BAB III PERHITUNGAN RESIKO

(1)

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

(2)

(3)

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 designyang 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.

(4)

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

(5)

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

(6)

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. Sistem isolasi beberapa tempat dapat di shutdown otomatis dan

(7)

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

laju aliran (flow rate) 2047Barrel Oil Per Day (BOPD)

Fasa fluida Liquid

MDMT -42oF

Sistem proteksi Coating, Sacrificial Anode Cathodic Protection

Sistem deteksi

(8)

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

(9)

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

(10)

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

(11)

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

(12)

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

(13)

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

(14)

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.

(15)

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 (m3/jam) x 3 (menit) x 61023,74 (ft3/m3) 60 (menit)

(16)

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”.

(17)

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

2 144 c L d g Q =C A ρDP ...(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 f 32,2 lb -ft/lb -s )

(18)

2. Persamaan laju pelepasan untuk fluida gas • Persamaan laju pelepasan gas sonik

1 1 2 144 1 k k c sonik d g kM w 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 2 1 144 1 k k c a a subsonik d g P P M k w 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 :

(19)

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 :

(20)

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.

(21)

Tabel 3.17. Persamaan luas Konsekuensi Kerusakan dan Konsekuensi Kematian untuk jenis pelepasan terus menerus (continuous) bilamana

Toperasi < (AIT + 80oF) [1]

Tabel 3.18. Persamaan luas Konsekuensi Kerusakan dan Konsekuensi Kematian untuk jenis pelepasan seketika (instantaneous) bilamana Toperasi < (AIT + 80oF) [1]

(22)

Tabel 3.19. Persamaan luas Konsekuensi Kerusakan dan Konsekuensi Kematian untuk jenis pelepasan terus menerus (continuous) bilamana

Toperasi > (AIT + 80oF) [1].

Tabel 3.20. Persamaan luas Konsekuensi Kerusakan dan Konsekuensi Kematian 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

(23)

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.

(24)

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 (ft2)

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

(25)

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.

(26)

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

(27)

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

(28)

-6 4 - T ab e l 3 .2 9 . P en en tu an k at eg o ri sa si k o n se k u e n si Ru p tu r e H O L E S IZ E S → 1 /4 i n . 1 i n . 4 i n . 1 2 1 F re k u en si k e b o co ra n b er d as ar k an T ab el B .I II . 0 ,0 0 0 0 0 0 1 0 ,0 0 0 0 0 0 3 0 ,0 0 0 0 0 0 0 3 0 ,0 0 0 0 0 0 0 2 2 F ra k si f re k u e n si k eb o co ra n 0 ,2 2 2 2 2 2 2 2 2 0 ,6 6 6 6 6 6 6 6 7 0 ,0 6 6 6 6 6 6 6 7 0 ,0 4 4 4 4 4 4 4 4 3 a K o n se k u e n si K er u sa k an 8 8 ,1 5 7 3 3 0 1 .0 6 8 ,9 7 2 2 0 8 8 2 ,6 9 9 2 9 2 5 7 1 ,7 8 8 2 1 8 3 b K o n se k u e n si K em a ti a n 2 5 1 ,0 3 6 4 0 9 2 9 6 0 ,7 6 2 0 0 2 2 3 3 ,7 1 5 3 9 2 1 6 1 5 ,9 2 3 2 2 4 3 c K o n se k u e n si K et e rb ak ar a n 2 5 1 ,0 3 6 4 0 9 2 .9 6 0 ,7 6 2 0 0 2 2 3 3 ,7 1 5 3 9 2 1 .6 1 5 ,9 2 3 2 2 4 ft 2 ft 2 ft 2 ft 2 4 1 3 ,9 4 6 4 6 7 4 9 3 ,4 6 0 3 3 4 3 ,8 9 5 2 5 7 1 7 ,9 5 4 7 0 2 F ra k si K o n se k u en si K et er b a k ar an ( b a ri s n o .3 c x b a ri s n o 2 ) ft 2 ft 2 ft 2 ft 2 5 0 0 0 0 K o n se k u e n si R ac u n ft 2 ft 2 ft 2 ft 2 6 F ra k si K o n se k u en si R ac u n ( b ar is n o .5 x b ar is n o 2 ) 0 0 0 0 ft 2 ft 2 ft 2 ft 2 7 T o ta l K o n se k u en si K et e rb ak ar a n ( ju m la h n il ai b a ri s 4 ) 5 2 9 ,2 5 6 7 5 9 8 ft 2 8 T o ta l K o n se k u en si R ac u n ( ju m la h n il ai b ar is 6 ). 0 ft 2 9 K o n v e rs i n il ai K o n se k u en si t er b es ar d en g a n k at eg o ri sa si p a d a T ab e l 4 .2 8

C

(29)

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.r Konstanta reduksi ketebalan =

(30)

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]

(31)

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 korosipada pipa dan separator yang dianalisis

(32)

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.

(33)

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

Segmen Nilai kemungkinan penipisan

Separator V-201 _0,7

Pipa 12” tj.mayo – BM ₁₄₇

Pipa 12” BM – BK ₂₀₃

Pipa 12” BK – BH _2,1

Pipa 12” BH – BG Tie in ₂₈₀

Pipa 8” AC2 – AC3 _38,5

Pipa 12” AC3 – BG 35

Pipa 16” BG – BG Tie in ₂₄₅

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.

(34)

3.36. Batas temperatur terjadinya mulur[1]

(35)

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

(36)

Adapun data yang diperlukan setelah lolos dari pertanyaan saringan adalah sebagai berikut :

1. Tekanan operasi,

2. Temperatur 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 – 1070oF 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

(37)

• Penggetasan 885oF

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

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

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 1700oF. 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.

(38)

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,

2. Temperatur 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,

(39)

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.

(40)

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.

(41)

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.

(42)

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

(43)

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

(44)

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.

(45)

Tabel 3.50. Nilai kemungkinan kegagalan dan nilai kategorisasi separator dan pipa yang dianalisis Segmen Kemungkinan kegagalan Kategorisasi Separator V-201 2.7 2 Pipa 12” tj.mayo – BM 358 4 Pipa 12” BM – BK 414 4 Pipa 12” BK – BH 8.1 2 Pipa 12” BH – BG Tie in 282 4

Pipa 8” AC2 – AC3 40.5

3 Pipa 12” AC3 – BG 37 3 Pipa 16” BG – BG Tie in 149 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.

(46)

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)

(47)

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.

(48)

0,13 0,18 0,23 0,28 0,33 0,38 1 9 8 9 1 9 9 5 2 0 0 1 2 0 0 7 2 0 1 3 2 0 1 9 2 0 2 5 2 0 3 1 2 0 3 7 2 0 4 3 2 0 4 9 2 0 5 5 2 0 6 1 2 0 6 7 Tahun K e te b a la n ( in c h i)

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

(49)

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

(50)

12000 17000 22000 27000 32000 37000 1 9 8 9 1 9 9 4 1 9 9 9 2 0 0 4 2 0 0 9 2 0 1 4 2 0 1 9 2 0 2 4 2 0 2 9 tahun s tre s s ( p s i)

Hoop Stress

SF

SAMYS X 0,72 hoop stress

Gambar 3.3. Penentuan umur pipa dengananalisis 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