PERENCANAAN JADWAL

INSPEKSI DENGAN METODE

RISK BASED INSPECTION (RBI)

PADA BOILER B-6201

DI PT PETROKIMIA, GRESIK

TRI JUWITA N.6506 040 057

1. Mengidentifikasi resiko kegagalan dari boiler B-6201 dengan menggunakan FMEA.

2. Mengidentifikasi nilai resiko kegagalan dari boiler B-6201 dengan pendekatan RBI

3. Merencanakan jadwal inspeksi pada boiler B-6201 dengan pendekatan RBI

Risk Based Inspection

metode untuk menentukan rencana inspeksi(equipment mana saja yang perlu diinspeksi

dan kapan diinspeksi) berdasarkan resikokegagalan suatu peralatan.

Start

Identifikasi Masalah

Penetapan Tujuan

Studi LiteraturStudi Lapangan

Pengumpulan Data :

- Data primer : wawancara Appendix API 581

- Data sekunder : data kerusakan, spek boiler B-6201, flow diagram dari boiler B-6201

Tahap Identifikasi bahaya dengan

FMEA

Analisa kualitatif RBI

1. likelihood : EF, DF,IF, CCF, PF, MDF

2. consequence : TQF, DF, CF, PF

Analisa kuantitatif RBI

1. likelihood

- General Failure Frequency

- EMF

- Management evaluation factor

2. consequence

- pemilihan lubang kebocoran

- perkiraan laju aliran kebocoran

-penjelasan tipe pelepasan

- evaluasi respon kebocoran

- perhitungan resiko

Kesimpulan dan Saran

Perencanaan Inspeksi

Finish

Tahap Awal

Tahap Pengumpulan dan Pengolahan Data

Tahap Analisa

Tahap Kesimpulan dan Saran

Metode Kualitatif RBI

Pompa feed,

Pipa api

L

i

k

e

l

i

h

o

o

d

Co n s e q u e n c e

A B C D E

5

4

3

2

1

Matrik Resiko Boiler B-6201

Metode KuantitatifRBI

Analisa Likelihood

-Management System Evaluation Factor

Dari management system evaluation score didapatkan nilai 849kemudian dikonversi ke dalam grafik semi logaritma dan diperoleh nilai 0,2

-Generic Failure Frequency

Komponen

Generic Failure Frequency

¼ in 1 in 4 in Rupture

Pompa feed 6x10-3 5x10-4 1x10-4 -

Pipa api - 4,62x10-6 - 6,60x10-7

Grafik konversi Management System Evaluation Score menjadi Management System Evaluation

Factor

Analisa Likelihood

-Equipment Modification Factor

1. Universal subfactor : kategori B dan numeric valuenya adalah 0

2. Mechanical Subfactor :- Life cycle : Pompa feed =0, pipa api=0- Safety element : pompa feed =2, pipa api =2- Vibration monitoring : pompa feed = -2- Construction Code : pompa feed= 1, pipa api = 0Untuk pompa feed nilai mechanical subfactor adalah 1 dan untuk pipa api nilainya adalah 2.

3. Process Subfactor- continuity element : 2- relieve valve element : 1Nilai process subfactor adalah 3.

4. Technical Module Subfactor (TMSF) : p0mpa feed = 400, pipa api = 16,055

Nilai dari equipment modification factor pompa feed 404 dan pipa api 21,06.

Analisa Likelihood

Ukuran

Lubang

Management

Evaluation

Factor

Generic Failure

Frequency

Equipment

Modification

factor

Likelihood

¼ in 0.2 6x10-3 404 484,8x10-3

1 in 0.2 5x10-4 404 404x10-4

4 in 0.2 1x10-4 404 80,8x10-4

Rupture - - - -

Ukuran

Lubang

Management

Evaluation

Factor

Generic Failure

Frequency

Equipment

Modification

factor

Likelihood

¼ in - - - -

1 in 0,2 4,62x10-6 21,06 19,46x10-6

4 in - - - -

Rupture 0.2 6,60x10-7 21,06 27,8x10-7

Likelihood Metode Kuantitatif Pompa Feed

Likelihood Metode Kuantitatif dari Pipa Api

Analisa Consequence

Ukuran

Lubang

Likelihood Consequence Resiko

¼ in 484,8x10-31,56 0,8 x10-6

1 in 404x10-4 13,11 53 x10-6

4 in 80,8x10-3 26 2,1 x10-6

Rupture - - -

Ukuran

Lubang

Likelihood Consequence Resiko

¼ in - - -

1 in 19,46x10-6 12,9 25,1x10-7

4 in - - -

Rupture 27,8x10-7 17,2 478,1x10-7

No. Ukuran lubang Release rate

(lb/sec)

Massa yang terlepas

setelah 3 menit ( lb)

1. ¼ in 0,95 171

2. 1 in 15,26 2746,8

3. 4 in 244,29 43972,2

4. rupture - -

No. Ukuran lubang Release rate

(lb/sec)

Massa yang terlepas

setelah 3 menit ( lb)

1. ¼ in - -

2. 1 in 14,28 2571,22

3. 4 in - -

4. rupture 45,28 8151,71

Laju Aliran Kebocoran Pompa Feed

Laju Aliran Kebocoran Pipa Api

Nilai resiko Pompa Feed

Nilai Resiko Pipa api

kerusakan : SCCTMSF : 404

Tingkat inspeksi : usually effectiveMenurut API 581, karena inspeksi terakhir

dilakukan tahun 2009, maka inspeksi selanjutnya adalah 3 tahun kemudian yaitu

pada tahun 2012

Pompa Feed

kerusakan : Furnace TubeTMSF : 16,055Tingkat inspeksi : usually effectivePipa api juga akan diinspeksi 3 tahun kemudian dari tahun 2009, yaitu dilakukan pada tahun 2012.

Pipa Api

Identifikasi resiko kegagalan dari boiler B-6201 dengan FMEA, menunjukkan bahwa resiko terbesar dimiliki oleh komponen pompa

feed dengan nilai 30 dan pipa api dengan nilai 24.

Dari pendekatan RBI, untuk analisa kualitatif diperoleh matriks resiko yang menunjukkan bahwa pompa feed dan pipa api berada pada

tingkat resiko medium-high, untuk analisa kuantitatif diperoleh nilai resiko 55,9x10-6 untuk pompa feed dan 50,32x10-6 untuk pipa api.

Dengan pendekatan RBI, jadwal inspeksi untuk pompa feed dan pipa api direncanakan dilakukan pada tahun 2012, yaitu 3 tahun setelah

inspeksi terakhir dilakukan pada tahun 2009.

KESIMPULAN