133

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.

134

Gambar 5. 1 Sistem Pipeline milik Vico Indonesia

135

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.

136

Tabel 5. 1 Pipeline Pada PK 30+350

No Crossing ID

Pipeline

NPS

Service

Pipeline Location

1 PK 30+350 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 -

Nilam

12" Cond Tatun - PK 1.4

(Handil)

42" Gas PK 0.7 -

Badak

Pipeline Section at

Road Crossing

(Begin ID)

PK 30+300 PK 15+250 KP 45+531

Pipeline Section at

Road Crossing (End

ID)

PK 30+350 PK 15+200 KP 45+631

Nominal Diameter

of Pipe (in) 20 12 42

Outside Diameter of

Pipe (in) 20 12.75 42

Design Wall

Thickness (in) 0.438 0.25 0.705

Material API 5LX GR 56 API 5LX GR 60 API 5LS GR 70

60% Spesific

Minimum Yield

Stress (Psi) 33600 36000 42000

Year of Installation 1982 1997 1998

Design Pressure

(psi) 1453 696 1409.5

Max. Operating

Pressure (psi) 1320.91 632.73 1281.36

Design

Temperature (0F) 120 120 120

Hidrotest Pressure 1816.25 870.00 1761.88

137

Crossing ID : 30+350

(psi)

Operating Pressure

(psi) 800 351 929

Operational Stress

(psi) 25367.83359 10726.86961 27951.85902

Operating

Temperature (°F) 105 86 93.7

Ambient Pressure

(psi) 14.7 14.7 14.7

Ambient

Temperature (0F) 82 82 82

Buried Depth (in) 59.06 53.15 27.56

One mile population

count >400 >400 >400

Population Type 6 6 6

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

138

139

140

141

142

143

144

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 Pipeline

NPS Service Pipeline Location Pipeline Risk

Road Crossing

Risk

1 PK 30+350 20" Gas Handil - Nilam 2B (Low)

12" Condensate Tatun - PK 1.4

(Handil) 2A (Low)

42" Gas PK 0.7 - Badak 2E (Medium –

High)

2E

(Medium – High)

145

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.

146

Tabel 5.5 Hasil Perhitungan Kategori Resiko 20” Gas Pipeline

147

148

149

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 Pipeline

NPS Service

Pipeline

Location Pipeline Risk

Road Crossing

Risk

1 PK 30+350 20" Gas Handil - Nilam 2E (Medium –

High)

12" Condensate Tatun - PK 1.4

(Handil)

2E (Medium –

High)

42" Gas PK 0.7 - Badak 2E (Medium –

High)

2E

(Medium – High)