bab iii perhitungan resiko - · pdf filejenis coating polyken wrap type yield strength 42000...

-37-

BAB III

PERHITUNGAN RESIKO

3.1. Diagram Alir Perhitungan Risiko

Perhitungan dilakukan pada pipa Kurau dan Separator V-201 dengan perhitungan

seperti ditunjukkan pada Gambar 3.1 dimana data masukan berupa data-data fluida,

data ketebalan, data operasi, dan data pemeliharaannya

-38-

Gambar 3.1. Diagram alir perhitungan risiko

-39-

3.2. Data Desain, Operasi, dan Pemeliharaan

Data yang akan diuraikan adalah berupa data operasi yang meliputi :

1. Temperatur operasi,

2. Tekanan operasi,

3. laju aliran (flow rate),

4. fasa fluida.

Data design yang akan diuraikan meliputi :

1. ukuran separator atau pipa (diameter luar x ketebalan x panjang),

2. tebal sekarang,

3. Design temperature,

4. Design tekanan,

5. tahun instalasi,

6. Jenis spesifikasi material,

7. jenis coating,

8. Yield Strength,

9. Ultimate Tensile Strength.

Dan yang terakhir adalah data pemeliharaan yang meliputi :

1. Periode inspeksi,

2. Cara inspeksi,

3. Sistem proteksi,

4. Sistem deteksi,

5. Sistem isolasi,

6. Sistem mitigasi.

Seleruh data yang dibagi menjadi tiga bagian tersebut akan dijadikan satu tabel berupa

data masukan dalam perhitungan analisis berbasis risiko dari Separator V-201 Kurau

Plant serta pipa-pipa eksport dari sumur-sumur Selatan dan Kurau.

-40-

3.2.1. Separator V-201 Kurau Plant

Untuk data Separator V-201 dapat dilihat dari Tabel 3.1.

Tabel 3.1. Data operasi, desain, dan pemeliharaan Separator V-201 Kurau Plant

Temperatur operasi 200oF

Tekanan operasi 42 psi

laju aliran (flow rate) 5009 Barrel Oil Per Day (BOPD)

Fasa fluida Liquid

ukuran separator 3657,6 mm (OD) x 25,8 mm (Wt) x 12192 mm (L)

tebal sekarang 0,9866 inch

Design temperatur 300oF

Design tekanan 175 psi

MDMT -20oF

tahun instalasi 1989

Jenis spesifikasi material Carbon Steel SA 516 gr 70

Jenis coating Paint

Yield Strength 38000 psi

Ultimate Tensile Strength 70000 psi

Periode inspeksi Sekali setahun

Cara inspeksi Non Destructive Testing

Sistem proteksi Coating

Sistem deteksi

Instrumentasi didesain secara khusus untuk mendeteksi

kehilangan material dengan perubahan dalam kondisi

operasi pada tempat-tempat yang rawan.

Sistem isolasi beberapa tempat dapat di shutdown otomatis dan

sebagian lagi manual dari operator

Sistem mitigasi Hanya monitoring air pemadam

-41-

3.2.2. Pipa 12” Tanjung Mayo – BM

Untuk data Pipa 12” Tanjung Mayo – BM dapat dilihat dari Tabel 3.2.

Tabel 3.2. Data operasi, desain, dan pemeliharaan Pipa 12” Tanjung Mayo – BM




Fasa fluida Liquid




MDMT -42oF



Jenis spesifikasi material ERW Carbon steel API 5L X42

Jenis coating Polyken Wrap Type





Sistem proteksi Coating, inhibitor

Sistem deteksi







-42-

3.2.3. Pipa 12” BM-BK

Untuk data Pipa 12” BM-BK dapat dilihat dari Tabel 3.3.

Tabel 3.3. Data operasi, desain, dan pemeliharaan Pipa 12” BM-BK




Fasa fluida Liquid




MDMT -42oF









Sistem proteksi Coating, inhibitor

Sistem deteksi



operasi pada tempat – tempat yang rawan.




-43-

3.2.4. Pipa 12” BK-BH

Untuk data Pipa 12” BK-BH dapat dilihat dari Tabel 3.4.

Tabel 3.4. Data operasi, desain, dan pemeliharaan Pipa 12” BK-BH




Fasa fluida Liquid




MDMT -42oF









Sistem proteksi Coating, Sacrificial Anode Cathodic Protection

Sistem deteksi







-44-

3.2.5. Pipa 12” BH - BG Tie in

Untuk data Pipa 12” BH - BG Tie in dapat dilihat dari Tabel 3.5.

Tabel 3.5. Data operasi, desain, dan pemeliharaan Pipa 12” BH - BG Tie in




Fasa fluida Liquid




MDMT -42oF



Jenis spesifikasi material Seamless Carbon steel API 5L X42







Sistem deteksi







-45-

3.2.6. Pipa 8” AC2-AC3

Untuk data Pipa 8” AC2-AC3 dapat dilihat dari Tabel 3.6.

Tabel 3.6. Data operasi, desain, dan pemeliharaan Pipa 8” AC2-AC3




Fasa fluida Liquid




MDMT -42oF










Sistem deteksi







-46-

3.2.7. Pipa 12” AC3-BG

Untuk data Pipa 12” AC3-BG dapat dilihat dari Tabel 3.7.

Tabel 3.7. Data operasi, desain, dan pemeliharaan Pipa 12” AC3-BG




Fasa fluida Liquid




MDMT -42oF










Sistem deteksi







-47-

3.2.8. Pipa 16” BG – BG Tie in

Untuk data Pipa 16” BG – BG Tie in dapat dilihat dari Tabel 3.8.

Tabel 3.8. Data operasi, desain, dan pemeliharaan Pipa 16” BG – BG Tie in




Fasa fluida Liquid



Design temperature 300oF

MDMT -42oF










Sistem deteksi







-48-

3.2.9. Pipa 16” BG tie in – Separator V-201

Untuk data Pipa 16” BG tie in – Separator V-201 dapat dilihat dari Tabel 3.9.

Tabel 3.9.Data operasi, desain,dan pemeliharaan Pipa 16” BG tie in–Separator V-201




Fasa fluida Liquid




MDMT -42oF










Sistem deteksi







-49-

3.3. Perhitungan Kategori Konsekuensi

3.3.1.Penentuan Fluida Representatif[1]

Fluida pada suatu industri dapat mengandung berbagai macam unsur ataupun senyawa

di dalamnya. Oleh karena itu diperlukan suatu jenis fluida tertentu untuk mewakili

sifat-sifat fluida sebenarnya. Penentuan fluida representatif bagi suatu zat campuran

pertama-tama ditentukan berdasarkan sifat dari normal boiling point (NBP) campuran

dan dari berat molekul (MW) campuran menurut persamaan (3.1).

Sifat campuran = Σ Xi sifati.......................................................................................(3.1)

Dimana :

Xi = Fraksi mol fluida penyusun

Sifati = Sifat fluida, dapat berupa temperatur didih keadaan normal (normal boiling

point,NBP), dapat juga berupa berat molekul (MW)

Perhitungan pada pipa 12” AC3 – BG :

Sebagai analisa representatif diambil salah salah satu dari sembilan segmen yang akan

dianalsis yaitu pipa 12” AC3 – BG, dimana data fluidanya terdapat pada Tabel 3.10.

Tabel 3.10. Tabel data fluida pipa 12” AC3 – BG

Senyawa Fraksi Mol (%)

NBP (ºF) Molecular Weight

NBP X % MOL MW X % MOL

Hydrogen Sulfide 0 -76 34,076 0 0

Carbon Dioxide 1,73 -109,3 44,1 -189,089 76,293

Nitrogen 0,13 -320,4 28,016 -41,652 3,64208

Methane 2,78 -258,68 16,042 -719,1304 44,59676

Ethane 0,62 -127,53 30,068 -79,0686 18,64216

Propane 1,51 -43,73 44,094 -66,0323 66,58194

Iso-Butane 1,6 11 58,12 17,6 92,992

N-Butane 2,12 31,1 58,12 65,932 123,2144

Iso-Pentane 2,49 82 72,13 204,18 179,6037

N-Pentane 2,43 96,98 72,15 235,6614 175,3245

Hexanes 5,75 156,2 86,18 898,15 495,535

Heptanes plus 78,84 209,156 261,08 16489,85904 20583,88621

Octanes 0 257,936 114,23 0 0

Nonanes 0 303,8 128,2 0 0

Decanes 0 345,38 142,29 0 0

Undecanes 0 384,8 156,31 0 0

Dodecanes plus 0 170,34 421,16 0 0

100 TOTAL 16816,41014 21860,31175

-50-

Setelah nilai sifat campuran dijumlahkan, nilai total dari sifat campuran dibagi dengan

100, nilai tersebut merupakan nilai sifat campuran. Fluida representatif dipilih

berdasarkan tabel yang telah disediakan dalam standar API 581, seperti yang dimuat

dalam tabel 3.11. Setelah melihat tabel maka dapat diketahui bahwa untuk pipa 12”

AC3 – BG nilai Normal Boiling Point adalah 168oF yang paling mendekati adalah

C1-C2 namun flida representatif ini hanya diperuntukkan untuk fluida gas, sedangkan

yang dianalisis memiliki fluida cair, maka yang paling memungkinkan adalah nilai

dari jumlah berat molekul fluida campuran yaitu 218,603 dan apabila dicocokkan

dengan API 581 didapatkan fluida representatifnya C13 – C16.

Tabel 3.11. Fluida representatif dalam API 581[1]

Dari hasil perhitungan didapatkan nilai-nilai fluida representatif dari masing-masing

segmen yang dianalisis, dimana akan ditunjukkan pada Tabel 3.12.

-51-

Tabel 3.12. Hasil penentuan fluida representatif

Segmen Fluida representatif

Separator V-201 C6-C8

Pipa 12” tj.mayo – BM C9-C12

Pipa 12” BM – BK C9-C12

Pipa 12” BK – BH C9-C12

Pipa 12” BH – BG Tie in C6-C8

Pipa 8” AC2 – AC3 C13-C16

Pipa 12” AC3 – BG C13-C16

Pipa 16” BG – BG Tie in C13-C16

Pipa 16” BG Tie in – Separator V-201 C6-C8

3.3.2. Penentuan jumlah fluida yang terlepas

Pendekatan yang dianut konsep RBI adalah melalui pengamatan terhadap ukuran

peralatan dan hubungannya dengan bagian pendukung perlatan tersebut. Banyaknya

fluida yang dapat lepas dari suatu sistem pipa ataupun dari separator adaah laju massa

fluida yang melaluinya dikalikan 3 menit. Angka 3 merupakan pertengahan waktu

pengosongan perlatan akibat adanya lubang besar atau pecah, yaitu 1 hingga 5 menit.

Harga parameter yang didapat merupakan perkiraan maksimal dari banyaknya fluida

yang lepas dan tidak menandakan harga tersebut akan terjadi pada setiap skenario

kebocoran[1]

.


Fluida yang lepas = ( flow rate x density x 3 x 61023,74 ) .....................................(3.2)

60

Data dapat dilihat pada tabel 3.7 dimana :

Flow rate = 2058 BOPD = 9,9127 m3/jam

Fluida yang lepas = 47,728 (lb/ft3) x 9,9127 (m

3/jam) x 3 (menit) x 61023,74 (ft

3/m

3)

60 (menit)

Fluida yang lepas = 1443557,29 lb

-52-

Tabel 3.13 akan menunjukkan hasil dari penentuan jumlah fluida yang terlepas

apabila terjadi kebocoran dari seluruh segmen yang akan dianalisis.

Tabel 3.13. Hasil perhitungan jumlah fluida yang terlepas

Segmen Jumlah fluida yang terlepas (lb)

Separator V-201 3143508,692

Pipa 12” tj.mayo – BM 1233068,72

Pipa 12” BM – BK 1233068,72

Pipa 12” BK – BH 1378531,769

Pipa 12” BH – BG Tie in 2382781,396

Pipa 8” AC2 – AC3 1146849,45

Pipa 12” AC3 – BG 1443557,29

Pipa 16” BG – BG Tie in 1856002,23

Pipa 16” BG Tie in – Separator V-201 4510239,734

3.3.3. Penentuan ukuran lubang kebocoran

Perhitungan konsekuensi pada API 581 menganggap suatu peralatan dapat memiliki

kebocoran dengan diameter ¼ inchi, 1 inchi, 4 inchi dan pecah. Tabel 3.14 memuat

frekuensi kebocoran tiap ukuran lubang tersebut untuk berbagai peralatan per

tahunnya. Frekuensi ini akan dijumlah lalu dihitung fraksi frekuensi tiap ukuran

lubang. Dengan demikian peluang terjadinya setiap ukuran lubang dan nilai

konsekuensi yang ditimbulkannya telah mewakili didalam suatu nilai tunggal

konsekuensi[2]

.

Penentuan ukuran lubang yang mungkin dimiliki oleh separator maupun pipa

mengikuti paduan berikut :

• Ukuran lubang standar kebocoran adalah ¼ inchi, 1 inchi, 4 inchi dan pecah

• Ukuran pecah sama dengan diameter peralatan

Perhitungan pipa 12” AC3 – BG :

Untuk pipa berdiameter 12” memiliki kemungkinan ukuran bocor adalah ¼ inchi, 1

inchi, 4 inchi dan 12 inchi (pecah). Demikian pula yang terjadi pada separator dan

pipa berdiameter 8” dan 16”.

-53-

Tabel 3.14.Frekuensi kebocoran berbagai ukuran lubang[1]

3.3.4. Penentuan Laju Pelepasan Fluida[1]

Ada beberapa persamaan yang digunakan untuk menentukan laju pelepasan, yakni :

1. Persamaan laju pelepasan untuk fluida cair

2144

cL d

gQ C A DPρ= ...............................................................................(3.3)

dimana

d

2

3

f m

laju keluarnya fluida cair (lb/s)

C = Koefisien keluaran (0,6 - 0,64)

A = Luas penampang lubang kebocoran (in. )

= Berat jenis fluida (lb/ft )

= Faktor konversi untuk mengubang lb ke lb (

L

c

Q

g

ρ

=

2

m f32,2 lb -ft/lb -s )

-54-

2. Persamaan laju pelepasan untuk fluida gas

• Persamaan laju pelepasan gas sonik

112

144 1

kk

csonik d

gkMw C AP

RT k

+− = +

....................................................(3.3)

dimana,

wsonik = laju terlepasnya fluida gas (lb/s)

Cd = Koefisien keluaran (0,85-1)

A = Luas penampang lubang kebocoran (inchi2)

P = Tekanan operasi (psia)

T = Temperatur operasi (oR)

k = Rasio kapasitas panas

M = Massa molekul relatif fluida representative (lb/lbmol)

gc = Faktor konversi untuk mengubah lbf ke lbm

R = konstanta gas ideal yakni 10,73 ft3 psia/(lbmol.

oR)

• Persamaan laju pelepasan gas subsonik

1

2 21

144 1

kk

c a asubsonik d

g P PM kw C AP

RT k P k P

− = − − .............(3.4)

wsubsonik = laju terlepasnya fluida gas (lb/s)

Penentuan pemakaian persamaan digunakan untuk menentukan laju fluida gas

ditentukan oleh besarnya Ptrans terhadap tekanan yang diamati. Jika tekanan yang

diamati lebih besar daripada Ptrans maka rumus yang dipakai adalah persamaan laju

pelepasan gas sonik begitu sebaliknya[3]

.

Perhitungan pada pipa 12” AC3 – BG:

Karena fluida yang mengalir adalah cair, maka persamaan yang dipakai adalah

persamaan (3.3). Laju pelepasan untuk ukuran lubang kebocoran ¼ inchi dengan

fluida cair adalah sebagai berikut :

Cd = 0,61

-55-

d = ¼ inchi

ρ = 47,728 lb/ft3

Pup = 180 psi

Patm = 14,7 psi

DP = 180 – 14,7

= 165,3 Psi

gc = 32,2

Sehingga didapat nilai QL untuk lubang kebocoran ¼ inchi adalah 1,778 lb/sec.

Melalui metode yang sama maka untuk laju pelepasan ukuran 1 inchi, 4 inchi dan

pecah ditunjukkan pada Tabel 3.15.

Tabel 3.15. Laju pelepasan pipa 12”AC3-BG untuk masing-masing lubang

Ukuran lubang (inchi) Laju pelepasan (lb/sec)

¼ 1,778

1 28,444

4 455,097

12 4095,875

Demikian juga dengan cara yang sama dapat ditentukan laju pelepasan dari separator

dan masing-masing segmen pipa.

3.3.5. Penentuan Jenis Pelepasan Fluida

Jenis pelepasan fluida ditentukan dengan mengalikan laju pelepasan dengan waktu

tiga menit. Jika hasil lebih besar dari pada 10000 lb maka pelepasan tergolong

seketika (instantaneous) sebaliknya tergolong terus menerus (continuous). Jenis

pelepasan seketika mengandung makna laju pelepasan bukan laju keluarnya fluida

sehingga jenis fluida diganti dengan banyaknya fluida yang terlepas.


Jumlah fluida yang lepas selama 3 menit untuk pipa 12” AC3-BG dengan ukuran

lubang ¼ inchi :

W = 1,778 (Lb/sec) x 3 (menit) x 60 (sec/menit) = 319,99 lb

-56-

Oleh karena nilai jumlah fluida yang terlepas selama 3 menit kurang dari 10000 lb

maka jenis pelepasan untuk pipa 12” AC3-BG adalah terus menerus.

Tabel 3.16 akan memaparkan jenis fluida yang terlepas dari pipa 12” AC3-BG dengan

variabel dari ukuran lubang kebocorannya.

Tabel 3.16. Jenis Pelepasan fluida yang terlepas pipa 12” AC3-BG

Ukuran lubang (inchi) Laju pelepasan x 3

menit (lb) Jenis Pelepasan fluida

¼ 319,99 Terus menerus

1 5119,844 Terus menerus

4 81917,504 seketika

12 737257,537 seketika

3.3.6. Penentuan Konsekuensi Keterbakaran dan Faktor Modifikasi

Konsekuensi dinyatakan sebagai luas daerah yang terkena dampak suatu kerusakan

peralatan seperti kebocoran dan ledakan. Konsekuensi keterbakaran (flammable

consequence) meliputi konsekuensi kerusakan peralatan (damage consequence) dan

konsekuensi kematian (fatality consequence). Persamaan untuk menghitung

konsekuensi keterbakaran dipilih dengan mempertimbangkan :

• Jenis fluida representatif,

• Fasa akhir ketika fluida bocor,

• Kecenderungan terjadinya penyalaan sendiri (autoignation).

Kecenderungan penyalaan sendiri terjadi apabila temperatur operasi lebih tinggi

dibandingkan dengan temperatur penyalaan sendiri (AIT) ditambah 80oF. Tabel 3.17

hingga 3.20 adalah persamaan konsekuensi kerusakan dan konsekuensi kematian.

-57-

Tabel 3.17. Persamaan luas Konsekuensi Kerusakan dan Konsekuensi Kematian

untuk jenis pelepasan terus menerus (continuous) bilamana

Toperasi < (AIT + 80oF)

[1]


untuk jenis pelepasan seketika (instantaneous) bilamana Toperasi < (AIT + 80oF)

[1]

-58-


untuk jenis pelepasan terus menerus (continuous) bilamana

Toperasi > (AIT + 80oF)

[1].


untuk jenis pelepasan seketika (instantaneous) bilamana Toperasi > (AIT + 80oF)

[1]

Persamaan-persamaan Tabel 3.17 hingga 3.20 perlu dilakukan penyesuaian terhadap

laju pelepasan dan luas keterbakaran. Keadaan sistem deteksi dan sistem isolasi

berpengaruh terhadap laju pelepasan fluida, sementara keadaan sistem mitigasi

berpengaruh pada daerah konsekuensi keterbakaran. Untuk melihat kemampuan

-59-

pabrik untuk mendeteksi kebocoran dan mengisolasi keterbakaran diperoleh

berdasarkan acuan Tabel 3.21.

Tabel 3.21. Peringkat sistem deteksi dan isolasi[1]

..

Berdasarkan nilai sistem deteksi dan isolasi pada Tabel 3.21 maka faktor penyesuaian

terhadap laju pelepasan fluida dapat diperoleh pada Tabel 3.22.

Tabel 3.22 Faktor penyesuaian laju pelepasan dan konsekuensi keterbakaran [1]

.


Peringkat sistem deteksi dan isolasi dari EMP Malacca Strait adalah B dan B, maka

laju pelepasan fluida dikurangi 15%. Persamaan konsekuensi kerusakan dan

konsekuensi kematian untuk fasa akhir fluida cair dan tidak ada kecenderungan untuk

penyalaan sendiri sesuai dengan Tabel 3.23.

-60-

Tabel 4.23. Persamaan luas daerah konsekuensi keterbakaran (A dalam ft2, vlepas

dalam lb/s)[1]

Jenis pelepasan Terus – menerus Sesaat

Konsekuensi kerusakan A = 64.vlepas0,9

0,46vlepas0,88

Konsekuensi kematian A = 183.vlepas0,89

1,3vlepas0,88

Keadaan sistem mitigasi berdasarkan Tabel 3.22. dan sesuai dengan data pada Tabel

3.7 maka pipa 12” AC3-BG mengurangi keterbakaran sebesar 5%.

Konsekuensi kerusakan untuk ukuran lubang ¼ inchi pipa 12” AC3-BG adalah

A = [64 x (1,778x(1 – 0,85))0,9] x (1 – 0,05) = 88,157 ft2.

Konsekuensi kematian untuk ukuran lubang ¼ inchi pipa 12” AC3-BG adalah

A = [183 x (1,778x(1 – 0,85))0,89] x (1 – 0,05) = 251,036 ft2.

Tabel 3.24 menunjukkan hasil dari nilai A pada konsekuensi kerusakan dan

konsekuensi kematian dari masing-masing lubang kebocoran pipa 12” AC3-BG.

Tabel 3.24 Nilai A dari masing – masing ukuran bocor pipa 12” AC3 - BG

Ukuran Kebocoran (inchi) Konsekuensi kerusakan (ft2) Konsekuensi kematian (ft

2)

¼ 88,157 251,036

1 1068,972 2960,762

4 82,699 233,715

12 571,788 1615,923

Nilai terbesar dari A antara konsekuensi kerusakan dan konsekuensi kematian adalah

konsekuensi keterbakaran, untuk pipa 12” AC3 – BG nilai konsekuensi keterbakaran

diwakili oleh nilai A dari konsekuensi kematian.

Setelah didapat nilai konsekuensi keterbakaran dari masing-masing ukuran lubang,

maka setiap nilai yang didapat dari masing-masing ukuran lubang dikalikan dengan

nilai modifikasi berupa faktor adanya manusia yang hidup di sekitar ft2 nilai A, dan

nilai modifikasi berupa jenis lingkungan yang berada di sekitar pipa ataupun separator

yang di analisis, Tabel 3.24 memberitahukan nilai dari faktor modifikasi berupa

-61-

modifikasi manusia (people modification) dan faktor modifikasi lingkungan

(environtmental modification).

Tabel 3.25. Nilai faktor modifikasi

nilai perkalian risiko poeple (in range area) nilai perkalian sekitar lingkungan

0-10 0,5 Pasir 0,25

11-100 0,75 sedikit rerumputan dan pasir 0,5

>100 1 Hutan 0,75

. Plant 1

Untuk pipa 12” AC3-BG memiliki karakterisasi penduduk berjumlah kurang dari 10

orang dan berada di lingkungan sedikit rerumputan dan pasir sehingga memiliki nilai

faktor modifikasi manusia sebesar 0,5 dan faktor modifikasi lingkungan sebesar 0,5.

Dari hasil perkalian kedua faktor modifikasi dengan nilai keterbakaran dari pipa 12”

AC3-BG memiliki nilai faktor keterbakaran seperti pada Tabel 3.26.

Tabel 3.26. Nilai konsekuensi setelah dikalikan nilai modifikasi

Ukuran Kebocoran (inchi) Konsekuensi keterbakaran (ft2)

¼ 62,759

1 740,191

4 58,429

12 197,897

3.3.7. Penentuan Konsekuensi Racun dan Faktor Modifikasi

Jenis fluida yang memiliki dampak racun terhadap manusia yang perhitungan luas

daerah konsekuensi tercakup dalam API 581, antara lain:

• Hidrogen fluorida (HF),

• Hidrogen Sulfida (H2S),

• Amonia (NH3),

• Khlorin (Cl).

Perhitungan luas daerah konsekuensi racun tersedia dalam bentuk grafik dan

digunakan dengan mempertimbangkan jenis pelepasan fluida. Lamanya kebocoran

hanya digunakan dalam perhitungan konsekuensi racun untuk jenis pelepasan terus

menerus.

-62-


Peralatan separator dan pipa yang dianalisis tidak dialiri satu pun dari keempat jenis

racun yang telah disebutkan diatas, dengan demikian luas daerah konsekuensi racun

sama dengan nol.

3.3.8. Penentuan Kategori Konsekuensi

Masing-masing nilai kali tersebut dikalikan dengan penjumlahan fraksi frekuensi

kebocoran tiap ukuran lubang, sedangkan nilai dari frekuensi kebocoran didapat dari

Tabel 3.27 sesuai dengan API 581.

Tabel 3.27. Nilai frekuensi kebocoran masing-masing lubang[1]

Untuk pipa 12” sesuai dengan tabel diatas memiliki nilai frekuensi kebocoran sebesar

1x10-7

untuk ¼ inchi, 3x10-7

untuk 1 inchi, 3x10-8

untuk 4 inchi dan 2x10-8

untuk

pecah. Hasil penjumlahan dari frekuensi kebocoran dari masing-masing lubang adalah

4,5x10-7

. Dari hasil penjumlahan frekuensi kebocoran maka dapat ditentukan fraksi

frekuensi kebocoran dari masing-masing lubang dengan cara membagi frekuensi tiap

-63-

lubang kebocoran dengan hasil penjumlahan frekuensi kebocoran. Hasil dari pembagi

tersebut dinamakan fraksi frekuensi kebocoran.

Setelah didapatkan fraksi frekuensi kebocoran maka nilai A yang didapat sebelumnya

dikalikan dengan fraksi frekuensi kebocoran tiap ukuran lubang. Hasil kali untuk tiap

ukuran lubang kemudian dijumlahkan menjadi satu nilai konsekuensi bagi peralatan

yang dianalisis. Dampak kebocoran akibat kemungkinan timbulnya beberapa ukuran

lubang dengan demikian telah mempertimbangkan frekuensi kebocoran tiap ukuran

lubang sebagai faktor pembobot (weighing factor). Konsekuensi keterbakaran dan

konsekuensi racun, kemudian dibandingkan dan yang terluas menjadi konsekuensi

peralatan yang dianalisis. Kategori konsekuensi ditunjukkan pada Tabel 3.28 yang

digunakan untuk mementukan faktor kategori konsekuensi.

Tabel 3.28. Kategorisasi Konsekuensi[1]

Perhitungan total dapat dilihat pada Tabel 3.29

-64-

Tab

el

3.2

9.

Pen

entu

an k

ateg

ori

sasi

konse

kuensi

Rupture

H

OL

E S

IZE

S→

1/4 in.

1 in.

4 in.

12

1

Fre

kuen

si k

eboco

ran b

erdas

arkan

Tab

el B

.III

. 0,0

000001

0,0

000003

0,0

0000003

0,0

0000002

2

Fra

ksi

fre

kuensi

keb

oco

ran

0,2

22222222

0,6

66666667

0,0

66666667

0,0

44444444

3a

Konse

kuensi

Ker

usa

kan

88,1

57330

1.0

68,9

72208

82,6

99292

571,7

88218

3b

Konse

kuensi

Kem

ati

an

251,0

36409

2960,7

62002

233,7

15392

1615,9

23224

3c

Konse

kuensi

Ket

erb

akar

an

251,0

36409

2.9

60,7

62002

233,7

15392

1.6

15,9

23224

ft2

ft2

ft2

ft2

4

13,9

46467

493,4

60334

3,8

95257

17,9

54702

Fra

ksi

Konse

kuen

si K

eter

bakar

an (

bari

s

no.3

c x b

ari

s no 2

) ft2

ft2

ft2

ft2

5

0

0

0

0

K

onse

kuensi

Rac

un

ft2

ft2

ft2

ft2

6

Fra

ksi

Konse

kuen

si R

acun (

bar

is n

o.5

x

bar

is n

o 2

) 0

0

0

0

ft2

ft2

ft2

ft2

7

Tota

l K

onse

kuen

si K

eterb

akar

an (

jum

lah

nil

ai b

ari

s 4)

529,2

567598

ft2

8

Tota

l K

onse

kuen

si R

acun (

jum

lah n

ilai

bar

is

6).

0

ft2

9

Kon

vers

i nil

ai K

onse

kuen

si t

erbes

ar d

engan

kat

egori

sasi

pada

Tab

el

4.2

8

C

-65-

Nilai konsekuensi untuk pipa 12” AC3 – BG adalah C .Tabel 3.30 akan menunjukkan

nilai-nilai konsekuensi dan nilai kategorisasinya dari separator dan pipa-pipa yang

dianalisis secara lengkap.

Tabel 3.30. Nilai konsekuensi dan nilai kategorisasi separator dan pipa yang dianalisis

Segmen Konsekuensi (ft2) Kategorisasi

Separator V-201 20809

E

Pipa 12” tj.mayo – BM 1674

D

Pipa 12” BM – BK 3423

D

Pipa 12” BK – BH 4565

D

Pipa 12” BH – BG Tie in 2297

D

Pipa 8” AC2 – AC3 356

C

Pipa 12” AC3 – BG 529

C

Pipa 16” BG – BG Tie in 541

C

Pipa 16” BG Tie in –

Separator V-201

7398

D

3.4. Perhitungan Kemungkinan Kegagalan

Kemungkinan kegagalan dalam analisis semikuantitatif dihitung dari penjumlahan

modul-modul teknik yang mewakili mekanisme-mekanisme kerusakan pada peralatan.

3.4.1. Subfaktor Modul Teknik Penipisan

Mekanisme penipisan terjadi untuk setiap alat baik itu separator maupun sistem

perpipaan, dalam menentukan TMSF ini, harus ditentukan konstanta reduksi ketebalan.

Harga konstanta reduksi ketebalan dapat ditentukan melalui persamaan berikut ini.

a.rKonstanta reduksi ketebalan =

t............................................................................(3.5)

-66-

dimana :

a = Lamanya peralatan beroperasi (tahun)

r = Laju korosi aktual (inchi/tahun)

t = Tebal pipa awal (inchi)

Berdasarkan nilai ar/t yang diperoleh maka subfaktor dapat ditentukan melalui Tabel 3.31

dengan mempertimbangkan berapa kali inspeksi yang telah dilakukan dan efektifitasnya.

Faktor penyesuaian subfaktor kemudian ditemukan dengan melihat faktor tingkat

keyakinan terhadap data laju korosi aktual dengan laju korosi terukur pada Tabel 3.32.

Tabel 3.31. Subfaktor modul teknik penipisan[1]

Tabel 4.32. Faktor keyakinan terhadap data laju korosi[1]

-67-

Faktor penyesuaian lain adalah desain berlebih (overdesign factor) yang merupakan

perbandingan tekanan operasi terhadap tekanan desain peralatan yang dianalisis atau

melalui perbandingan tebal terhadap selisih tebal dengan korosi yang diizinkan

(corrosion allowance, CA). Harga perbandingan tersebut kemudian dikonversikan pada

Tabel 3.33.

Tabel 3.33. Faktor desain berlebih[1]


Untuk pipa yang diamati mempunyai data sebagai berikut:

a = 20 tahun

r = 0,003388 inchi/tahun

t = 0,406 inchi

nilai laju korosi (corrosion rate) didapat dari rumus dibawah :

(Tact - Tn ) / usia pakai.............................................................................................(3.6)

Oleh karena Tact = 0,406 inchi

Tn = 0,3518 inchi

Usia = 16 tahun (data thickness diambil pada tahun 2005)

Maka nilai laju korosi dari pipa 12” AC3 – BG adalah 0,0033 in/year.

Tabel 3.34 akan memberitahukan nilai laju korosi pada pipa dan separator yang dianalisis

dengan anggapan korosi terjadi secara merata.

-68-

Tabel 3.34. Nilai laju korosi

Segmen Laju korosi (in/year)

Separator V-201 0,0012

Pipa 12” tj.mayo – BM 0,0047

Pipa 12” BM – BK 0,0054

Pipa 12” BK – BH 0,0027

Pipa 12” BH – BG Tie in 0,0058

Pipa 8” AC2 – AC3 0,0033

Pipa 12” AC3 – BG 0,0033

Pipa 16” BG – BG Tie in 0,0061


Harga konstanta reduksi ketebalan adalah sebagai berikut:

ar/t = (20 x 0,003388)/0,406 = 0,1669

Subfaktor untuk nilai harga konstanta reduksi ketebalan 0,1669 dengan banyaknya

inspeksi tiga kali dan efektifitas fairly pada Tabel 3.31 bernilai 50.

Faktor penyesuaian terhadap data laju korosi diasumsikan moderate (lihat Tabel 3.32).

Maka nilai dari tingkat keyakinan terhadap nilai laju korosi adalah 0,7.

Untuk faktor penyesuaian faktor desain berlebih dapat diperoleh sebagai berikut :

Tact/ (Tact – Corrosion Allowance) = 0,406 / (0,406 – 0,125).

Berdasarkan Tabel 3.33 maka untuk perbandingan tekanan desain terhadap tekanan

operasi 1,45 maka harga faktor desain berlebih adalah 1.

Dengan demikian nilai Subfaktor Modul Teknik Penipisan = 50 x 1 x 0,7 = 35.

Tabel 3.35 menunjukkan hasil perhitungan dari Subfaktor Modul Teknik Penipisan untuk

separataor dan pipa – pipa yang dianalisis.

-69-

Tabel 3.35. Nilai TMSF penipisan separator dan pipa-pipa yang dianalisis

Segmen Nilai kemungkinan penipisan

Separator V-201 0,7


Pipa 12” BM – BK 203

Pipa 12” BK – BH 2,1


Pipa 8” AC2 – AC3 38,5

Pipa 12” AC3 – BG 35



3.4.2 Subfaktor Modul Teknik Tube Tungku

Modul ini mewakili mekanisme kerusakan mulur (creep). Peralatan yang dianalisis dalam

modul ini adalah peralatan yang terdapat tube yang dipanaskan api (dibakar) dari luar

tube untuk memanaskan fluida yang mengalir di dalam tube, sementara tube dan

pembakaran berlangsung di dalam suatu ruang tertutup (firebox).

Kerusakan mulur dipengaruhi oleh temperatur dan tegangan peralatan tersebut.

Perubahan suatu material mengalami mulur dapat dilihat pada mikroskop optik melalui

adanya slip bands, grain boundary sliding, cavity formation and growth, dan cracking

(grain boundary, interphase boundary, and transgranular). Berdasarkan API 581 batasan

temperatur dan tegangan terjadinya mulur untuk material tertentu dapat dilihat pada Tabel

3.36 dan 3.37.

-70-

3.36. Batas temperatur terjadinya mulur[1]

Tabel 3.37. Batas Tegangan terjadinya mulur[1]

-71-


Oleh karena material yang ditinjau bukan berupa tube (pressure vessel dan perpipaan)

maka nilai TMSF berharga 0. Adapun data yang diperlukan dalam perhitungan adalah

sebagai berikut :

1. Material tube,

2. Temperatur tube,

3. Diameter tube,

4. Lamanya tube beroperasi,

5. Lamanya sejak inspeksi terakhir,

6. Ketebalan hasil inspeksi terakhir,

7. Berapa kali inspeksi dilakukan,

8. Efektifitas inspeksi,

9. Lamanya tube mengalami panas berlebih (overheat),

10. Beda temperatur tube saat overheat dengan temperatur design.

3.4.3. Subfaktor Modul Teknik Retak Akibat Korosi dan Tegangan

Modul ini mambahas tentang mekanisme kerusakan retak akibat korosi dan tegangan

untuk berbagai lingkungan tempat material peralatan berada untuk beberapa jenis

material. Pertanyaan saringan keberlakuan submodul-submodul tersebut berkisar pada

apakah lingkungan peralatan mengandung zat-zat seperti H2S, HF, air asam, khlorida, dan

apakah material peralatan jenis karbon, baja paduan rendah atau baja tahan karat

austenitik. Bila peralatan tersebut bertekanan dan peralatan yang dianalisis memenuhi

kriteria material yang disyaratkan oleh API 581 maka nilai dari Subfaktor Modul Teknik

Retak akibat Korosi dan Tegangan bernilai 1.


Lingkungan sekitar pipa 12” AC3 – BG tidak memiliki zat-zat korosif baik itu di sekitar

lingkungan maupun di dalam fluida yang mampu menyebabkan terjadinya SCC. Oleh

karena pipa yang dianalisis tidak memiliki kerawanan mekanisme kerusakan SCC maka

Jumlah total Technical Modul Sub Faktor Retak akibat Korosi dan Tegangan adalah 1.

-72-

Adapun data yang diperlukan setelah lolos dari pertanyaan saringan adalah sebagai

berikut :

1. Tekanan operasi,


3. Tekanan design,

4. Material konstruksi peralatan,

5. Tahun terakhir dilakukan inspeksi,

6. Efektifitas inspeksi yang dilakukan,

7. Banyaknya inspeksi,

8. Online monitoring pada perlatan.

3.4.4. Subfaktor Modul Teknik Patah Getas

Dalam API 581 jenis-jenis mekanisme patah getas dapat dibagi menjadi beberapa bagian,

yakni :

• Penggetasan temperatur dan ketangguhan rendah

Mekanisme patah getas merupakan kegagalan tiba-tiba suatu material yang

biasanya berawal dari adanya retakan atau cacat pada material. Mekanisme

kerusakan ini sering terjadi pada material dibawah temperatur transisinya.

Temperatur transisi merupakan rentang suatu temparatur dari suatu material yang

berubah sifat dari ulet menjadi getas. Peralatan rawan mengalami penggetasan

ketika adanya gangguan yang menyebabkan temperatur operasi lebih rendah

daripada temperatur transisinya.

• Penggetasan Pemanasan

Penggetasan jenis ini terjadi akibat pemanasan material hingga rentang temperatur

650oF – 1070

oF yang diikuti pendinginan secara perlahan. Mekanisme kerusakan

adalah terjadinya pemisahan unsur-unsur paduan maupun pengotornya (mangan,

fosfor, silikon, timah) pada batas butir. Penggetasan terhadap ketangguhan terjadi

pada saat peralatan dimatikan (shut down) ataupun saat penyalaan (startup) pada

material baja Cr-Mo (1 ¼ Cr- ½ Mo, 2 ¼ Cr – ½ Mo, atau 3 Cr – 1 Mo).

-73-

• Penggetasan 885oF

Penggetasan ini terjadi pada material pipa yang terbuat dari baja ferrit dengan

kadar Cr yang tinggi (>12%) dan temperaur operasi diantara 700oF – 1050

oF.

Mekanisme kerusakan akibat terjadinya presipitasi fasa intermetalik khrom-fosfor

pada batas butir. Penggetasan ini juga mengurangi ketangguhan material pada saat

temperatur yakni saat shutdown dan startup. Proses pengembalian ketangguhan

dapat dilakukan kembali dengan memanaskan hingga rentan temperatur 1400oF –

1500oF.

• Penggetasan akibat fasa sigma

Penggetasan ini terjadi pada material pipa menggunakan baja tahan karat austenit

dengan temperatur operasi antara 1100oF dan 1700

oF. Berkurangnya ketangguhan

material akibat terbentuknya fasa sigma. Fasa sigma adalah senyawa intermetalik

Fe-Cr yang bersifat keras dan getas. Fasa sigma yang telah terbentuk pada

material dapat dihilangkan dengan penguatan pelarutan pada temperatur 1950oF

hingga empat jam diikuti pendinginan cepat dengan menggunakan air.


Material spesifikasi dari pipa 12” AC3 – BG adalah baja karbon (lihat Tabel 3.7) maka

yang memungkinkan terjadi adalah penggetasan temperatur dan ketangguhan yang

rendah, maka data dari MDMT (Material Design Minimum Temperature) harus

diketahui.

Berdasarkan kondisi operasi (lihat Tabel 3.7) :

• Temperatur operasi = 170oF

• Temperatur MDMT = -49oF

Oleh karena temperatur operasi tidak melewati batas minimum maka pipa masih berada

pada temperatur operasi yang aman dan penggetasan tidak terjadi, maka teknikal modul

subfaktor untuk patah getas = 0.

-74-

3.4.5. Subfaktor Modul Teknik HTHA

Modul teknik ini berisi pembahasan mekanisme kerusakan berupa dekarburisasi

sebagaimana telah dibahas dalam bab dua, serta perhitungan sub faktornya. Material yang

perlu dihitung subfaktornya dalam modul ini adalah bila jenis baja adalah baja karbon

atau baja paduan rendah yang beroperasi pada temperatur diatas 400oF dan tekanan diatas

80 psi.


Material pipa 12” AC3 – BG merupakan baja karbon dengan temperatur berada di bawah

400oF dan lingkungan sedikit terdapat hidrogen hal-hal tersebut diluar kondisi terjadinya

kegagalan HTHA, maka untuk subfaktor modul teknik HTHA bernilai 0. Adapun data

yang diperlukan untuk menghitung subfaktor modul teknik ini yaitu :

1. Tekanan operasi,


3. Fraksi mol hidrogen dalam fluida,

4. Lamanya peralatan telah terpasang,

5. Material konstruksi peralatan,

6. Efektifitas inspeksi,

7. Banyaknya inspeksi.

3.3.6. Subfaktor Modul Teknik Kelelahan Mekanik

Modul ini diarahkan bagi peralatan yang tergolong sistem perpipaan yang berpotensi

mengalami mekanisme kerusakan kelelahan mekanik. Indikasi adanya sistem kelelahan

mekanik yang dialami peralatan antara lain :

• Sistem perpipaan pernah mengalami kegagalan akibat kelelahan mekanik,

• Sistem perpiapaan mengalami getaran,

• Konstruksi sistem perpipaan terhubung dengan sumber getaran, seperti : Pompa,

kompresor dan sebagainya.

-75-


Pipa yang diamati merupakan pipa-pipa yang berdekatan ataupun terhubung dengan

pompa sehingga modul ini diproses untuk mendapatkan TMSF kelelahan mekanik. Dan

biasanya pipa yang mengalami getaran adalah pipa yang berada di dalam plant bukanlah

pipa eksport line seperti pipa 12” AC3 – BG sehingga untuk nilai TMSF ini berjumlah 0.

Modul ini hanya dikerjakan untuk pipa 16” BG Tie in – Separator V 201 dmana pipa ini

memasuki wilayah plant sehingga perhitungan dilakukan dengan menjawab pertanyaan-

pertanyaan yang ada pada Tabel 3.39 – 3.47.

Tabel 3.39. Catatan kegagalan kelelahan[1]

Karena pipa 16” BG Tie in – Separator V-201 tidak pernah terjadi kegagalan karena

kelelahan mekanik, maka nilai catatan kegagalan = 1.

Tabel 3.40. Kecurigaan getaran[1]

Karena pipa 16” BG Tie in – Separator V-201 bergetar dengan kekuatan getaran medium,

maka nilai kecurigaan getaran = 50.

-76-

Tabel 3.41. Faktor koreksi terhadap getaran[1]

Pipa 16” BG Tie in – Separator V-201 memiliki getaran yang konstan, tidak ada

pemanjangan getaran, maka nilai Faktor koreksi terhadap getaran = 1.

Tabel 3.42. Sumber getaran[1]

Pipa 16” BG Tie in – Separator V-201 berdekatan dengan kompresor (reciprocating

machinery), maka nilai sumber getaran = 50.

Tabel 3.43. Perbaikan yang pernah dilakukan[1]

Pipa 16” BG Tie in – Separator V-201 pernah dilakukan modifikasi oleh para engineer

karena pernah adanya getaran yang tinggi pada saat pipa memasuki Separator V-201

meskipun tidak sampai adanya kegagalan mekanik, maka nilai perbaikan = 0.2.

-77-

Tabel 3.44. Kompleksitas sistem perpipaan

Pipa 16” BG Tie in – Separator V-201 memiliki 6 percabangan sebelum menuju

Separator V-201, maka nilai kompleksitas = 1.

Tabel 3.45. Desain Percabangan

Desain percabangan dari pipa 16” BG Tie in – Separator V-201 adalah weldolets, maka

nilai desain percabangan = 0.2.

Tabel 3.46. Kondisi Pipa

Kondisi pipa 16” BG Tie in – Separator V-201 masih dalam keadaan baik, maka nilai

kondisi pipa = 1.

-78-

Tabel 3.47. Diameter cabang

Diameter percabangan pipa 16” BG Tie in – Separator V-201 tidak ada yang melebihi

2 inchi, maka nilai diameter cabang = 0,02.

Total nilai kemungkinan kegagalan untuk pipa 16” BG Tie in – separator V 201 adalah 1

x 50 x 1 x 50 x 0,2 x 1 x 0,2 x 1 x 0,02 = 2.

3.4.7. Subfaktor Modul Teknik Pelapis

Sasaran modul ini adalah peralatan yang diberi pelapis pada bagian dalamnya (internal

lining) untuk melindungi material peralatan dari kegagalan akibat pengaruh lingkungan

bagian dalam peralatan. Untuk pipa dan separator milik EMP Malacca Strait tidak diberi

lapisan tersebut sehingga subfaktor modul ini bernilai 0.

3.4.8. Subfaktor Modul Teknik Kerusakan Luar

Seperti yang telah dijelaskan pada BAB II mekanisme kerusakan yang dibahas modul ini

yaitu :

1. Korosi luar pada material baja karbon dan baja paduan rendah, bila peralatan tidak

diberi lapisan pelindung (insulation).

2. Korosi dibawah lapisan pelindung pada material baja karbon dan baja paduan

rendah, bila peralatan diberi lapisan pelindung.

3. Retak akibat korosi dan tegangan pada bagian luar pada material baja tahan karat

austenitik, bila peralatan tidak diberi lapisan pelindung.

4. Korosi luar dibawah lapisan pelindung dan retak akibat korosi dan tegangan pada

material baja tahan karat austenitik, bila peralatan diberi pelindung.

-79-

Pipa 12” AC3 – BG memiliki temperatur operasi 170oF, material spesifikasi adalah baja

karbon, dan pipa di insulasi maka pipa 12” AC3 – BG masuk dalam selang korosi di

dalam insulasi (CUI). Oleh karena itu, modul ini diproses untuk mendapatkan nilai TMSF

kerusakan luar.


Kondisi lingkungan di daerah Kurau tergolong arid (kering) dan temperatur operasi 170oF

sehingga apabila melihat Tabel 3.48 dapat diketahui laju korosi luarnya.

Tabel 3.48. Asumsi laju korosi luar untuk kerusakan luar baja karbon dan baja paduan

rendah

Dari Tabel 3.48 dapat diketahui laju korosinya yaitu 1 mpy setelah mendapatkan laju

korosinya, data yang di perlukan adalah apakah pipa menyentuh tanah atau kah tidak,

untuk hal ini pipa 12” AC3 – BG tidak menyentuh tanah maka laju korosi pipa tetap 1

mpy, apabila terkena tanah, maka laju korosi dikalikan dengan dua.

Kondisi coating tidak diketahui maka umur coating tidak ditambah tetap 19 tahun sebab

umur coating = umur instalasi pipa, dengan metode yang sama dengan TMSF penipisan

yaitu menghitung ar/t maka nilai ar/t dari pipa 12” AC3 – BG adalah 0,0492611 dengan

nilai TMSF sebesar 1 (lihat Tabel 3.30)

-80-

3.4.9. Penentuan Kategori Kemungkinan

Kemungkinan dinyatakan dengan hasil penjumlahan subfaktor-subfaktor yang telah

dijelaskan. Kategori kemungkinan kemudian ditentukan berdasarkan Tabel 3.49

Tabel 3.49. Kategorisasi kemungkinan kegagalan

Perhitungan :

Subfaktor Modul Teknik Penipisan = 35

Subfaktor Modul Teknik Tube Tungku = 0

Subfaktor Modul Teknik Retak akibat Korosi dan Tegangan = 1

Subfaktor Modul Teknik Patah Getas = 0

Subfaktor Modul Teknik HTHA = 0

Subfaktor Modul Teknik Kelelahan Mekanik = 0

Subfaktor Modul Teknik Pelapis = 0

Subfaktor Modul Teknik Kerusakan Luar = 1

Jumlah total dari nilai TMSF = 37

Dikonversikan dengan nilai kemungkinan pada tabel 4.48, maka terdapat di kategori 3

Tabel 3.50 akan memberitahukan nilai-nilai kemungkinan beserta kategorisasi risiko

kemungkinan dari pipa-pipa dan separator yang di analisis.

-81-

Tabel 3.50. Nilai kemungkinan kegagalan dan nilai kategorisasi separator dan pipa yang

dianalisis

Segmen Kemungkinan

kegagalan Kategorisasi

Separator V-201 2.7

2


4

Pipa 12” BM – BK 414

4

Pipa 12” BK – BH 8.1

2


4

Pipa 8” AC2 – AC3 40.5

3

Pipa 12” AC3 – BG 37

3


4

Pipa 16” BG Tie in –

Separator V-201

4,7

4

3.5. Penentuan Umur Pipa dan Separator

Agar keputusan mitigasi dapat lebih terencana dan lebih baik, faktor umur sisa dari

peralatan sangat diperlukan. Ada banyak cara untuk menemukan umur pipa diantaranya

adalah penentuan dengan anggapan pipa terkorosi merata dengan tekanan yang kecil dan

yang kedua pipa terkorosi merata dengan tekanan yang besar.

3.5.1. Penentuan Ketebalan Minimum

Ketebalan minimum diperlukan untuk menentukan batas kebolehan pipa tersebut untuk

dipakai. Pipa 12” AC3 – BG akan kembali dijadikan model dalam penentuan umur pipa.

-82-


treq = PD/2(SE+PY) + A.............................................................................(3.7)

dimana :

P = Pressure design (psi)

D = Diameter luar pipa (inchi)

S = Allowable stress (psi) (bisa 30250, bisa 40000, bisa 60000, akan dijelaskan

pada bab 5)

E = Joint Efficiency (seamless = 1 and ERW = 0,85)

Y = Koefisien Temperatur

A = Corrosion Allowance

Dari persamaan diatas didapat treq sebesar 0,147 inchi dengan menggunakan S = 30250

psi atau sedikit dibawah titik luluhnya. Sedangkan ketebalan pipa saat diukur dengan

metoda UT (Ultrasonic Testing) adalah sebesar 0,3518 inchi, dimana nilai treq < tterukur

maka dapat dikatakan pipa tidak mengalami kegagalan saat ini. Dan hasil inspeksi dapat

diterima.

3.5.2. Penentuan Laju Korosi

Penentuan laju korosi ini sangat penting untuk dilakukannya penentuan umur pipa baik

itu hanya dengan analisis penipisan maupun dengan menggunakan analisis tegangan hoop

( hoop stress ).

Perhitungan :

CR = (tact – tn) / usia pakai ....................................................................(3.8)

dimana :

CR = Corrosion rate ( inchi / year)

tact = Ketebalan saat pertama kali pipa dipasang (inchi)

tn = Ketebalan saat ini (inchi)

-83-

Dari persamaan di atas didapat laju korosi sebesar 0,0033 inchi / tahun dengan data yang

diambil pada tahun 2005 lalu (usia pakai 16 tahun) dan semua data dapat dilihat pada

Tabel 3.7.

3.5.3. Menghitung Umur Pipa dan Separator Dengan Pengaruh Penipisan

Perhitungan dapat dilakukan dengan menggunakan dua cara yaitu dengan menggunakan

perhitungan standar atau dengan menggunakan grafik, keduanya memiliki hasil yang

sama.

Perhitungan :

Menggunakan rumus :

(tact – treq) / CR ..............................................................................................................(3.9)

dimana :

Treq = 0,14728285 inchi

Tact = 0,406

CR = 0,0033

Dari perhitungan didapat umur pipa adalah 76,37 tahun atau untuk ukuran engineer 76,37

dibulatkan menjadi 77 tahun dan umur sisa pipa dari sekarang ( 2009 ) adalah 57 tahun.

Sedangkan dengan cara grafik dapat ditentukan dengan grafik seperti ditunjukkan pada

Gambar 3.2.

-84-

0,13

0,18

0,23

0,28

0,33

0,38

1989

1995

2001

2007

2013

2019

2025

2031

2037

2043

2049

2055

2061

2067

Tahun

Ketebalan (inchi)

Thickness min thickness (x SF)

Gambar 3.2. Grafik tahun vs tebal pipa

Dari Gambar 3.2 dapat dilihat perpotongannya yaitu pada tahun 2066 yang berarti umur

pipa adalah 77 tahun sama dengan yang didapat pada perhitungan.

3.5.4. Penghitungan Umur Pipa dan Separator Dengan Pengaruh Tegangan

Tegangan yang ditimbulkan fluida terhadap pipa dapat membuat salah satu faktor umur

peralatan yang semakin memendek, untuk itu tekanan yang dihasilkan fluida terhadap

pipa harus dihitung untuk menghitung umur pipa, sebab pipa merupakan material yang

2066 ;

0,145

-85-

memiliki tekanan yang cukup tinggi. Maximum Allowable Operating Pressure adalah

tekanan gas maksimum sistem yang masih diperbolehkan untuk dioperasikan sedangkan

hoop stress adalah salah satu bagian dari tekanan internal pipa yang terbesar dan

mempunyai arah mengelilingi pipa seperti yang dijelaskan pada bab 2.


• Penentuan Maximum Allowable Operating Pressure

Dengan rumus (2.5) dan data masukan berupa :

SMYS = 42000 psi

T = 0,3518 inchi

OD = 12,75 inchi

F = 0,72

E = 1

T = 0,4

Maka nilai dari M.A.O.P adalah 667,509459 psi. Hasil ini dibandingkan dengan

tekanan operasi pipa yaitu 100 psi karena tekanan operasi < M.A.O.P dapat

disimpulkan bahwa pipa masih berada dalam batas aman operasi dan perhitungan

dapat diterima.

• Penentuan hoop stress

Dengan rumus (2.4) dan data masukan dari Tabel 3.7 berupa :

Pdesign = 1350 psi

D = 12,75 inchi

t = 0,3518 inchi

Maka didapat nilai hoop stress adalah 24463,47 psi

• Penentuan umur pipa karena pengaruh hoop stress

Penentuan umur pipa karena pengaruh hoop stress dapat ditentukan lewat grafik

seperti Gambar 3.3.

-86-

12000

17000

22000

27000

32000

37000

1989

1994

1999

2004

2009

2014

2019

2024

2029

tahun

stress (psi)

Hoop Stress SF

SAMYS X 0,72

hoop stress

Gambar 3.3. Penentuan umur pipa dengan analisis tegangan hoop dan dengan batas

SMYS X 0,72

Dari Gambar 3.3 dapat dilihat pada tahun 2025 pipa AC2 – BG akan melewati batas

keamanan operasiannya artinya umur pipa adalah 2025 – 1989 yaitu 36 tahun sedangkan

umur sisa pipa yaitu 2009 – 2025 yaitu 16 tahun.

SMYS x 0,72

2025 ;

30298

bab iii perhitungan resiko - · pdf filejenis coating polyken wrap type yield strength 42000...

Documents