BAB II. Teori Dasar. 2.1 Sistem Pipeline

BAB II

Teori Dasar

2.1 Sistem Pipeline

Pipeline adalah sebuah pipa dengan ukuran tertentu yang disambung untuk mengalirkan fluida dari area satu ke area yang lain. Dengan pipeline maka fluida dapat dialirkan dari suatu proses ke proses yang lain. Tanpa adanya pipeline tersebut maka akan sulit sekali bagi industri proses untuk menghasilkan produk sesuai dengan spesifikasi yang diinginkan.

Pipelines dibagi menjadi tiga kategori: 1. Export line / Trunk line

Export pipeline adalah pipeline yang manyalurkan minyak atau gas olahan antara satu platform ke platform lainnya. atau antara platform dengan fasilitas di darat.

2. Flowline

Flowline adalah pipeline yang menyalurkan fluida dari sumur pengeboran ke downstream process component yang pertama.

3. Injection line

Injection line adalah pipeline yang mengarahkan cairan atau gas untuk mendukung aktifitas produksi (contoh: injeksi air atau injeksi gas, gas lift, chemical injection line)

Sebuah pipeline harus mempunyai beberapa kriteria yang harus dipenuhi sebagai berikut:

1. Mampu menahan tekanan akibat fluida didalamnya (tekanan).

Untuk mengalirkan fluida dari satu titik ke titik lainnya memerlukan suatu perbedaan tekanan. Tanpa perbedaan tekanan tersebut fluida tidak akan dapat mengalir. Selain itu untuk suatu proses tertentu hanya dapat

terlaksana pada tekenan tertentu. Sehingga suatu pipa dalam sebuah pipeline harus mampu menahan beban akibat tekanan tersebut supaya fluida yang didalamnya tidak mengalami kebocoran dan mengalir keluar. 2. Mampu mengatasi gaya gesek akibat aliran fluida.

Aliran fluida didalam pipa tersebut akan mengakibatkan gaya gesek terhadap dinding pipa akibat adanya viskositas dari fluida dan kecepatan alirannya. Semakin besar viskositas fluida tersebut akan semakin besar gaya gesek yang ditimbulkannya, sehingga suatu pipa harus mampu menahan gaya gesek yang ditimbulkan fluida tersebut.

3. Mampu mengatasi momen akibat gaya berat pipa (beban statik) dan fluida didalamnya (beban dinamik) serta akibat gaya-gaya luar.

Berat pipa beserta fluida didalamnya yang tidak kecil tersebut harus mampu ditahan oleh tumpuan dan sambungan flange yang ada. Semakin panjang jarak tumpuannya maka semakin berat momen yang dihasilkan sehingga memerlukan kekuatan tumpuan dan sambungan flange yang lebih besar.

4. Mampu mengatasi beban fatigue.

Rotating equipment seperti pompa dan generator yang selalu berputar mengakibatkan beban fatigue terhadap pipeline yang berhubungan langsung terhadapnya. Dengan adanya beban fatigue dapat mengakibatkan jenis kegagalan tersendiri terhadap pipeline tersebut. Sehingga sebuah pipeline harus memiliki kemampuan untuk menahan beban fatigue.

5. Mampu mengatasi beban termal

Fluida didalam pipeline tersebut beroperasi pada temperatur yang berbeda-beda tergantung pada proses yang dilakukan. Temperatur yang tinggi tersebut mengakibatkan material pipa mengalami ekspansi. Sehingga suatu pipeline harus dapat menahan beban eksapansi yang diakibatkan temperatur yang tinggi tersebut.

Gambar 2. 1 Contoh Sistem Perpipaan[5]

Dalam sebuah sistem perpipaan terdapat berbagai macam komponen didalamnya seperti katup, percabangan, belokan dan lain sebagainya. Dalam menyambungkan berbagai macam komponen dengan pipa dalam sistem perpipaan tersebut selalu menggunakan sambungan flange. Sambungan flange tersebut harus memiliki performansi yang sangat baik dan memiliki semua kriteria yang harus dimiliki sebuah pipeline seperti yang dijelaskan diatas. Demikian juga spesifikasi yang dimiliki oleh sebuah sambungan flange tersebut harus diketahui benar-benar ketika mau melakukan pemasangan maupun penggantian.

2.2 Risk Based Inspection

Risk Based Inspection adalah salah satu program dimana inspeksi terhadap suatu pipeline atau sistem dilakukan berdasarkan resiko yang dapat ditimbulkan. Semakin besar resiko yang dapat ditimbulkan dari suatu pipeline, maka semakin rutin program inspeksi yang dilakukan. Dengan melakukan inspeksi seperti corrective maintanance dan sebagainya, diharapkan kerusakan, kegagalan atau resikonya bisa dikurangi.

Yang dimaksud dengan resiko tersebut adalah kemungkinan dampak yang dapat ditimbulkan suatu pipeline terhadap lingkungan dan orang disekelilingnya, serta berbagai macam kerugian yang dapat ditimbulkan seperti kerugian ekonomi akibat berhentinya proses produksi. Pada Risk Based Inspection program tersebut,

besarnya resiko didefinisikan dari perkalian antara Consequence of Failure dan Probability of Failure. Dimana Consequence of Failure menggambarkan besarnya konsekuensi yang dapat ditimbulkan terhadap lingkungan sekitarnya. Sedangkan Probability of Failure menyatakan besarnya kemungkinan kerusakan yang dapat terjadi akibat pembebanan dan sebagainya. Hal ini dapat dilihat pada gambar dibawah ini.

Gambar 2. 2 Diagram RBI[3]

Gambar 2. 3 Risk Assessment Model[3]

Risk

Probability

_Consequence

Dari gambar Diagram RBI diatas dapat dilihat ada beberapa kegiatan untuk melakukan RBI program antara lain adalah pengumpulan data, pengkategorian resiko dan perencanaan program inspeksi. Output utama dari program tersebut adalah sebuah program inspeksi, dimana diketahui kapan akan melakukan suatu inspeksi dengan metode tertentu. Pada kesempatan kali ini penuis hanya menjelaska tentang pengkategorian resiko.

Secara umum, besarnya nilai kategori resiko sebuah pipeline dikategorikan dengan menggunakan mapping dari kategori resiko. Dimana nilai tersebut didapatkan dari perkalian antara probaility of failure dan consequence of failure. Berikut diberikan contoh mapping pengkategorian resiko.

Gambar 2. 4 Risk Matrix Berdasarkan API 581[1]

Gambar risk matrix diatas menunjukkan daerah dimana suatu pipeline masih dapat diterima atau harus melakukan corrective maintenance terhadap pipeline tersebut. Daerah atau range tersebut berada didaerah tertentu berdasarkan nilai consequence dan probability. Dengan mengetahui risk suatu pipeline diharapkan unscheduled shutdown dapat dikurangi.

Pada penganalisaan sebuah pipeline perlu sekali untuk membagi pipeline tersebut menjadi beberapa bagian berdasarkan kondisi dalam pipeline tersebut itu sendiri dan kondisi lingkungannya. Misalkan untuk bagian pipeline yang merupakan minor atau mayor harus dibagi berdasarkan ukuran diameternya. Sedangkan untuk kondisi lingkungan dimana pipeline ditempatkan juga harus dibedakan. Misalkan untuk bagian pipeline yang terletak diatas tanah akan berbeda dengan bagian pipeline yang memotong sungai. Misalkan juga pipeline yang ada di hutan akan berbeda dengan pipeline yang menembus jalan raya di hutan tersebut.

Gambar 2. 5 Pembagian Pipeline Menjadi Beberapa Segmen[2]

Pembagian tersebut dilakukan berdasarkan karakteristik dari pipeline yang berbeda-beda setiap kondisi lingkungan yang berbeda. Misalkan dijalan akan menerima beban dinamik yang lebih sering dibandingkan yang ditengah hutan. Sedangkan untuk sebuah pipeline yang mempunyai panjang yang besar bisa menembus sungai, jalan raya dan sebagainya. Untuk setiap bagian tersebut harus dianalisis berdasarkan karakteristik dan kondisi lingkungannya masing-masing.

Dibawah ini ditunjukkan dua buah metode untuk menentukan pengkategorian resiko sebuah pipeline.

2.3 Pengkategorian Resiko Berdasarkan Metode Muhlbauer

Metode pertama yang digunakan untuk menentukan besarnya kategori resiko sebuah pipeline adalah metode Muhlbauer. Dalam metode ini ada beberapa faktor yang diperhitungkan untuk menentukan besarnya kategori resiko sebuah pipeline. Beberapa faktor yang mempengaruhi dapat dilihat pada gambar dibawah ini.

Gambar 2. 6 Flowchart Pengkategorian Resiko Metode Muhlbauer[2]

Dari Flowchart diatas dapat kita lihat beberapa faktor yang menentukan kategori resiko suatu pipeline. Dari sini kita akan mengetahui besarnya resiko tersebut berdasarkan skor relatif yang diperoleh suatu pipeline dengan memasukkan setiap faktor yang ada.

2.3.1 Probability of Failure (PoF)

Probability of Failure menyatakan besarnya kemungkinan suatu pipeline atau sistem untuk mengalami kegagalan. Besarnya suatu kemungkinan tersebut dipengaruhi oleh beberapa faktor. Dalam pipeline risk assessment tersebut ada beberapa faktor antara lain adalah third-party damage factor, corrosion factor, design factor dan incorrect operation factor.

Setiap faktor tersebut menentukan seberapa besar kemungkinan terjadinya kegagalan. Misalnya untuk faktor korosi, maka untuk pipeline yang berada pada daerah yang memiliki korosivitas tinggi akan mengakibatkan mudah terkorosi,

sehingga kemungkinan untuk terjadinya kegagalan akibat korosi tersebut semakin besar.

2.3.2 Consequence of Failure (CoF)

Consequence of Failure (CoF) menyatakan besarnya konsekuensi yang dapat ditimbulkan akibat adanya kegagalan dari suatu pipeline atau sistem. Setelah mengetahui besarnya konsekuensi yang mungkin dapat ditimbulkan maka dapat ditentukan besarnya resiko yang dapat ditimbulkan. Besarnya kategori CoF berdasarkan metode Muhlbauer ini lebih mengarah kepada lingkungan sekitar pipeline.

Pada pengkategorian resiko metode Muhlbauer ini, CoF disebut sebagai Leak Impact Factor yang menyatakan besarnya akibat yang dapat ditimbulkan karena kegagalan / kebocoran suatu pipeline.

Gambar 2. 7 Leak Impact Factor (CoF) Flowchart[2]

Dari flowchart diatas dapat dilihat beberapa faktor yang mempengaruhi CoF. Pada PoF nilai masing – masing faktor dijumlahkan, sementara pada CoF setiap faktor dikalikan satu dengan yang lainnya untuk mendapatkan besarnya nilai consequence of failure tersebut. Untuk lebih jelasnya tentang setiap faktor tersebut akan dibahas pada pembahasan selanjutnya tentang Leak Impact Factor.

2.3.3 Third-party Damage Factor

Seperti yang telah dijelaskan sebelumnya, salah satu faktor yang mempengaruhi PoF atau kemungkinan terjadinya kegagalan adalah third-party damage. Faktor ini memperhitungkan kemungkinan terjadinya kegagalan akibat adanya pengaruh dari aktivitas disekeliling dari pipeline tersebut. Misalnya adalah pengaruh dari aktivitas manusia terhadap eksitasi dari pipeline. Semakin jauh dari kontak terhadap manusia maka semakin kecil resiko yang dapat ditimbulkan.

Dalam third-party damage ini terdapat beberapa faktor yang diperhitungkan. Untuk setiap faktor ini memberikan pengaruh yang berbeda-beda berdasarkan dengan efek yang dihasilkan. Untuk menghasilkan seberapa besar pengaruh third-party damage factor ini, kita harus memperhitungkan setiap faktor yang mempengaruhinya. Setelah mengetahui berapa besar pengaruh setiap faktor, kemudian kita jumlahkan dan dihasilkan seberapa besar kemungkinan terjadinya kegagalan yang diakibatkan oleh third-party damage factor tersebut.

Dari masing – masing faktor tersebut mempunyai skor masing – masing. Penentuan skor untuk masing – masing komponen adalah sebagai berikut[2]:

1. Minimum depth of cover (weighting: 20%), that consider to: a. Soil cover

b. Type of soil (rock, clay, sand, etc.)

c. Pavement type (asphalt, concrete, none, etc.) d. Warning tape or mesh

e. Water depth

Dari faktor – faktor tersebut telah didapatkan beberapa poin sebagai berikut:

- 20 – (Amount of cover in inches ÷ 3) = point value …………...(2-1) - Depth below water surface:

i. 0-5 ft 7 pts

ii. 5 ft – maximum anchor depth 4 pts iii. > maximum anchor depth 0 pt

- Depth bellow bottom of waterway (add these points to the points from depth bellow water surface):

i. 0-2 ft 10 pts

ii. 2-3 ft 7 pts

iii. 3-5 ft 5 pts

iv. 5 ft – maximum dredge depth 3 pts v. > maximum dredge depth 0 pt

- Concrete coating (add these points to the points assigned for water depth and burial depth):

i. None 5 pts

ii. Minimum 1 in. 0 pt - Adding for cover:

i. 2 in. of concrete coating = 8 in. off additional cover ii. 4 in. of concrete coating = 12 in. of additional cover iii. Pipe casing = 24 in. of additional cover

iv. Concrete slab (reinforced) = 24 in. of additional cover v. Warning tape = 6 in. of additional cover

vi. Warning mesh = 18 in. of additional cover

2. Activity level (weighting: 20%), that consider to: a. Population density

b. Stability of the area (construction, renovation, etc.) c. One calls

d. Other buried utilities e. Anchoring, dredging

Dari faktor – faktor tersebut telah didapatkan beberapa poin sebagai berikut:

- High activity level (20 points)

This area is characterized by one or more of the following:

i. Class 3 population density (as defined by DOT CFR49 part 192)

ii. High population density as measured by some other scale iii. Frequent construction activities

iv. High volume of one-call or reconnaissance reports (>2 per week)

v. Rail or roadway traffic that poses a thread vi. Many other buried utilities nearby

vii. Frequent damage from wildlife viii. Normal anchoring area when offshore

ix. Frequent dredging near the offshore line - Medium activity level (12 points)

This area is characterized by one or more of the following: i. Class 2 population density (as defined by DOT)

ii. Medium population density nearby, as measured by some other scale

iii. No routine construction activities that could pose a threat iv. Few one-call or reconnaissance report (<5 per month)

v. Few buried utilities nearby vi. Occasional wildlife damage - Low activity level (5 points)

This area is characterized by all of the following: i. Class 1 population density (as defined by DOT)

ii. Rural, low population density as measured by some other scale

iii. Virtually no activity report (<10 per year)

iv. No routine harmful activities in the area (agricultural activities where the equipment cannot penetrate to within I ft of the pipeline depth are sometimes consider harmless)

- None (0 point)

The maximum point level is awarded when there is virtually no chance of any digging or other harmful third-party activities near the line.

3. Aboveground facilities (weighting: 10%), a. Vulnerability (distance, barriers, etc.)

b. Threats (traffic volume, traffic type, aircraft, etc.)

Dari faktor – faktor tersebut telah didapatkan beberapa poin sebagai berikut:

- No aboveground facilities 0 pt - Aboveground facilities 10 pts

Reduce any of the following that apply (total not to exceed 10 pts): i. Facilities more than 10 ft from vehicle 5 pts ii. Area surrounded by 6-ft chain-link fence 2 pts iii. Protective railing (4-in. steel pipe or better) 3 pts

iv. Trees (12 in. in diameter), wall, or other substantial structure(s) between vehicles and facility 4 pts v. Ditch (minimum 4-ft depth/width) between vehicles

and facility 3 pts

vi. Signs (“Warning,” ”No Trespassing,” “Hazard,” etc.)

1 pt

4. Line locating (weighting: 15%), a. Mandated

b. Response by owner c. Well-known and used

Dari faktor – faktor tersebut telah didapatkan beberapa poin sebagai berikut:

- Effectiveness 6 pts

- Proven record of efficiency and reliability 2 pts - Widely advertised and well known in community 2 pts

- Meet minimum ULCCA standards 2 pts

- Appropriate reaction to calls 5 pts

Final score = 15 – (sum of all points has gotten from above) ……...(2-2) But minimum score = 0 pt

5. Public education (weighting: 15%),

a. Methods (door-to-door, mail, advertisements, etc.) b. Frequency

Dari faktor – faktor tersebut telah didapatkan beberapa poin sebagai berikut:

- Mailouts 2 pts

- Meetings with public officials once per year 2 pts - Meetings with local contractors/excavators once per year 2 pts - Regular education programs for community groups 2 pts - Door-to-door contact with adjacent residents 4 pts - Mailouts to contractors/excavators 2 pts - Advertisements in contractor/utility publications

once per year 1 pt

Final score = 15 – (sum of all points has been gotten from above) … (2-3)

6. Right-of-way condition (weighting: 5%),

a. Signs (size, spacing, lettering, phone numbers, etc.) b. Markers (air vs ground, size, visibility, spacing, etc.) c. Overgrowth

d. Undergrowth

Dari faktor – faktor tersebut telah didapatkan beberapa poin sebagai berikut:

- Excellent (0 pt)

Clear and unencumbered ROW; route clearly indicated; signs and markers visible from any point on ROW or from above; even if one sign is missing, signs and markers at all roads, railroads, ditches,

water crossings; all changes of direction are marked; air patrol markers are present.

- Good (2 pts)

Clear route (no overgrowth obstructing the view along the ROW from ground level or above); well marked; markers are visible from every point of ROW or above if all are in place; signs and markers at all roads, railroads, ditches, water crossings.

- Average (3 pts)

ROW not uniformly cleared; more markers are needed for clear identification at roads, railroads and waterways.

- Bellow average (4 pts)

ROW is overgrown by vegetation in some places; ground is not always visible from the air or there is not a clear line of sight along the ROW from ground level; indistinguishable as a pipeline ROW in some places; poorly marked.

- Poor (5 pts)

Indistinguishable as a pipeline ROW; no (or inadequate) markers present.

7. Patrol (weighting: 15%), a. Ground patrol frequency b. Ground patrol effectiveness c. Air patrol frequency d. Air patrol effectiveness

Dari faktor – faktor tersebut telah didapatkan beberapa poin sebagai berikut:

- Daily 0 pt

- Four days per week 3 pts

- Three days per week 5 pts

- Once per week 8 pts - Less than four times per month; more than once per month 11 pts

- Less than once per month 13 pts

- Never 15 pts

Untuk setiap faktor tersebut harus diperhitungkan. Dan diharapkan setiap analisis yang dilakukan harus memperhitungkan hal tersebut. Dan setelah setiap faktor diperhitungkan kemudian kita menjumlahklannya dan diperoleh skor dari third-party damage factor tersebut. Setelah diketahui berapa faktor yang diperoleh kemudian kita dapat menentukan apakah pipeline tersebut termasuk kedalam kategori tinggi, sedang atau rendah kemungkinannya untuk gagal yang diakibatkan oleh faktor tersebut.

2.3.4 Corrosion Factor

Faktor ini memperhitungkan kemungkinan terjadinya korosi yang diakibatkan oleh faktor lingkungan maupun produk didalam pipeline itu sendiri. Semakin korosif suatu lingkungan atau fluida didalam pipeline tersebut maka akan semakin besar kemungkinan untuk terjadinya kegagalan yang diakibatkan oleh korosi tersebut. Demikian juga kondisi dari pipeline itu sendiri. Misalkan kondisi coating atau proteksi katodik yang digunakan mempunyai pengaruh terhadap ketahanan pipeline tersebut terhadap korosi yang dapat terjadi. Semakin baik kondisinya maka semakin kecil kemungkinan untuk terjadinya kegagalan yang diakibatkan oleh korosi tersebut.

Untuk mengetahui seberapa besar pengaruh dan bagaimana menentukan besarnya nilai atau skor yang diperoleh pada faktor tersebut dapat dilihat pada penjelasan dibawah ini.

1. Atmospheric corrosion (weighting: 10%), yang bergantung pada: a. Atmospheric Exposures (weighting: 5%)

- Casings

- Ground soil interface - Hot spot

Dari semua faktor diatas didapatkan beberapa poin sebagai berikut berdasarkan setiap faktornya:

i. Air/Water interface 5 pts

ii. Casing 4 pts

iii. Insulation 3 pts

iv. Supports/hangers 3 pts v. Ground/air interface 2 pts vi. Other exposures 1 pt

vii. None 0 pt

b. AtmosphericType(weighting: 2%) - Temperature

- Humidity - Contaminants

Dari semua faktor diatas didapatkan beberapa poin sebagai berikut berdasarkan setiap faktornya:

i. Chemical and marine 2 pts ii. Chemical and high humidity 1.5 pts iii. Marine, swamp, coastal 1.2 pts iv. High humidity and high temperature 0.8 pts v. Chemical and low humidity 0.4 pts vi. Low humidity and low temperature 0 pt vii. No exposure 0 pt

c. AtmosphericCoating (weighting: 3%) - Fitness (weighting: 1.5%)

Based on quality of coating and it application.

Dari faktor tersebut telah didapatkan poin sebagai berikut: i. Good 0 pt

ii. Fair 0.5 pts iii. Poor 1 pt

iv. Absent 1.5 pts

- Conditions (weighting: 1.5%)

Based on quality of inspection and defect correction program. Dari faktor tersebut telah didapatkan poin sebagai berikut: i. Good 0 pt

ii. Fair 0.5 pts iii. Poor 1 pt

iv. Absent 1.5 pts

2. Internal Corrosion (weighting : 20%), yang bergantung pada: a. Product Corrosivity (weighting: 10%)

- Flowstream Conditions - Upset Conditions

Dari semua faktor diatas didapatkan beberapa poin sebagai berikut berdasarkan setiap faktornya:

i. Strongly corrosive 10 pts

ii. Mildly corrosive 7 pts

iii. Corrosive only under special conditions 3 pts

iv. Never corrosive 0 pt

b. Preventions (weighting: 10%) - Internal coating

- Monitoring

Dari semua faktor diatas didapatkan beberapa poin sebagai berikut berdasarkan setiap faktornya:

i. None 10 pts

ii. Internal monitoring 8 pts iii. Inhibitor injection 6 pts

iv. Not needed 0 pt

v. Internal coating 5 pts

vi. Operational measures 7 pts

vii. Pigging 7 pts

3. Subsurface Corrosion (weighting : 70%), bergantung pada: a. Subsurface Environment (weighting : 20%)

- Soil Corrosivity (weighting : 15%) i. Resistivity ii. pH iii. MIC Based on resistivity: ™ High 6 pts ™ Medium 3 pts ™ Low 0 pt ™ Do not known 6 pts Based on pH: ™ A pH < 3 and 9 < PH 5.25 pts ™ pH = 3 – 9 0 pt Based on MIC: ™ No MIC 0 pt ™ MIC 3.75 pts

[Soil corrosicity score] = [Resistivity score] + [pH score] + [MIC] ……… (2-4)

- Mechanical Corrosion (weighting : 5%) i. Stress level

ii. Stress cycling iii. Temperature

iv. Coating

Maximum score (5 pts) will calculated if all of the following criteria are present:

™ Operating stress > 60% specified minimum yield strength

™ Operating temperature > 100o F

™ Distance from compressor station < 20 miles ™ Age > 10 years

™ Coating system other than fusion bonded epoxy (FBE)

b. Cathodic Protection (weighting : 25%) - Effectiveness (weighting : 15%)

i. CIS polarization 0 pt

If CIS polarization not applied 7.5 pts ii. CIS on (current applied) 0 pt If CIS polarization on not applied 4.5 pts iii. CIS off (current is interrupted) 0 pt If CIS polarization off not applied 3 pts

[Effectiveness] = [CIS polarization] + [CIS on] + [CIS off] ..(2-5)

- Interference Potential (weighting : 10%) i. AC related

™ AC power is nearby, but preventive measure are being used to protect the pipeline 1-2 pts ™ AC power is nearby, but no preventive

actions are being taken 3 pts

ii. Shielding (blocking of protective currents)

™ Shielding situations is apply like coating 1 pt ™ No potential for shielding 0 pt iii. DC related

™ Other buried metal in maximum distance 500 ft 6 pts

™ More than 500 ft 0 pt

[Interference Potential] = [AC related] + [Shielding] + [DC related]………(2-6) c. Coating (weighting : 25%) - Fitness (weighting : 10%) Coating fitness ™ Good 0 pt ™ Fair 3.33 pts ™ Poor 6.66 pts ™ Absent 10 pts - Condition (weighting : 15%) i. Inspection ™ Good 0 pt ™ Fair 3 pts ™ Poor 4.5 pts ™ Absent 7.5 pts ii. Correction of defects

™ Good 0 pt ™ Fair 3 pts ™ Poor 4.5 pts

™ Absent 7.5 pts

Untuk setiap kondisi yang terjadi harus diperhitungkan dengan memasukkan setiap faktor tersebut. Barulah kemudian dijumlahkan sehingga diketahui seberapa besar kemungkinan terjadinya kegagalan yang diakibatkan oleh faktor tersebut.

2.3.5 Design Factor

Faktor desain merupakan sebuah faktor yang memperhitungkan kekuatan desain suatu pipeline terhadap beban yang ditanggungnya. Pada faktor ini memperhitungkan beberapa faktor seperti safety factor, kekuatan terhadap beban fatigue, test kekuatannya dan lain sebagainya. Semua faktor ini lebih memperhitungkan integritas suatu pipeline tersebut terhadap kondisi operasi dan umur operasinya.

Faktor – faktor desain ini menghasilkan beberapa perhitungan poin yang akan dijumlahkan untuk mendapatkan desain faktor kategori tinggi, medium atau rendah. Perhitungan poin tersebut adalah sebagai berikut[2]:

1. Safety factor (weighting: 35%), that consider to: a. Max pressure

b. Normal pressure c. Material strength d. Pipe wall thickness e. External loading

f. Diameter

g. Strength of fittings h. Valves

i. Components

Dari semua faktor diatas didapatkan beberapa poin sebagai berikut berdasarkan setiap faktornya:

- Based on actual wall thickness:

(2 – t) x 35 = point value………(2-7) But, when t < 1, point value is 45 pts

t = ratio of actual pipe wall thickness to pipe wall thickness required

or we can see in this table:

Tabel 2. 1 Actual Thickness Score[2]

t Points < 1.0 45 (warning) 1.0 – 1.1 31.5 1.11 – 1.20 28 1.21 - 1.40 21 1.41 – 1.60 14 1.61 – 1.80 7 > 1.81 0

- Based on operating pressure:

[2 - (Design-to-MOP ratio)] x 35 = point value………...(2-8) But, when (Design-to-MOP ratio) < 1, point value is 45 pts MOP = Maximum operating pressure

Design = Design pressure or we can see in this table:

Tabel 2. 2 Design-to-MOP ratio Score[2] Design-to-MOP ratio Points

2.0 0 1.75 – 1.99 7 1.50 – 1.74 14 1.25 – 1.49 21 1.10 – 1.24 28 1.00-1.09 35 <1.00 45 (warning)

2. Fatigue (weighting: 15%), that consider to: a. Pressure cycle magnitude

b. Pressure cycle frequency c. Material toughness

d. Diameter/wall thickness ratio

Dari semua faktor diatas didapatkan beberapa poin sebagai berikut berdasarkan setiap faktornya:

Tabel 2. 3 Score of MOP and Life Cycles Combination[2] Lifetime Cycles %MOP <103 103 – 104 104 – 105 105 – 106 >106 100 8 10 12 14 15 90 6 9 11 13 14 75 5 8 10 12 13 50 4 7 9 11 12 25 3 6 8 10 11 10 2 5 7 9 10 5 1 4 6 8 9

3. Surge potential (weighting: 10%), that consider to: a. Fluid bulk modulus

b. Pipe modulus of elasticity c. Rate of flow stoppage d. Flow rates

Dari semua faktor diatas didapatkan beberapa poin sebagai berikut berdasarkan setiap faktornya:

Based on evaluate the chances of a pressure surge of magnitude greater than 10% of system MOP:

- High Probability 10 pts

- Low probability 5 pts

4. Integrity Verification (weighting : 25%), that consider to: a. Verification date

b. Pressure test level

Dari semua faktor diatas didapatkan beberapa poin sebagai berikut berdasarkan setiap faktornya:

- (1.5 - H) x 30 = point score (up to a maximum of 15 points)...(2-9) But, when H < 1, point value is 15 pts

Else when H > 1.41, point value is 0 pt H = Test pressure/MOP

i. H<1.10 (1.10 = test pressure 10% above MOP) 15 pts ii. 1.11<H<1.25 10 pts iii. 1.26<H<1.40 5 pts

iv. H>1.41 0 pt

- Time since last test: ………(2-10) Points = years since test

But when (years since inspection) > 10, point value is 10 pts Point based on pressure test = (2-91) + (2-10)

5. Land movement (15% weighting in example model) a. Seismic shaking

b. Fault movement c. Subsidence d. Landslide

e. Water bank erosion

Dari semua faktor diatas didapatkan beberapa poin sebagai berikut berdasarkan setiap faktornya:

Potential for significant (damaging) soil movement: - High 15 pts

- Medium 10 pts - Low 5 pts

- Unknown 15 pts

2.3.6 Incorrect Operation Factor

Pada incorrect operation factor tersebut lebih memperhitungkan kepada kehandalan dari proses perancangan pipeline sebelum dibuat, proses pemasangan dari pipeline tersebut, proses operasi sehari – hari termasuk operatornya dan proses maintenance dari pipeline itu sendiri. Semakin ideal suatu proses tersebut terhadap suatu standar yang baku maka kemungkinan untuk gagal akan semakin berkurang. Sedangkan jika proses tersebut jauh lebih buruk dari apa yang seharusnya maka akan semakin besar kemungkinannya suatu pipeline tersebut akan mengalami kegagalan. Misalkan ketika pemasangan atau konstruksi dari pipeline tersebut sembarangan tanpa suatu prosedur yang jelas maka kemungkinan gagal karena faktor ini akan semakin besar jika dibandingkan dengan pemasangan dengan prosedur yang benar.

Faktor incorrect operation ini terdiri dari banyak beberapa faktor yang diperhitungkan. Pemberian poin untuk setiap faktor sebagai berikut[2]:

1. Design (weighting: 30%), that consider to: a. Hazard Identification (4%)

For every one criteria that following will reduce of maximum point (4):

- Hazard studies

- Hazard documentation

- Current condition identification - Formal hazard identification process b. MOP Potential (12%)

From this factor has been gotten points based on assignment schedule: - Routine 12 pts

- Unlikely 7 pts

- Extremely Unlikely 2 pts - Impossible 0 pt

c. Safety Systems (10%)

From this factor has been gotten points based: - No safety devices present 10 pts - On site, one level only 7 pts - On site, two or more levels 4 pts - Remote, observation only 9 pts - Remote, observation and control 7 pts - Non-owned, active witnessing 12 pts - Non-owned, no involvement 13 pts - Safety systems not needed 0 pt d. Material Selection (2%)

- All new and replacement material conform to original

specification 0 pt - Several conform to original specification 1 pt

- Never conform to original specification 2 pts e. Checks (2%)

- Design process was carefully monitored and checked 0 pt - Random monitored and checked 1 pt - Never monitored and checked 2 pts

2. Construction process when installation (weighting: 20%), that consider to:

a. Inspection when build the construction (10%)

- All aspect of construction is checked by inspection 0 pt

- Random inspection 5 pts

- Never inspected 10 pts b. Materials (2%)

- Procedural material selection 0 pt - No procedural material selection 2 pts c. Joining (2%)

- All of joints are inspected by industry-accepted practices0 pt - Several joints are inspected 1 pt

- No inspection 2 pts d. Backfill (2%)

- Apply of knowledge of good backfill/support technique 0 pt

- No knowledg 2 pts

e. Handling (2%)

- Good materials handling practise and storage technique 0 pt - Good enough materials handling practise and storage

technique 1 pt

- Worst materials handling practise and storage

technique 2 pts

f. Coating (2%)

- Constructor care in applying and reapplied coating 0 pt - Sometimes care to applying coating 1 pt - Not care to applying coating 2 pts

3. Operations (weighting: 35%), that consider to:

a. Procedure (7%)

- Procedure quality and use of all pipeline operating

aspect are exist 0 pt

- Just several aspect procedure are exist 4 pts

- No existing procedure 7 pts

b. SCADA/Communications (3%)

- All critical activities are monitored 0 pt - Most critical activities are monitored 1 pt - Some critical activities are monitored 2 pts

- No SCADA system exist 3 pts

c. Drug Testing (2%)

- All employees are tested 0 pt

- Random testing 1 pt

- No drug testing 2 pts

d. Safety Programs (2%)

- Just critical area safety program 1 pt

- No safety program 2 pts

e. Surveys/Maps/Records (5%)

All of the following criteria is reducing one score of maximum score for every criteria based on characteristic of maps/records :

- Comprehensive : amount of the system covered by maps and records

- Detail : level of detail shown (depth, landmarks, pipe specification, leak history, current condition, etc) - Clarity : ease of reading

- Timeliness of update

- Document management system : ensuring version control and ready access to information

f. Training (10%)

All of the following criteria will reduce of maximum score based on every criteria :

- Documented minimum requirements 2 pts reducing

- Testing 2 pts reducing

Topic recovered:

i. Product characteristic 0.5 pts reducing ii. Pipeline material stresses 0.5 pts reducing iii. Pipeline corrosion 0.5 pts reducing iv. Control and operations 0.5 pts reducing v. Maintenance 0.5 pts reducing vi. Emergency drills 0.5 pts reducing - Job procedure (as appropriate) 2 pts reducing - Scheduled retraining 1 pt reducing g. Mechanical Error Preventers (6%)

- Three-way valves with dual instrumentation 2 pts

- Lock-out devices 4 pts

- Key-lock sequence programs 4 pts

- Highlighting of critical instruments 5 pt

4. Maintenance (weighting : 15%), that consider to: a. Documentation (2%)

- Documentation of every maintenance program 0 pt - Critical area documentation 1 pt

- No documentation 2 pts

b. Schedule (3%)

- Good schedule for routine maintenance 0 pt - Critical equipment maintenance schedule 1 pt

- No schedule 3 pts

c. Procedures (10%)

- All equipment maintenance procedure are exist 0 pt - Just critical equipment maintenance procedure are exist 5 pts

- No existing procedure 10 pts

2.3.7 Leak Impact Factor (CoF)

Seperti yang telah dijelaskan diatas, bahwa leak impact faktor merupakan faktor yang memperhitungkan adanya pengaruh suatu pipeline terhadap lingkungan sekitarnya yang termasuk manusia. Faktor – faktor yang mempengaruhinya dapat dilihat secara lebih lagi pada diagram alir dibawah ini.

Didalam leak impact factor ini, terdapat beberapa faktor yang memberikan pengaruh terhadap kategori resiko. Setiap faktor tersebut diperhitungkan, kemudian dikalikan untuk setiap faktornya. Dari perkalian yang sifatnya linier tersebut dapat kita ambil kesimpulan apakah efek yang ditimbulkan termasuk dalam kategori rendah, medium atau tinggi.

LIF = product hazard (PH) x [leak (L) & dispersion (D)] x receptors (R)………(2-11)

1. Product Hazard, that consider to[2]: a. Acute Hazards - Nf (Flammability factor) i. Noncombustible Nf = 0 ii. FP>200oF Nf = 1 iii. 100oF < FP < 200 oF Nf = 2 iv. FP < 100oF and BP < 100 oF Nf = 3 v. FP < 73oF and BP < 100 oF Nf = 4

Where,

FP = flash point BP = boiling point - Nr (Reactivity factor)

Exotherm, oC (peak temperature)

i. > 400 Nr = 0 ii. 305 – 400 Nr = 1 iii. 215 – 305 Nr = 2 iv. 125 – 215 Nr = 3 v. < 125 Nr = 4 - Nh (Toxicity factor)

i. No hazard beyond that of ordinary combustibles Nh = 0 ii. Only minor residual injury is likely Nh = 1 iii. Prompt medical attention required to avoid

temporary incapacitation Nh = 2 iv. Material causing serious temporary or residual

injury Nh = 3

v. Short exposure causes death or major injury Nh = 4 b. Chronic Hazard, that consider to:

- Aquatic toxicity - Mammalian toxicity - Environmental persistence - Ignitability - Corrosivity

- Reactivity

Gambar 2. 8 Chronic Hazard Flowchart[2] Assess the acute hazard Nf, Nh, and Nr Is the product hazardous? Chronic model Yes RQ = 5000 2 pts RQ = 1000 4 pts RQ = 100 6 pts RQ = 10 8 pts RQ = 1 10 pts Is the product hazardous by the definition AND volatile? RQ = 5000 2 pts Yes Is a formal cleanup required? RQ = 100 6 pts Yes Examples: Benzene Toluene Butadiene Chlorine Examples: Methane Ethane Propane Ethylene Propylene RQ = “none” 6 pts No Examples: Fuel oil Water Diesel Nitrogen Kerosene Hydrogen Brine

Tabel 2. 4 Fluid Properties Score[2] Product Nh Nf Nr RQ points Chemical, etc 0 2 2 5 Hidrogen Sulfide 4 0 4 6 Nitrogen 0 0 0 0 Methane 4 0 0 2 Ethane 4 0 0 2 Prophane 4 0 1 2 Isobutane 4 0 1 2 Normal Butane 4 0 1 2 Isopentane 4 0 1 6 Normalpentane 4 0 1 6 Normalhexane 3 0 1 6 Heptane 3 0 3 6 Water 0 0 0 0 Ethylene Glycol 1 0 2 6

Tabel 2. 5 Hazardous Score to Aquatic Toxicity[2] RQ (lb) Aquatic toxicity (LC50 range) (mg/L)

1 <0.1 10 0.1 – 1.0 100 1 – 10 1000 10 – 100 5000 100 - 500

Product Hazard score = Nh + Nf + Nr + RQ………(2-12)

2. Leak/Spill Volume (LV) & Dispersion (D) a. Leak/Spill Volume (LV) - Product State - Flow rate - Diameter - Pressure - Product characteristics - Failure size - Leak detection

b. Dispersion (D) - Weather - Topography - Surface flow resistance - Product characteristics - Volume released - Emergency response

Based on final contaminant release, there are three different type of scoring system:

i. Hazardous liquid releases Liquid spill score:

Tabel 2. 6 Liquid Spill Score[2] Pounds spilled Point score

<1,000 1

1,001-10,000 2

10,001-100,000 3

100,001-1,000,000 4

>1,000,000 5

This quantity of spill is calculated after 10 minutes. With liquid flow:

P g CA

q= 288ρ Δ ………(2-13)

A = cross-sectional area of the pipe (ft2)

C = flow coefficient (usually between 0.9 and 1.2) g = acceleration of gravity (32.2 ft/sec per second)

P

Δ = change in pressure across the orifice (psi)

ρ = weight density of fluid (lb/ft3) q = flow rate (lb/sec)

ii. Hazardous vapor releases Gas spill score:

Tabel 2. 7 Gas Spill Score[2]

0-5,000 5,000-50,000 50,000-500,000 >500,000

≥50 1 pts 2 pts 3 pts 4 pts

28-49 2 3 4 5

≤27 3 4 5 6

Product released after 10 minutes (lb) MW

This quantity of spill is calculated after 10 minutes. With vapor flow:

P g YCA

q= 288ρ Δ ………(2-14)

Y = expansion factor (usually between 0.65 and 0.95) A = cross-sectional area of the pipe (ft2)

C = flow coefficient (usually between 0.9 and 1.2) g = acceleration of gravity (32.2 ft/sec per second)

P

Δ = change in pressure across the orifice (psi)

ρ = weight density of fluid (lb/ft3) q = flow rate (lb/sec)

3. Receptor (R)

a. Population Density (Pop) - Population density or type

Tabel 2. 8 DOT Classification[2] DOT class

location One-mile house count

One-mile population count (estimated)

1 < 30

2 10 – 46 30 – 150

3 > 46 or high-occupancy buildings 150 – 400 4 Multistory buildings prevalent > 400

Population density score:

Tabel 2. 9 Population Density Score[2] Population type DOT class Population score

Extraordinary situation 10 Multistory buildings 4 8 – 9 Commercials 8 Residential urban 7 Residential suburban 3 6 Industrial 5 Semi rural 2 4 Rural 1 2

Isolated, very remote 1

b. Environmental Considerations (Env) - Environmental Sensitivity

Based on table II.11 (max point = 0.9) c. High-Value Areas (HVA)

- HVA description

Based on table II.11 (max point = 0.9)

Tabel 2. 10 Environmental sensitivity and HVA Score[2]

Environment Sensitivity High-value description Score Vital sites for species propagation Rare equipment-hard to replace facility 0.9 Water supplyer, mangrov Very high property value 0.8 Difficult access or extensive remediation Important historycal or archaelogical sites 0.7 rip rap structures or gravel beaches Long-term damage to algiculture 0.6 Mixed sand and gravel beaches Low-profile hystorycal 0.5 national state parks and forests Unusual public interest in this site 0.4 Fine grained sand beach warehouse, storage facility, small offices 0.3 bedrock river banks Picnic grouns, gardens, high-use public area 0.2 shoreline with rocky shores, cliffs, or bank Property values are high than normal 0.1

No extra ordinary damage No extra ordinary damage 0

Receptor (R) = Population Density (Pop) + Environmental Considerations (Env) + High-Value Areas (HVA) ………(2-16)

Dari semua faktor diatas didapatkan nilai maksimum sebagai berikut: LIF = product hazard (PH) x [leak (L) & dispersion (D)] x receptors (R) Didapatkan bahwa nilai maksimum dari LIF = 2000 poin

2.4 Pengkategorian Resiko Berdasarkan API 581

Metode perhitungan resiko yang kedua adalah dengan menggunakan API 581. Perhitungan kategori berdasarkan API 581 terdiri dari 3 tingkatan. Tingkatan – tingkatan tersebut adalah sebagai berikut.

1. Kualitatif

Pengkategorian resiko kualitatif dilakukan dengan memberikan skor pada beberapa statement. Dimana untuk mendapatkan setiap skor diperlukan asumsi – asumsi yang diperlukan untuk perhitungan. Dalam perhitungan kategori ini, dilakukan dengan tidak secara detail, namun dilakukan dengan memberikan pendekatan – pendekatan.

2. Semi kuantitatif

Pendekatan yang kedua ini merupakan pendekatan yang dilakukan secara lebih detail lagi. Dimana perhitungan dilakukan dengan mengunakan nilai – nilai yang secara matematik bukan dengan poin – poin yang diberikan

berdasarkan berbagai asumsi. Dalam pendekatan ini, perhitungan kategori dilakukan dengan penilaian yang lebih objektif. Dimana perhitungan dilakukan dengan memperhatikan kondisi aktual dari pipeline. Dalam perhitungan kategori ini, lebih memperhatikan kondisi aktual dari pipeline dan pengaruh terhadap manusia dan lingkungan apabila terjadi kegagalan. 3. Kuantitatif

Perhitungan kuatitatif merupakan perhitungan yang paling detail. Dimana perhitungannya sama dengan perhitungan semi kuantitatif. Namun pada perhitungan kuantitatif ini diperhitungkan bagaimana pengaruh terhadap segi ekonomi apabila terjadi suatu kegagalan pada sebuah pipeline, yang mana pada semi-kuantitatif tidak dilakukan.

Pada kesempatan ini, penulis akan membahas tentang perhitungan secara kuantitatif saja. Hal ini dilakukan karena pendekatan berdasarkan Muhlbauer dilakukan dengan pendekatan secara kualitatif. Dimana pendekatan secara kuantitatif dilakukan dengan perhitungan yang lebih detail.

2.4.1 Perhitungan secaral kuantitatif

Seperti yang telah dijelaskan diatas, bahwa dalam menghitung kategori resiko terdapat dua buah faktor yaitu probability of failure (Pof) dan consequence of failure (Cof). Untuk setiap faktor yang mempengaruhi besarnya Pof dan Cof, dapat dilihat pada gambar dibawah.

Level III Risk Matrix Probability of Failure Calculation Consequences of Failure Calculation Generic Failure Frequency Management System Evaluation Factor Equipment Modification Factor Flammable

Consequence ConsequencesEnvironmental

Business Interruption Consequences

Untuk setiap faktor yang mempengaruhi besarnya kategori sebuah pipeline tersebut, dijelaskan lebih detail pada penjelasan pada sub-bab selanjutnya.

Didalam perhitungan kategori resiko berdasarkan metodologi API 581, besarnya lubang kebocoran pada pipa yang terjadi dikategorikan menjadi 4 kategori. Dimana kategori tersebut didasarkan pada besarnya ukuran rata - rata lubang kebocoran. Pengkategorian ukuran lubang tersebut dilakukan untuk mendefinisikan konsekuensi yang dapat ditimbulkan apabila terjadi kegagalan. Kategori pebagian besarnya ukuran lubang dapat dilihat pada Tabel 2. 11 dibawah ini.

Tabel 2. 11 Klasifikasi Ukuran Lubang[1] Hole Size Range Representative Value

Small 0 – ¼ inches ¼ inch Medium ¼ - 2 inches 1 inch Large 2 – 6 inches 4 inch

Rupture > 6 inches Entire diameter of item up to a maximum size of 16 inches

Ukuran lubang tersebut diambil untuk perhitungan pada Pof dan Cof. Dimana Setiap ukuran lubang yang diambil bergantung pada ukuran diameter dari pipeline. Dalam perhitungan Pof dan Cof, ukuran lubang yang dipakai harus lebih kecil atau sama dengan diameter dari pipa. Misalkan untuk diameter pipeline 1 inch, maka ukuran lubang yang dipakai adalah ¼ dan 1 inch. Sedangkan untuk pipeline dengan diameter 4 inch, ukuran lubang yang digunakan adalah ¼, 1 dan 4 inch.

2.4.2 Probability of Failure (PoF)

Seperti pada gambar 2.9 diatas, ditunjukkan bahwa terdapat 3 buah faktor yang mempengaruhi besarnya nilai PoF. Pengaruh setiap faktor terhadap besarnya nilai PoF tersebut dapat dilihat pada persamaan dibawah ini.

Berdasarkan API RP 581 PoF ditunjukkan hubungan sebagai berikut: x MSEF GFF x EMF = (PoF) Failure of y Probabilit ………(2-17) Dimana,

GFF = frekuensi kegagalan generik (Generic Failure Frequency) EMF = faktor peralatan (Equipment Modification Factor)

MSEF = faktor manajemen (Management System Evaluation Factor)

Gambar 2. 10 Metode Perhitungan Probability of Failure (PoF) [1]

Untuk mengetahui bagaimana cara untuk mendapatkan setiap nilai dari GFF, EMF dan MSEF dijelaskan pada subbab dibawah ini.

2.4.2.1 Frekuensi Kegagalan Generik (Generic Failure Frequency)

Besarnya nilai frekuensi kebocoran yang kemungkinan terjadi pada setiap peralatan ditunjukkan pada Tabel 2. 12 dibawah ini. Nilai tersebut diambil dari API 581 yang besarnya ditentukan dari penelitian yang telah dilakukan. Besarnya frekuensi kegagalan setiap peralatan berbeda – beda besarnya bergantung dengan besarnya ukuran lubang pada pipa.

Process Subfactor Continuity Stability Relief valves Universal Subfactor Plant condition Cold weather Seismic activity Generic Failure

Frequency Equipment Modification Factor Management System Evaluation Factor

Technical Module Subfactor Damage rate Inspection effectiveness Mechanical Subfactor Equipment complexity Construction code Life cycle Safety factors Vibration monitoring

X

X

Tabel 2. 12 Klasifikasi Ukuran Lubang[1]

2.4.2.2 Faktor Management (Management System Evaluation Factor)

Faktor management merupakan sebuah faktor yang memperhitungkan adanya pengaruh management terhadap besarnya nilai probability of failure. Besarnya nilai faktor ini dapat dilihat pada grafik dibawah ini.

2.4.2.3 Faktor Peralatan (Equipment Modification Factor)

Faktor peralatan merupakan sebuah faktor yang memiliki dampak yang cukup besar akibat frekuensi kegagalannya. Didalam sebuah peralatan terdapat beberapa faktor yang mempengaruhi besarnya kategori resiko. Faktor – faktor tersebut dikategorikan sebagai berikut:

2.4.2.3.1 Technical Module Sub Factor (TMSF)

TMSF merupakan sebuah faktor yang paling berpengaruh terhadap besarnya ketegori PoF. Dalam perhitungannya TMSF berhubungan dengan tipe / jenis kegagalan yang mungkin terjadi pada peralatan secara spesifik disini adalah pipeline. Besarnya kemungkinan kegagalan tersebut diperhitungkan berdasarkan kemungkinan tipe kegagalan dari pipeline. Terdapat delapan jenis tipe kegagalan yang mungkin dapat terjadi pada pipeline. Tipe – tipe kegagalan tersebut adalah sebagai berikut:

1. Thinning

2. Stress Corrosion Cracking (SCC)

3. High Temperature Hydrogen Attack (HTHA/embrittlement) 4. Furnace Tube Failure

5. Mechanical Fatigue on Piping 6. Brittle Fracture

7. Equipment Linings 8. External Corrosion

Untuk menghitung TMSF, semua kemungkinan jenis kegagalan diatas akan dipertimbangkan. Nilai masing – masing faktor berdasarkan jenis kegagalan akan diperhitungkan untuk mengetahui besarnya TMSF.

TMSF adalah kombinasi dari masing – masing tipe kegaglan yang didapat dari perhitungan masing – masing faktor. Hasil dari perhitungan masing – masing faktor tersebut dijumlahkan untuk mendapatkan nilai akhir dari TMSF. Untuk

mengetahui perhitungan dari setiap tipe kegagalan tersebut dapat dilihat pada pejelasan dibawah ini.

1. Thinning Technical Module

Thinning technical module merupakan tie kegagalan yang paling umum terjadi pada pipeline. Dimana pipa mengalami penipisan tebal, kemudian karena penipisan tersebut akhirnya kebocoran terjadi. Technical module ini mengasumsikan bahwa mekanisme penipisan terjadi dengan laju rata-rata penipisan yang dianggap konstan. Kemungkinan kegagalan diperkirakan dengan menganalisa laju penipisan lebih besar dari apa yang diharapkan. Kemungkinan laju yang tinggi ini ditentukan melalui berbagai inspeksi dan online-monitoring yang telah dilakukan. Semakin sering inspeksi dilakukan dan dengan pemakain online monitoring yang kontinu, maka kemungkinan laju penipisan lebih besar dari yang diharapkan akan semakin kecil kemungkinannya.

a. Perhitungan a.r/t

a.r/t merupakan sebuah faktor yang diperhitungkan untuk menentukan besarnya nilai TMSF berdasarkan besarnya laju penipisan pipa. Dimana:

a = umur (years) t = tebal dinding (inches) r = laju korosi (inches/year)

Laju korosi didapatkan berdasarkan data inspeksi yang dilakukan. Dimana laju korosi merupakan perubahan tebal pipa dibagi dengan umur dari pipeline tersebut.

Jika laju korosi tidak ada, pendekatan laju korosi harus ditentukan untuk setiap mekanisme penipisan yang potensial menggunakan metode pada Appendix G API 581. Dimana setiap mekanisme penipisan tersebut dipengaruhi oleh jenis fluida didalam pipeline.

b. Penentuan Type of Thinning

Berdasarkan hasil inspeksi yang dilakukan sepanjang dinding pipa, maka akan diketahui tipe penipisan pipa tersebut. Tipe penipisan dinding pipa ada dua macam yaitu general dan lokal. Dimana dalam sebuah pipeline, kedua tipe penipisan general dan lokal bisa diketemukan.

Untuk mendapatkan nilai yang lebih konservatif, jika dalam sebuah pipeline terdapat dua tipe penipisan global dan lokal, maka perhitungan dilakukan untuk tipe penipisan yang lokal. Hal ini dilakukan karena pada umumnya, penipisan secara lokal akan memiliki laju korosi yang lebih besar dibandingkan dengan penipisan secara global. Kebocoran akan memungkinkan terjadi pada daerah yang lokal karena laju korosi yang cepat.

c. Perhitungan TMSF

Untuk menghitung besarnya TMSF yang terjadi pada pipeline, diperlukan data jumlah inspeksi dan efektivitasnya. API 581 Tabel G-6A dan B memberikan contoh dari aktifitas inspeksi untuk penipisan general dan lokal, berturut-turut keduanya intrusive (butuh masuk ke dalam peralatan) dan non-intrusive (dapat dilakukan secara eksternal)

Keefektifan setiap inspeksi dapat di karakteritikan melalui tabel G-6A dan G-6B pada API 581. Nilai keefektifan inspeksi paling tinggi akan digunakan untuk menentukan technical module subfactor. Jika telah dilakukan beberapa kali inspeksi dengan keefektifan yang rendah maka mereka dapat disamakan dengan setara dengan inspeksi dengan keefektifan yang tinggi berdasarkan kepada hubungan di bawah ini:

1. “Usually Effective” inspection = 1 “Highly Effective” Inspection.

d. Penyesuaian TMSF

Besarnya penyesuaian nilai TMSF diambil berdasarkan perbandingan tekanan operasi pada pipeline dengan tekanan maksimum yang diperbolehkan. Apabila pipeline beroperasi pada tekanan dibawah MAWP (maximum allowable working pressure), hal ini dapat menurunkan kemungkinan terjadinya kegagalan, oleh karena itu faktor overdesign harus diperhatikan. Overdesign ratio dapat dihitung dengan menggunakan persamaan berikut:

Overdesign ratio = - Remaining CA act act T T ...(2-18) atau MAWP Overdesign ratio = OP ...(2-19) Dimana:

Ratio of the actual thickness CA Remaining corrosion allowance

act

T = =

Rasio ini kemudian dikonversikan dengan menggunakan tabel yang disediakan oleh Tabel G-8 API 581.

Untuk mengurangi kemungkinan kegagalan, online monitoring corrosion biasanya digunakan di berbagai proses untuk mencegah kegagalan akibat korosi. Dengan menggunakan on-line monitoring maka perubahan laju korosi dapat diketahui sebelum dilakukan inspeksi periodic. Online monitoring faktor dapat dilihat pada tabel G-9 API 581. Apabila dalam sebuah pipeline terdapat lebih dari satu jenis on-line monitoring, maka faktor yang tertinggi yang akan dipaka untuk perhitungan.

Untuk melakukan penyesuaian TMSF dapat dihitung dengan menggunakan formula sebagai berikut:

Original TMSF Overdesign Factor Adjusted TMSF =

On-line Monitoring Factor ×

Untuk melakukan perhitungan TMSF thinning pada pipa/pipeline, ada faktor khusus yang perlu diperhitungkan.

Faktor koreksi pada pipa dilakukan apabila terdapat injection poin atau deadleg. Dimana injection poin dan deadleg tersebut diperhitungkan apabila efektivitas terhadap inspeksi pada injection poin dan deadleg tersebut sangat rendah.

2. Stress Corrosion Cracking (SCC) Technical Module

Bagian dari TMSF ini memperhitungkan adanya pengaruh stress corrosion cracking (SCC). Dimana jenis dari kegagalan ini akan terjadi apabila terdapat daerah yang korosi pada pipa disertai dengan tegangan yang cukup. Biasanya kegagalan ini terjadi pada daerah lasan.

Dibawah ini ditunjukkan jenis – jenis SCC yang kemungkinan dapat terjadi dikarenakan adanya lingkungan yang korosif dari fluida dalam pipeline maupun lingkungan luar.

a. Caustic cracking b. Amine cracking c. Sulfide Stress cracking

d. Hydrogen-induced cracking dan Stress-oriented hydrogen- induced cracking (SOHIC)

e. Carbonate cracking

f. Polythionic acid cracking (PTA) g. Chloride cracking (CISCC)

h. Hydrogen stress cracking pada HF (HSC-HF) i. HIC/SOHIC – HF

Seperti pada thinning technical modul, SCC technical module juga dipengaruhi oleh adanya keefektifan dan frekuensi inspeksi terhadap pipeline. Haal ini dapat dilihat pada appendix H API 581. Selain itu on-line monitoring juga diperhitungkan seperti pada thinning diatas.

Original TMSF years since last inspection Final TMSF =

On-line Monitoring Factor ×

...(2-21)

3. High Temperature Hydrogen Attack (HTHA/embrittlement) Technical Module

Technical module ini memperhitungkan pengaruh adanya unsur hydrogen terhadap kemungkinan kegagalan pada pipeline. Dimana HTHA terjadi pada material carbon steel dan low alloy steel yang terekspos ke lingkungan dengan tekanan parsial hidrogen yang tinggi pada temperature elevasinya. Hal ini menyebabkan difusi atom hidrogen ke dalam steel kemudian bereaksi dengan karbida di dalam mikrostruktur.

2 2

4

H H (pemisahan atom hidrogen)

4H+MC CH M

⇔

⇔ +

Susceptibility pada HTHA berdasarkan kepada lamanya peralatan terekspos pada lingkungan dengan tekanan parsial hidrogen yang tinggi pada temperature elevasi. Parameter yang digunakan untuk menghubungkan ketiga parameter ini adalah:

2 4 log( ) 3.09 10 ( )(log( ) 14) V H P = P + × − T t + ...(2-22) Dimana; 2 H

P = tekanan parrsial hidrogen dalam kgf/cm2 (lkgf/cm2= 14.2 psia) T = temperature dalam °K (°K = °C + 273),

t = waktu dalam jam

Seperti pada technical module yang lain, pengaruh dari program inspeksi diperhitungkan. Dimana program inspeksi tersebut diperhitungkan berdasarkan schedule dari inspeksi dan efektivitas program inspeksi tersebut. Tabel I-5 API 581 menunjukkan nilai akhir dari HTHA technical module.

4. Furnace Tube Failure Technical Module

Technical module ini dilakukan untuk mengetahui besarnya kemungkinan kegagalan dari sebuah furnace tube. Dimana untuk pipeline hal ini tidak mungkin terjadi.

5. Mechanical Fatigue on Piping Technical Module

Fatigue merupakan salah satu bentuk penyebab kegagalan yang sering terjadi pada peralatan yang mengalami beban tidak tetap. Didalam pipeline, kegagalan fatigue bisa terjadi akibat tekanan fluida di daerah tertentu yang tidak konstan. Misalkan untuk sebuah katup yang menahan aliran fluida, dapat mengakibatkan adanya hentakan dari fluida. Akibatnya daerah ini bisa menerima beban fatigue. Basic susceptibilty terhadap mechanical fatigue tergantung kepada tiga parameter, yaitu:

a. Banyaknya kegagalan akibat ini sebelumnya. b. Akibat dari getaran.

c. Sumber getaran dalam jangkauan 50 ft.

6. Brittle Fracture Technical Module

Technical module ini merupakan technical module yang memperhitungkan adanya pengaru dari material yang getas. Dimana kegetasan dari material tersebut akan terjadi pada kondisi tertentu.

Modul ini membahas mengenai penentuan kegagalan pada peralatan akibat adanya brittle fracture. Ruang lingkup dari modul ini adalah:

a. Low temperature/low toughness fracture b. Temper embrittlement

c. 885 degree embrittlement d. Sigma phase embrittlement

7. Equipment Linings Technical Module

Lining merupakan material yang digunakan untuk meningkatkan ketahanan korosi dari sebuah pipeline. Dengan adanya lining fluida yang bersifat korosif dapat ditahan pengaruhnya terhadap material pipa oleh lining. Namun demikian ada kemungkinan kegagalan terjadi pada lining dari pipeline. Misalnya terlepasnya ikatan antara lining dengan material pipa. Kemungkinan kegagalan dari lining tersebut dapat diperhitungkan dengan

memperhatikan dua buah faktor utama yaitu kondisi lining dan on-line monitoring.

8. External Damage Technical Module

External damage technical module merupakan kemungkinan technical module yang terakhir yang digunakan untuk menghitung besarnya kemungkinan kegagalan pada pipeline. Dimana jenis kegagalan yang diperhitungkan disini adalah kegagalan yang diakibatkan oleh faktor dari luar seperti adanya korosi dari luar. Semua kemungkinan yang dapat terjadi pada korosi eksternal diperhitungkan terhadap kemungkinan kegagalan dari pipeline. Adapun pada external damage disini, dilakukan untuk 4 buah jenis tipe kegagalan yaitu:

a. External Corrosion Carbon & Low Alloy Steels b. CUI untuk Carbon dan Low Alloy Steels c. External SCC untuk Austenitic Stainless Steels d. External CUI SCC untuk Austenitic Stainless Steels

Untuk mendapatkan nilai akhir dari TMSF, maka semua TMSF yang terdapat diatas dijumlahkan.

TMSF = Thinning TMSF + SCC TMSF + HTHA TMSF + Fatigue TMSF

+Brittle TMSF + Lining TMSF + External TMSF (2-23)

2.4.2.3.2 Perhitungan Process Subfactor

Process subfactor merupakan faktor probability yang memperhitungkan adanya pengaruh dari parameter proses dari pipeline terhadap besarnya kemungkinan kegagalan. Dimana faktor – faktor yang diperhitungkan antara lain adalah stabilitas dari sebuah proses. Semakin stabil sebuah proses akan semakin kecil probability of failure sebuah pipeline. Selain itu kontinuitas sebuah pipeline juga mempengaruhi besarnya nilai PoF.

2.4.2.3.3 Perhitungan Mechanical Subfactor

Mechanical subfactor merupakan faktor dari peralatan yang memperhitungkan segi mekanik dari pipeline. Dimana segi mekanik ini diperhitungkan berdasarkan desain awal dari pipeline. Dimana subfaktor ini dipengaruhi oleh kompleksitas, safety factor, code, life cycle, vibration monitoring.

2.4.2.3.4 Perhitungan Universal Subfactor

Universal subfactor merupakan subfactor yang terakhir yang mempengaruhi besarnya equipment modification factor. Subfator ini memperhitungkan adanya pengaruh kondisi secara keseluruhan sistem yang ada. Untuk pipeline kondisi ini berhubungan dengan kondisi platform atau plant, gempa, temperatur lingkungan dan sebagainya.

Setelah semua nilai dari faktor – faktor yang mempengaruhi besarnya nilai likelihood diketahui, kita bisa menghitung besarnya nilai likelihood dengan mengalikan antara

2.4.3 Consequence of Failure (CoF)

Berdasarkan perhitungan kategori menggunakan metode API 581, secara umum CoF dapat dibagi kedalam 3 kategori yaitu safety consequence, environmental consequence dan economical consequence. Masing – masing consequence tersebut dibahas sebagai berikut:

1. Safety Consequence

Kategori consequence ini merupakan sebuah consequence yang berhubungan dengan keselatan tehadap manusia. Dimana setiap orang yang berada di sekitar pipeline tersebut memiliki kemungkinan untuk mengalami dampak apabila terjadi kegagalan pada pipeline. Besarnya konsekuensi ini biasanya dihitung berdasarkan besarnya orang yang dapat meninggal apabila terjadi kegagalan.

2. Environmental Consequence

Kategori resiko yang kedua ini berhubungan dengan besarnya konsekuensi yang dapat ditimbilkan terhadap lingkungan apabila terjadi kegagalan. Hal ini berhubungan dengan luas area lingkungan sekitar pipeline yang mendapatkan pengaruh apabula terjadi kegagalan. Pengaruh terhadap lingkungan tersebut juga dipengaruhi oleh jenis fluida yang ada didalam pipeline. Apabila fluida memiliki sifat yang beracun, hal ini mengakibatkan besarnya pengaruh terhadap lingkungan daripada fluida yang tidak beracun.

3. Economical Consequence

Merupakan sebuah konsekuensi yang berhubungan dengan besarnya kerugian yang diakibatkan bila terjadi kegagalan terhadap pipeline. Hal ini dapt diukur dengan memperhatikan besarnya biaya yang diperlukan apabila terjadi luka atau kematian terhadap manusia. Selain itu besarnya kerugian akibat tidak berproduksi sistem dalam selang waktu tertentu merupakan salah satu faktor yang diperhitungkan.

Cara untuk mendapatkan setiap kategori Cof diatas akan dijelaskan pada masing –masing subbab dibawah ini.

2.4.3.1 Penentuan Release Rate

Release rate merupakan komponen dasar untuk menghitung besarnya Cof yang dapat ditimbulkan apabila terjadi kegagalan pada pipeline. Release rate menyatakan laju aliran fluida ke lingkungan sekitar ketika terjadi kebocoran. Berdasarkan perhitungan yang dilakukan aliran fluida yang keluar dari pipeline berbeda – beda bergantung dengan sifat masing – masing fluida.

Perhitungan Release rate dibedakan antara fluida cair dan gas. Fluida cair dan gas akan memiliki sifat yang berbeda ketika mengalami kebocoran. Dibawah ini akan dijelaskan mengenai perhitungan kedua tipe fluida tersebut.