untuk

lebih jelasnya

Tabel 4.27 Frekuensi Keluaran untuk Kejadian

Rupture

Gambar 4.11 Event Tree untuk leak

yes 2.77E-08

0.002

0.85 0.00E+00

vertical yes

0.25 no 0 0.15 0.00E+00

0.998

no 1.38E-05

1

yes 3.18E-07

Leak 0.023

5.53E-05 horizontal 0.85 2.64E-07

0.25 yes

no 0.023 0.15 4.66E-08

0.977

no No Ignition 1.32E-05

0.977

yes Low Momentum Fire (Crater) 6.36E-07

0.023

buried 0.85 5.28E-07

0.5 yes

no 0.023 0.15 9.32E-08

0.977

no 2.64E-05

0.977

checksum 5.53E-05

outcomelate

ignition

early

ignition

release

orientation

release Frequency

km/yrfrequency

Flash fire followed by jet fire

Flash fire followed by jet fire

Horizontal jet fire

No Ignition

vertical jet fire

Flash fire followed by jet fire

No Ignition

Flash fire followed by jet fire

Flash fire followed by jet fire

Flash fire followed by jet fire

38

Gambar 4.12 Event tree untuk Rupture

IV.4 FN-Curve

Kedua tabel dibawah ini merupakan data frekuensi

kegagalan per km per tahun untuk Leaks 25 mm

dan Ruptures pada masing-masing segment pipa.

Tabel 4.28 Frekuensi Berdasarkan Panjang

Segmen, Leaks

Tabel 4.29 Frekuensi Berdasarkan Panjang

Segmen, Ruptures

Dari data frekuensi kegagalan tersebut, dan dengan

melihat membandingkannya dengan jumlah

fatality berdasarkan simulasi SHELLFRED, maka

data dapat ditunjukkan dalam bentuk kurva FN

dibawah sebagai berikut.

FN-curve berdasarkan hole size 0. 1m didapatkan

jalur berada pada posisi ALARP

Gambar 4.13 Hasil FN-Curve untuk lubang 0,1m

Berdasarkan FN-Curve diatas gambar

pada segmentasi 1, 2, 3 didapatkan pada posisi

dibawah batas bawah ALARP ZONE, sedangkan

Segmentasi No 4 bersinggungan dengan ALARP

ZONE sehingga perlu dilakukan mitigasi untuk

mengurangi konsekuensi hingga berada pada

posisi acceptable. Hal ini wajar dikarenakan

Segmentasi No 4 merupakan kawasan yang paling

padat dibandingkan Segmen lainnya, ini

disebabkan segmen 4 sudah masuk pusat kota atau

mendekati keramaian penduduk.

FN-curve berdasarkan hole size 0.3 didapatkan 2

titik pada posisi ALARP dan 1 titik pada posisi

yes 1.01E-07

0.9

external impact 0.85 9.58E-10

0.105 yes

no 0.1 0.15 1.69E-10

0.1

rupture no 1.01E-08

1.07E-06 0.9

yes 9.60E-08

0.1

other 0.85 7.35E-08

0.895 yes

0.1 0.15 1.30E-08

no

0.9 no 7.78E-07

0.9

check sum 1.07E-06

Failure moderelease Frequency

km/yroutcome frequency

Jet Fire

Flash Fire burning back to jet fire

Flash Fire burning back to jet fire

No Ignition

Jet Fire

release

orientation

early

ignition

late

ignition

Flash Fire burning back to jet fire

Flash Fire burning back to jet fire

No Ignition

SEGMEN

PANJANG

SEGMEN

(m)

POPULASI

Frekuensi

Kegagalan

Total

Frekuensi

Kegagalan /

Segment

(/km.year)1 916.25 316 5.53E-05 5.07E-05

2 1628.89 44 5.53E-05 9.01E-05

3 305.42 224 5.53E-05 1.69E-05

4 712.64 332 5.53E-05 3.94E-05

SEGMEN

PANJANG

SEGMEN

(m)

POPULASI

Frekuensi

Kegagalan

Total

Frekuensi

Kegagalan /

Segment

(/km.year)1 916.25 316 1.07E-06 9.80E-07

2 1628.89 44 1.07E-06 1.74E-06

3 305.42 224 1.07E-06 3.27E-07

4 712.64 332 1.07E-06 7.63E-07

39

acceptable , dan 1 titik pada posisi hempir

bersinggungan dengan ALARP ZONE. Hal ini

berarti jalur pipa pada segmen 2 yang ada relative

aman.

Gambar4.14 hasil FN-Curve untuk risiko lubang

0,3 m

Pada segmentasi 1 dan 2 yang didapat

hasil dari gambar di atas terlihat bahwa jalur pipa

yang didesain cukup beresiko menimbulkan

korban jiwa jika terjadi Jet Fire pada lubang

dengan diameter 0.3 m. Untuk itu diperlukan

mitigasi untuk mengurangi risiko yang ada

Lubang 0.3 sudah merupakan lubang yang hampir

menyamai diameter pipa itu sendiri sehingga

kondisi kurva tidak jauh berbeda dengan kejadian

explosion dibawah ini.

Gambar 4.15 Hasil FN-Curve untuk risiko

explosion

Untuk explosion didapatkan bahwa

terdapat dua segmentasi jalur pipa yaitu segmen 2

dan 3 yang masuk pada posisi acceptable sehingga

tidak di perlukan mitigasi untuk mengurangi

risiko. Namun untuk segmen 1 dan 4 terlihat

bahwa kejadian ini cukup berpotensi menimbulkan

korban jiwa.

Melihat resiko korban jiwa yang mirip

dengan kejadian munculnya pecah lubang sebesar

0.3 m, maka dapat dimengerti bahwa Ledakan

tetap akan terlihat sebagai efek yang sama dengan

dengan lubang sebesar diameter pipa itu sendiri

yaitu 0.25 hingga 0.3 m.

V. KESIMPULAN

· Desain pipa yang di pilih

· Hasil FN-Curve untuk jetfire lubang 0.1m

didapatkan posisi titik berada pada posisi

ALARP sehingga tidak diperlukan

mitigasi. Hasil FN-Curve untuk jetfire

lubang 0.3m didapatkan posisi-posisi titik

yang mirip dengan Hasil FN-Curve untuk

explosion Hal ini dikarenakan lubang

sebesar 0.3 m adalah sama dengan

explosion dampak dari explosion.

· Jalur Pipa Pelabuhan Teluk Benoa menuju

rencana fasilitas PLTG Pesanggaran

adalah cukup aman jika dilihat dari analisa

resiko dan akan lebih aman lagi jika

langkah-langkah mitigasi untuk segmen

yang terkena zona alarp benar-benar

dilaksanakan.

DAFTAR PUSTAKA

1. Mohitpour, M. Golshan, H. Murray, A.

Pipeline Design and Construction, A

Practical Approach. Second Edition, Trans

Canada, CEPA Publication. 1998.

2. ASME B31.8: Gas Transmission and

Distribution Piping System. The American

Society of Mechanical Engineers. 2003

3. Liu, Henry. Pipeline Engineering. Lewis

Publishers. Boca Raton, Florida. 2003

4. Alkazraji, Duraid. Pipeline Engineering, A

Quick Guide. Woodhead Publishing

Limited. Cambridge, England. 2008

Pipe Diameter (in) 22.1 inch

Pipe Diameter (Out) 24.0 inch

NPS/Schedule 24/60

Wall Thickness 0.969 inch

Pipeline Material API 5L X52

40

5. Mc Callister, E.W. Pipelines, Rules of

Thumb Handbook. Seventh Edition.

Elesvier Gulf Professional Publishing.

2009.

6. Muhlbauer, W. Kent, Pipeline Risk

Management Manual Third Edition,

Elsevier. 2004

7. Afifah, Nurul. Analisa Konsekuensi

Desain Terminal LNG di Teluk Benoa,

Bali. Skripsi Jurusan Teknik Sistem

Perkapalan, Fakultas Teknologi Kelautan,

ITS. Surabaya. 2010

8. Hendra Pratama, Raditya. Risk

Assessment Tanker LNG dalam Studi

Kasus Suplai LNG dari Ladang Tangguh

ke Teluk Benoa Bali. Skripsi Jurusan

Teknik Sistem Perkapalan, Fakultas

Teknologi Kelautan, ITS. Surabaya. 2010

9. Handaya Saputra, Asep. Ardiansyah.

Penetapan Rute dan Perhitungan

Keekonomian Pipa Transmisi gas Muara

Bekasi-Muara Tawar Melalui Jalur Lepas

Pantai. Jurnal MAKARA Teknologi, UI.

2009