23
ANALISA RESIKO SOSIAL PADA JALUR PIPA LNG
TELUK BENOA BALI
Nur Hayati*, Ir. Dwi Priyanta M.SE,**, Prof. Dr. Ketut Buda Artana, S.T., M.Sc.**
*)Mahasiswa Teknik Sistem Serkapalan. **) Dosen Teknik Sistem Perkapalan FTK ITS Abstrak
Penelitian ini membahas tentang proses desain pipa gas serta analisa resiko sosial pada jalur pipa gas alam dari Terminal Regasifikasi LNG di Pelabuhan Teluk Benoa, menuju PLTG, yang direncanakan akan dibangun di lokasi PLTD Pesanggaran, Bali. Desain Pipa akan melewati lokasi-lokasi pemukiman yang telah disegmentasi berdasarkan kepadatan penduduk dan kondisi lingkungan. Material Pipa telah didapatkan melalui serangkaian tahapan perhitungan sehingga dipilih spesifikasi API 5L X52 seamless steel dengan diameter dalam 22 inch, diameter luar 24 inch, serta ketebalan 0.969 inch. Analisa Resiko yang dilaksanakan menggunakan pendekatan Quantitative Risk Assessment dan metode Event Tree untuk identifikasi konsekuensi yang mungkin timbul. Kemudian simulasi konsekuensi yang mungkin timbul pada masing-masing segmen disepanjang jalur pipa gas juga telah dibangun menggunakan ShellFRED dengan fokus analisa pada peristiwa Jet Fire dan Explosion akibat kebocoran dan pecahnya pipa gas. Dari simulasi tersebut diperoleh hasil bahwa jalur pipa tersebut relatif aman jika terjadi bocor dan pecah. Hasil tersebut disajikan dalam kurva FN dan hanya pada koneskuensi Jet Fire dengan lubang 0.3 m dan Explosion saja yang diperlukan beberapa mitigasi.
Kata Kunci: Desain pipa gas, Resiko Sosial, Jet Fire, Explosion, FN Curve
PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang
Pembangkit listrik di Bali masih belum mencukupi kebutuhan energi listrik di Bali sehingga masih mengandalkan suplai tambahan dari pembangkit-pembangkit yang berada di pulau jawa. Karena itu PLN berinisiatif untuk menyuplai kebutuhan listrik di Bali secara mandiri salah satu cara yang digunakan adalah mendapatkan bahan bakar gas dari Ladang Tangguh ke Bali sehingga Bali membutuhkan terminal penerima LNG untuk bongkar muat yang kemudian LNG diubah ke dalam bentuk Gas Alam Murni dan dialirkan ke PLTG Pesanggaran Bali.
Pemilihan letak terminal penerima dan Unit Regasifikasi LNG yang paling optimal adalah pada Teluk Benoa Bali karena letaknya yang dekat dengan PLTG Pesanggaran sehingga distribusi Gas Alam lebih ekonomis dengan menggunakan pipeline dibandingkan dengan sistem distribusi yang lain.
Jalur pipa Gas Alam dari pelabuhan ke terminal penerima ke PLTG Pesanggaran Bali direncanakan mengikuti jalur pipa minyak solar untuk PLTD di lokasi yang sama dan dapat dipastikan melewati pemukiman penduduk sehingga bila terjadi kecelakan akan mengakibatkan kerugian yang sangat besar baik itu materiil maupun korban jiwa. Oleh karena itu untuk meminimalkan resiko tersebut perlu diadakan studi teknis dahulu mengenai penyebab-penyebab dan risiko-risiko apa saja yang mungkin terjadi, juga seberapa besar kemungkinan-kemungkinan tersebut dapat terjadi dan juga seberapa besar bahaya yang dapat ditimbulkan akibat terjadinya kecelakaan-kecelakaan yang terjadi pada sepanjang jalur pipa di pelabuhan, hingga ke PLTG Pesanggaran tersebut.
Untuk menganalisa resiko-resiko dari desain jalur pipa yang direncanakan, dalam skripsi ini penulis mencoba untuk mendesain jalur pipa sesuai kebutuhan Pembangkit di PLTG serta menampilkan risk
24
assessment untuk melihat risiko yang di
timbulkan oleh desain pipeline tersebut terhadap lingkungan dan terutama kepada keselamatan jiwa penduduk sekitar. Selain itu, dari penelitian ini diharapkan dapat memberikan gambaran pengelolaan resiko yang dianjurkan untuk meminimalkan resiko kematian.
1.2. Perumusan Masalah
Permasalahan pokok pada penelitian ini antara lain:
1. Bagaimana mendesign jalur pipa Gas alam antara terminal penerima dan Regasifikasi LNG ke PLTG Pesanggaran
2. Bagaimana mengaplikasikan risk assessment pada segmen-segmen pipa di
jalur operasi dari terminal penerima dan unit regasifikasi di pelabuhan Teluk Benoa, menuju PLTG Pesanggaran 3. Risiko apa saja yang akan terjadi pada
jalur pipa yang telah didesain.
4. Bagaimana tingkat fatalitas dan toleransi dari masing-masing segmen pipa untuk skenario Jet fire dengan size holes 0.0025 inch, 0.1inch, dan 0,3 inch,
Explosion, dan Dispersion.
5. Apa saja rekomendasi yang akan diberikan dari hasil societal risk assessment terhadap jalur pipa Gas
Alam tersebut terkait dengan risiko yang terjadi.
1.3. Batasan Masalah
Untuk menegaskan dan lebih memfokuskan permasalahan yang akan dianalisa dalam penelitiaan skripsi ini, maka akan dibatasi permasalahan-permasalahan yang akan dibahas sebagai berikut :
1. Risiko-risiko yang akan diukur adalah risiko tentang Jet fire, Explosion dan
Dispersion pada jalur pipa Gas Alam saat
distribusi sedang berlangsung.
2. Jalur pipa pada penulisan skripsi ini Didesain mengikuti Jalur Pipa Bahan Bakar Pelabuhan Benoa – PLTD
Pesanggaran dan di bagi menjadi beberapa segmentasi berdasarkan kepadatan penduduk
3. Design yang di lakukan hanya pada jalur pipa dari terminal penerima dan unit regasifikasi LNG ke PLTG Pesanggaran 4. Letak Pemilihan Terminal Penerima dan
Unit Regasifikasi LNG adalah mengacu pada penelitian sebelumnya.
1.4. Tujuan Penulisan
Tujuan yang ingin dicapai dari skripsi ini antara lain:
1. Mendapatkan design pipelines jalur distribusi Gas Alam dari terminal penerima dan regasifikasi LNG ke PLTG Pesanggaran Bali
2. Mendapatkan nilai-nilai risiko dari risk
assessment pada jalur pipa LNG
3. Mendapat nilai fatalitas dan toleransi dari masing-masing segmentasi jalur pipa berdasarkan simulasi masing-masing konsekuensi
4. Mendapatkan rekomendasi dari societal
risk assessment yang telah di lakukan
1.5. Manfaat Penulisan
Dari penelitian ini diharapkan dapat bermanfaat bagi berbagai pihak yang membutuhkan. Adapun manfaat yang dapat diperoleh antara lain:
1. Mengetahui hal-hal apa saja yang dapat membahayakan pada proses distribusi gas melalui jalur pipa gas alam dan risiko-risiko apa saja yang dapat terjadi pada sepanjang jalur pipa gas tersebut.
2. Mengetahui seberapa besar bahaya yang dapat ditimbulkan akibat beroperasinya jalur pipa distribusi gas di daerah Teluk Benoa, Bali, sehingga dapat dijadikan dasar kewaspadaan pihak-pihak yang berkepentingan
25
II. TINJAUAN PUSTAKA
II.1 Umum
Pulau Bali adalah bagian dari Kepulauan Sunda Kecil sepanjang 153 km dan selebar 112 km sekitar 3,2 km dari Pulau Jawa. Secara astronomis, Bali terletak di 8°25′23″ Lintang Selatan dan 115°14′55″ Bujur Timur yang membuatnya beriklim tropis seperti bagian Indonesia yang lain.
Gambar 2.1 Pulau Bali
Beban listrik di Bali saat ini sekitar 600 MW, dengan pertumbuhan normal 7% setiap tahunnya Berdasarkan data PLN Bali, pasokan listrik di Pulau Dewata sebesar 620 MW saat ini diperoleh dari kabel bawah laut (200 MW), PLTG Gilimanuk (130 MW), PLTG Pemaron (135 MW), dan PLTG Pesanggaran 155 MW. Beban puncak rata-rata pada siang hari mencapai 440 MW. Sedangkan untuk malam hari, ada kekurangan daya sampai 37,5 MW. Kekurangan itu membuat sejumlah daerah di Bali masih terkena pemadaman bergilir, terakhir terjadi pada Maret 2011.
II.2 Risk Assessment
Risk assessment merupakan suatu cara
pengujian risiko dengan cara mengidentifikasi kejadian-kejadian yang mungkin terjadi dan memberikan sebuah nilai bahaya dalam skala tertentu. Di dalam sebuah risk assessment dilakukan juga identifikasi terhadap faktor penyebab dari setiap kejadian, dimana terdapat beberapa macam faktor yang mungkin terjadi.
Pengertian daerah ALARP (As Low As
Reasonably Practicable) merupakan perbatasan antara risiko itu dapat diterima atau tidak, akan tetapi masih dapat diterima dan merupakan batas minimal suatu risiko untuk dapat diterima [8]. Upaya pengurangan dari risiko harus diimbangi dengan analisa biayanya. Apabila perkiraan risiko masih tidak dapat diterima, maka usaha untuk mengurangi risiko dapat dilakukan dengan 3 cara, yaitu diantaranya:
1. Mengurangi frekuensi
2. Mengurangi konsekuensi, atau 3. Sebuah kombinasi dari keduanya.
II.3 Risiko (Risk)
Risiko didefinisikan sebagai probabilitas dari suatu peristiwa yang menyebabkan kerugian dan besarnya potensi kerugian itu [6]. Secara umum dari risiko sering diekspresikan sebagai hubungan matematis antara kemungkinan kejadian dengan konsekuensi yang dihadapinya:
Risiko = (kemungkinan kejadian) x (konsekuensi kejadian) Risiko = Probabilitas x Konsekuensi
Risiko harus diusahakan agar sekecil mungkin (berada pada zona hijau dan Perhitungan pengurangan frekuensi harus diprioritaskan sebelum perhitungan pengurangan konsekuensi.
Gambar 2.2. Kriteria Penerimaan Risiko Proses dari analisa risiko ini terdiri dari empat langkah dasar antara lain[7]:
Risk can not be justified save in extraordinary circumstances Intolerable region The ALARP or tolerable region (risk is undertaken for benefit received) Acceptable region-no need detail working to justify ALARP
Tolerable if only risk reduction is impracticable or its cost is grossly disproportionate to the improvement gain Tolerable if cost of reduction would exceed the improvement gain
Necessary to maintain assurance that risk remains at this level
26 1. Identifikasi Bahaya (Hazard)
2. Perkiraan Frekuensi 3. Perkiraan Konsekuensi 4. Evaluasi Risiko II.4 Hazard
Hazard atau potensi bahaya
didefinisikan sebagai karakteristik atau kelompok karakteristik yang memberikan potensi kerugian secara spesifik. Kerugian yang dimaksud antara lain Mudah Terbakar (Flammability) dan toksisitas (Toxicity) Beberapa metodologi yang tersedia untuk mengidentifikasi bahaya dan ancaman dalam cara yang formal dan terstruktur. Metode-metode tersebut diantaranya adalah HAZOP (Hazard and Operability), Analisa Event-Tree, dan Analisa Fault-Tree dan lain-lain[6]. II.5 Konsekuensi
Konsekuensi menunjukkan kehilangan dari sesuatu hal. Banyak aspek potensi kerugian yang mudah diukur. Dalam ledakan kita bisa mengukur kerugian seperti bangunan rusak, kendaraan, dan properti lainnya; biaya gangguan layanan, biaya produk hilang; biaya dari pembersihan, dan sebagainya. Konsekuensi kadang-kadang dikelompokkan ke dalam kategori langsung dan tidak langsung, di mana biaya langsung termasuk properti kerusakan.
II.6 Konsekuensi Pada Jalur Pipa gas Konsekuensi yang terjadi pada jalur pipa gas antara lain Jet Fire, Dispersion, dan
Explosion.
II.6.1 Jet Fire
Jet Fire adalah suatu peristiwa pada
pipa Gas yang disebabkan gas atau fluida yang berada dalam kondisi termampatkan dari tangki penyimpanan atau saluran pipa, material-material yang terkandung akan keluar dari lubang akan membentuk semburan gas atau cairan dan bercampur dengan udara. Dalam bentuk gas, jika gas yang mudah terbakar bertemu dengan sumber letupan yang kemudian menjadikan gas tersebut berada
pada konsentrasi yang mudah terbakar (ignition) maka akan terbentuk Jet Fire atau semburan api.
Gambar 2.3 Jet Fire II.6.2 Gas dispersion
Gas dispersion merupakan penyebaran
gas yang mungkin terjadi pada Pipa Gas karena kebocoran pada permukaan pipa dan dapat menyebabkan kontaminasi gas di udara serta menyebar tergantung pada kondisi udara di sekitar pipa.
Gambar 2.4 gas dispersion
Faktor-faktor yang mempengaruhi penyebaran gas tersebut antara lain suhu udara, kecepatan angin, arah angin, dan kelembapan. Gas dispersion akan menjadi sesuatu yang sangat berbahaya jika kontaminasi dari gas telah melampaui batas yang dapat mengganggu pernapasan manusia. Jika hal tersebut terjadi maka akan mengakibatkan kematian pada manusia yang menghisap gas tersebut dalam waktu beberapa lama. Hal tersebut dikarenakan kurangnya oksigen yang bisa dihirup manusia dan juga kandungan berbahaya pada gas yang dapat membuat manusia menjadi lemas.
27 II.6.3 Explosion
Jika terjadi pelepasan gas dari pipa gas ke udara dapat terjadi beberapa kemungkinan bahaya antaranya jetfire, explosion, flash fire dan gas dispersion.
Gambar 2.5 Explosion II.7 Societal Risk assessment
Societal risk menimbang besar risiko
kerja suatu sistem dengan mempertimbangkan kemungkinan fatalities yang terjadi. Tidak hanya kejadian yang tidak diinginkan, namun juga jumlah pekerja dan masyarakat yang terkait dengan risiko tersebut turut dipertimbangkan. Penilaian ini menggunakan pandangan suatu kelompok masyarakat dalam menilai suatu risiko, oleh karena itu masyarakat diperlakukan secara berkelompok dengan tanpa pertimbangan pada tiap individu selama berkelompok. Societal risk dapat juga menggambarkan lingkup dari Average Societal
Risk (ASR) yang juga dikenal dengan Potential Loss of Life (PLL)
II.8 FN Curve
Saat frekuensi dari suatu kejadian yang menyebabkan jumlah N kematian digambarkan dalam sebuah grafik fungsi banyak N akan menghasilkan kurva FN. Kurva FN ini menunjukkan bahwa suatu risiko dinilai berdasarkan nilai kehilangan hidup pertahun.
Gambar 2.6 Kurva FN dengan Standar DNV Sumbu X pada kurva FN menggambarkan nilai Number of Fatalities atau angka kematian di suatu daerah. Kemungkinan besar angka kematian dapat diketahui dari jumlah penduduk yang berada di zona berbahaya dekat sumber risiko. Oleh karena itu, untuk mengetahui banyak angka kematian, besar konsekuensi area yang akan terkena dampak harus diketahui terlebih dahulu.
Gambar 2.7 Kriteria penerimaan risiko F-N curve
28
III. METODOLOGI PENELITIAN
Gambar 3.1 Diagram Alir Pengerjaan Skripsi Berikut ini adalah penjelasan dari gambar 3.1 mengenai alur pengerjaan skripsi yang dilakukan.
III.1 Identifikasi Permasalahan
Langkah pertama yang diambil adalah mengidentifikasi masalah yang terjadi. Dalam penulisan ini skripsi ini masalah yang diambil adalah jalur pipa gas dari terminal penerima LNG sampai ke PLTG Pesanggaran akan membawa risiko terbakar dan meledak. Risiko yang terjadi pada pipeline tersebut harus diukur untuk mengetahui sejauh mana dampak yang ditimbulkan terutama terhadap keselamatan jiwa penduduk.
III.2 Studi Literatur
Studi literatur merupakan tahap pembelajaran mengenai teori-teori dasar yang akan dibahas pada penulisan skripsi ini. Studi literatur didapatkan dari pencarian pada sumber referensi yang dapat berupa buku, paper, journal, modul ajar, dan lain-lain yang mendukung bahasan skripsi ini. Kemudian juga mempelajari software Shell FRED 4.0
untuk membantu pengerjaan skripsi ini karena software tersebut merupakan software pembantu utama yang diguanakan dalam skripsi ini.
III.3 Data
Pengumpulan data diperlukan untuk mengetahui karakteristik LNG serta kepadatan penduduk pada jalur pipa LNG tersebut. Data yang diperlukan pada penulisan skripsi ini antara lain
Data kepadatan penduduk
Desain dan lay-out jalur pipa dari terminal penerima LNG sampai PLTG Pesanggrahan Bali
Data pipa III.4 Desain Pipa
Sebelum dilakukan risk assessment tentunya harus dilakukan desain pipa dari terminal penerima ke PLTG Pesanggaran, desain pipa LNG dilakukan berdasarkan pipa HSD dari Benoa ke PLTU Pesanggaran
III.5 Identifikasi Segmentasi Pipeline
Sebelum dilakukan analisa risiko perlu dilakukan segmentasi terhadap jalur pipa pada jalur distribusi LNG, segmentasi pada penulisan skripsi ini berdasarkan kepadatan penduduk.
III.6 Analisa Risiko
Setelah data didapat dan dilakukan desain jalur pipa LNG dari terminal penerima ke PLTG Pesanggaran maka dapat dilakukan analisa risiko
III.7 Analisa Frekuensi
Perkiraan frekuensi dilakukan dengan melakukan studi literatur pada riset-riset yang telah dilakukan sebelumnya dan pada data-data yang telah ada. Dari studi literatur tersebut akan dianalisa berapa banyak frekuensi akan terjadi pada setiapa kejadian. Selain dengan menggunakan data-data yang telah ada, frekuensi juga didapatkan dengan melakukan perhitungan berdasarkan skenario yang ada. Studi literatur mulai Identifikasi Permasalahan Identifikasi segmentasi pipa
Analisa frekuensi Analisa Konsekuensi Societal Risk Assessment Resiko dapat diterima Kesimpulan dan saran selesai · Jurnal · Tugas Akhir · Class Standard · Website Risk Mitigation Desain pipa Risk kriteria Hazard identifikasi Data tidak ya
29 III.8 Analisa Konsekuensi
Perkiraan konsekuensi dilakukan dengan melakukan simulasi pemodelan dengan menggunakan software Shell Fred 4.0. Software tersebut digunakan untuk menghitung konsekuensi yang mungkin terjadi pada setiap skenario yang dibuat.
III.9 Risk Mitigation
Dalam tahapan akhir yang mungkin dilakukan adalah proses mitigasi, yaitu proses untuk mengurangi risiko dari daerah yang tidak dapat diterima menjadi masuk dalam daerah yang bisa diterima atau setidaknya daerah ALARP III.10 Kesimpulan dan Saran
Langkah terakhir adalah membuat kesimpulan dari keseluruhan proses yang telah dilakukan sebelumnya serta memberikan jawaban atas permasalahan yang ada. Selanjutnya setelah membuat kesimpulan adalah memberikan saran berdasarkan hasil analisa untuk dijadikan dasar pada penelitian selanjutnya, baik terkait secara langsung pada skripsi ini ataupun pada data-data dan metodologi yang nantinya akan direferensi
IV.
ANALISA
DATA
DAN
PEMBAHASAN
IV.1 Desain Pipelines
Dalam bab ini akan di bahas mengenai desain jalur pipa yang akan direncanakan. Seperti yang terlihat pada Gambar 4.1 Jalur pipa gas tersebut akan bermula di Terminal LNG di pelabuhan Benoa menuju ke PLTD Pesanggaran.
Gambar 4.1 Desain Jalur Pipa
Pada gambar 4.1 ditunjukkan jalur pipa gas dengan garis merah. Pipa tersebut akan melewati kawasan padat pekerja, cagar alam,
dan pemukiman penduduk. Titik kuning pada gambar tersebut menunjukkan letak bangunan yang berpenghuni atau merupakan tempat beraktivitas.
Jalur Pipa LNG yang direncanakan akan melewati daerah padat di Pelabuhan, Kawasan Wisata, dan Daerah Padat Penduduk. Berdasarkan hal tersebut maka Jalur pipa tersebut diklasifikasikan dalam bentuk 3 Zona seperti yang diperlihatkan pada Gambar 4.2
Gambar 4.2 Zoning Jalur Pipa
Nilai yang ditetapkan untuk masing-masing zona di Gambar 4.2 digambarkan pada Tabel 4.1 berikut.
Tabel 4.2 Pembagian dan Angka Design Factor
IV.1.1 Data Fluida dan Lingkungan
Sebagaimana telah dijelaskan pada bab-bab sebelumnya bahwa Jalur Pipa direncanakan untuk transmisi NG yang mana memiliki kandungan seperti yang dikemukakan pada Tabel 4.2 dibawah.
SEGMEN CLASS KETERANGAN KAWASAN DESIGN FACTOR, F
1 4
Pelabuhan, Dermaga, Perkantoran, Pergudangan, Rumah Tinggal, Jalan Raya
0.4
2 2
Kawasan Wisata, Penangkaran Satwa, Rumah Tinggal, Jalan Raya
0.6
3 4
Perkantoran, Pergudangan, Rumah Tinggal, Pabrik, Pembangkit Listrik, Jalan Raya
0.4
4 4
Perkantoran, Pergudangan, Rumah Tinggal, Pabrik, Pembangkit Listrik, Jalan Raya
30 Tabel 4.3 Fluid Properties
Sedangkan data lingkungan kawasan pelabuhan benoa dan PLTD diasumsikan dalam Tabel 4.3 berikut.
Tabel 4.4 Data Lingkungan Temperatur Lingkungan 30.6 Deg C Kelembapan Udara 91.70% Kecepatan Angin 16.5 mph IV.1.2 Desain Jalur dan Lokasi Pipa Gas IV.1.2.1 Section Jalur Pipa Gas
Dalam desain jalur pipa gas telah ditentukan bahwa total panjang pipa dalam perencanaan adalah 3563.19 m atau 2.21Miles. Desain jalur pipa tersebut pipa direncanakan akan 6 kali melintangi jalan raya penghubung Pelabuhan Benoa – PLTD di Jl Ngurah Rai. Desain jalur pipa tersebut dibagi atas 35 buah Section sehingga Panjang masing-masing segmen adalah 101.81m, segmentasi secara visual ditunjukkan pada Gambar 4.3 berikut.
Gambar 4.3 Section Jalur Pipa
Secara detail Section tersebut ditunjukkan kedalam Tabel 4.5 berikut
Tabel 4.5 Tabulasi Segmentasi Pipa
IV.2 Desain Pipa
Dalam hal ini penulis menggunakan data kebutuhan gas untuk PLTG Muara Bekasi. Selain itu penulis menggunakan dasar
acuan standar desain pipa ASME B31.8 serta dari beberapa literatur Pipeline Engineering seperti yang diuraikan pada Daftar Pustaka Tugas Akhir ini.
IV.2.1 Data Asumsi dan Kebutuhan Pembangkit
Data-data asumsi yang digunakan dalam penelitian ini terdiri dari beberapa bagian, antara lain:
1. Data Asumsi Desain Berdasarkan Kebutuhan Pembangkit. Data ini diambil dari penelitian sebelumnya yang berkaitan dengan kebutuhan pembangkit. Data-data yang dimaksud terangkum kedalam Tabel 4.5 berikut ini.
Tabel 4.6 Parameter dan Asumsi Desain
2. Data Asumsi Kondisi Lingkungan. Data ini diambil dari kondisi lingkungan pada umumnya di lokasi jalur pipa yang direncanakan, serta dari beberapa penelitian sebelumnya yang berkaitan. Data-data lingkungan yang dimaksud terangkum dalam Tabel 4.6 berikut ini.
Tabel 4.7 Parameter Lingkungan
IV.2.2 Perhitungan Diameter Pipa
Dalam Perhitungan Diameter Pipa digunakan beberapa persamaan baku yang Carbon dioxide Weight Fraction norm Mole Fraction norm Critical Temp °C Critical Pressure bara Molecular Weight kg/kmol Atmos BP °C Freeze Pt °C Heat of Comb kJ/kg n-Butane 0.0321 0.01 152.1 37.41 58.12 -0.5001 -138.4 45742.7 Propane 0.0487 0.02 96.7 41.91 44.1 -42.1 -187.7 46383.8 Ethane 0.0829 0.05 32.18 48.08 30.07 -88.6 -182.8 47514.8 Methane 0.7966 0.9 -82.6 45.35 16.04 -161.5 -182.5 50043.9 Nitrogen 0.0155 0.01 -146.9 33.56 28.01 -195.8 -210 0 Carbon dioxide 0.0243 0.01 31.06 72.86 44.01 -86.9 -56.6 0 FROM TO 1 0 916.25 916.25 A 0.4 79 2 916.25 2545.14 1628.89 B 0.6 11 3 2545.14 2850.56 305.42 C 0.4 56 4 2850.56 3563.2 712.64 D 0.4 83 JARAK (m) PANJANG SEGMEN (m) SEGMEN JUMLAH BANGUNAN DESIGN FACTOR ZONA
Panjang Pipa L 2.213 MILES
Debit Gas Desain Qb 400 MMSCFD
P Desain di PLTD Pdes 350 Psi
P Terminal (Upstream) P1 350 Psi
P PLTD (Downstream) P2 320 Psi
P Rata-rata pipa Pavg 335.22 Psi
T Rata-rata LNG (fluida) Tavg 484.6 Deg R
Specific Gravity Gas G 0.6
Kompresibilitas Gas rata-rata Z 0.835
Elevasi Terminus h2 50 ft
Elevasi Origin h1 100 ft
Koreksi Elevasi Hc 0.026
Faktor Efisiensi E 0.85 Psia2
PARAMETER SIMBOL NILAI SATUAN
Parameter Simbol Nilai Satuan P Lingkungan Pb 14,7 Psia T lingkungan Tb 572 Deg R
31 didapatkan dari referensi-referensi teknik yang
penulis gunakan. Persamaan-persamaan yang digunakan dalam perhitungan diameter pipa gas yaitu sebagai berikut:
1. Persamaan Weymouth
(
⁄ ) [
]
…...….(4.1) 2. Persamaan Panhandle A
(
⁄ )
[
( )]
...(4.2) 3. Persamaan Panhandle B(
⁄ )
[
( )]
…...…(4.3)IV.2.3 Perhitungan Diameter
Hasil dari perhitungan diameter dalam pipa berdasarkan persamaan Weymouth, Panhandle A, Panhandle B dengan data parameter dan asumsi diatas adalah sebagai berikut:
Dwm = 20.9 inch. DphA = 21.4 inch. DphB = 21.8 inch.
Hasil perhitungan dari masing-masing persamaan tersebut terlihat berbeda dikarenakan masing-masing persamaan menggunakan pendekatan yang berbeda. Meskipun pada akhirnya akan diambil satu nilai diameter dalam pipa, namun menghitung berdasarkan masing-masing kemungkinan akan membantu analisa-analisa pada penelitian berikutnya.
IV.3 Analisa Kecepatan Aliran Fluida di dalam Pipa
Setelah mendapatkan nilai Diameter Dalam pipa, maka langkah selanjutnya adalah menganalisa kecepatan aliran didalam pipa.
………..(4.5)
Terdapat beberapa jenis kecepatan yang akan penulis bahas, diantaranya adalah sebagai berikut:
1. Kecepatan Rata-Rata Gas 2. Kecepatan Minimum Gas 3. Kecepatan Maksimum Gas 4. Kecepatan Erosional Gas
√
………. (4.6)
IV.3.1 Kecepatan Rata-rata Gas
Kecepatan rata-rata gas didapatkan dengan menggunakan persamaan yang telah dijelaskan pada bab sebelumnya, namun Tekanan Gas yang digunakan adalah tekanan rata-rata gas di setiap segmen pipa. Berdasarkan hasil perhitungan didapatkan nilai kecepatan rata-rata gas dalam Tabel 4.7 berikut.
Tabel 4.8 Kecepatan Rata-Rata Gas dalam
Pipeline
IV.3.2 Kecepatan Minimum Gas
Seperti halnya kecepatan rata-rata, perhitungan kecepatan minimum gas menggunakan persamaan yang sama namun tekanan gas yang digunakan merupakan tekanan gas pada titik upstream, atau dengan kata lain pada titik upstream, dimana tekanan merupakan tekanan terbesar. Berdasarkan hasil perhitungan didapatkan nilai kecepatan minimum gas dalam Tabel 4.8 berikut.
Based Flow Equation D Z Cb Pseg atau Pavg Tf atau Tavg Us (Miles/hours) D based on weymouth 20.89 0.835 400 335.22 484.6 45.28 D based on Panhandle A21.44 0.835 400 335.22 484.6 42.96 D based on Panhandle B 21.76 0.835 400 335.22 484.6 41.72 Desain 22” 22 0.835 400 335.22 484.6 40.81
32 Tabel 4.9 Kecepatan Minimum Gas dalam
Pipeline
IV.3.3 Kecepatan Maximum Gas
Berdasarkan hasil perhitungan didapatkan nilai kecepatan maksimum gas dalam Tabel 4.9 berikut ini.
Tabel 4.10 Kecepatan Maximum Gas dalam
Pipeline
IV.3.4 Kecepatan Erosional Gas
Kecepatan erosional merupakan batasan maksimum secara teoritis untuk menjamin umur pipa tetap optimal.
Tabel 4.11 Kecepatan Erosional Gas dalam Pipeline
Dari hasil seluruh perhitungan diatas kemudian dirangkum ke dalam Tabel 4.11 berikut ini.
Tabel 4.12 Rangkuman Perhitungan Kecepatan Aliran
Berdasarkan ASME B36.10 tentang Dimensi dan Massa Pipa yang terangkum dalam Tabel 4.12 diatas (Hanya diambil dari NPS 22”-24”), Serta dengan mempertimbangkan hasil perhitungan serta Desain pipa yang diinginkan yakni Diameter Dalam Pipa 22 inch atau sama dengan 559 mm, maka ditentukan pemilihan schedule pipa 60 dengan Diameter 24 inch dan ketebalan 24.61mm atau 0.969 inch serta Pipa diidentifikasi masuk kedalam Grade API 5LX atau X-Strong dengan jenis pipa Seamless.
Berdasarkan rumus ASME [2], untuk mendapatkan nilai Minimum Yield Strength, data Thickness dan Diameter Dalam pipa diatas disandingkan dengan dengan parameter Design Factor, Longitudinal Joint Factor, dan Temperature Derating Factor, sehingga didapatkan nilai Smin sebagai berikut.
Tabel 4.14 Nilai Yield Strength Minimum Pipa
Dari nilai tabel diatas dapat disimpulkan nilai Spesific Minimum Yield Strength (SMYS) pipa adalah tidak boleh kurang dari sekitar 10,000 Psi. Sehingga berdasarkan hal tersebut dipilih karakteristik pipa sebagai berikut:
Based Flow Equation D Z Cb Pseg atau Pavg Tf atau Tavg Us (Miles/hours) D based on weymouth 20.89 0.835 400 350 484.6 43.37 D based on Panhandle A 21.44 0.835 400 350 484.6 41.14 D based on Panhandle B 21.76 0.835 400 350 484.6 39.96 Desain 22” 22 0.835 400 350 484.6 39.09 Based Flow Equation D Z Qb Pseg atau Pavg Tf atau Tavg Us (Miles/hours) D based on weymouth 20.89 0.835 400 320 484.6 47.43 D based on Panhandle A 21.44 0.835 400 320 484.6 45 D based on Panhandle B 21.76 0.835 400 320 484.6 43.7 Desain 22” 22 0.835 400 320 484.6 42.75 Desain 24” 24 0.835 400 320 484.6 35.92 Pmin (Psi) D based on Weymouth 20.89 0.835 0.6 320 484.6 88.3 60.21 D based on Panhandle A 21.44 0.835 0.6 320 484.6 88.3 60.21 D based on Panhandle B 21.76 0.835 0.6 320 484.6 88.3 60.21 DESAIN 22' 22 0.835 0.6 320 484.6 88.3 60.21 DESAIN 24' 24 0.835 0.6 320 484.6 88.3 60.21 Us (Miles/ Hour) Based Flow Equation D Z G Tf or Tavg Ue (ft/sec)
Average Minimum Maximum Erotional Us (Miles/ Hour) Us (Miles/ Hour) Us (Miles /Hour) Us (Miles/ Hour) D based on Weymouth 20.89 45.28 43.37 47.43 60.21 D based on Panhandle A 21.44 42.96 41.14 45 60.21 D based on Panhandle B 21.76 41.72 39.96 43.7 60.21 DESAIN 22' 22 40.81 39.09 42.75 60.21 DESAIN 24' 24 34.29 32.84 35.92 60.21 Based Flow Equation D (inch) FROM TO 1 0 916.25 916.25 A 0.4 9978.07018 2 916.25 2545.14 1628.89 B 0.6 6652.04678 3 2545.14 2850.56 305.42 C 0.4 9978.07018 4 2850.56 3563.2 712.64 D 0.4 9978.07018 JARAK (m) PANJANG SEGMEN (m) SEGMEN DESIGN FACTOR
33 IV.4 Pengujian Thickness Pipa
Berdasarkan B31.8, thickness atau ketebalan pipa minimum dapat diuji dengan Rumus sebagai berikut:
……….(4.7) Perhitungan ketebalan minimum pada masing-masing segmen disajikan dalam tabel 4.14 berikut ini:
Tabel 4.15 Perhitungan Thickness Minimum
Dari hasil perhitungan diatas, diperlihatkan bahwa ketebalan pipa tidak boleh kurang dari 0.3702 inch. Sedangkan penulis memilih grade dan nominal pipa dengan thickness 0.969 inch, dengan demikian spesifikasi pipa yang dipilih sudah memenuhi codes ASME B31.
IV.5 Analisa Risiko Jalur Pipa
Dalam proses analisa risiko pada jalur Pipa perlu dilakukannya pembahasan Data dan Asumsi yang diperlukan. Diantaranya mengenai Kerapatan Populasi, Frekuensi Rilis Gas, Konsekuensi assessment, dan Tolerabilitas Risiko.
IV.5.1 Data dan Asumsi
IV.5.1.1 Kerapatan Populasi dan Klasifikasi Area Berdasarkan Segmentasi Pipa
Telah disebutkan pada sub bab sebelumnya mengenai segmentasi jalur pipa. Segmentasi tersebut berguna untuk mengidentifikasi jalur yang dilewati pipa serta lokasi pemukiman terdekat. Berikut ini adalah gambaran dari lokasi masing-masing segmen.
Gambar 4.4 Segmen1 Gambar 4.5 Segmen 2
Gambar 4.6 Segmen 3 Gambar 4.7 Segmen 4 IV.5.1.2 Lokasi Bangunan Tempat Tinggal
Pada masing-masing segmen terdapat bangunan-bangunan yang dihuni oleh penduduk, dan diasumsikan bahwa dalam satu bangunan dihuni oleh 4 orang sehingga jumlah populasi seperti yang terangkum dalam Tabel 4.15 berikut ini.
Pipe Diameter (in) 22.1 inc
h
Pipe Diameter (Out) 24.0 inc
h
NPS/Schedule 24/60
Wall Thickness 0.969 inc
h
Pipeline Material API 5L X52
SMYS 52000 Psi
SMTS 66000 Psi
Young Modulus 207 x 103Mpa
Shear Modulus 75 x 103Mpa
Corrosion Coating 5.5 mm AE
Pressure Design 350 Psi
Temperature 60 oC
Contents Density 729 kg/m3
F P D (inside) S E t (in) T Keterangan 0.4 350 22 5200 1 0.3702 1 Area A (Class 4) 0.6 350 22 5200 1 0.2468 1 Area B (Class 2) 0.4 350 22 5200 1 0.3702 1 Area C (Class 4)
34 Tabel 4.16 Data Persebaran Populasi
Penduduk di Sekitar Jalur Pipa
Dari tabel 4.15 diatas terlihat bahwa daerah terpadat adalah pada segmen 4 kemudian disusul segmen 1 dan 3.
IV.5.2 Frekuensi Rilis Gas IV.5.2.1 Data Historis
Sebagian besar basis data laju kegagalan yang digunakan dalam penelitian ini adalah berasal dari UKOPA (UK Operator
Onshore Pipeline Association). Database
kegagalan pipa UKOPA mengindikasikan bahwa sebuah nilai laju kegagalan (yang menyebabkan rugi produk atau Product Loss ) terkait gangguan eksternal dalam periode 1962-1998 adalah sebesar 5.98E-5 per Km per tahun.
IV.5.2.2 Model Probabilistik
Data UKOPA menunjukkan bahwa gangguan eksternal untuk jalur pipa onshore terkubur (dari excavator mekanik, dll) merupakan penyumbang utama ke frekuensi kegagalan secara keseluruhan. Dua model probabilistik limit state yang disajikan dalam penelitian ini adalah untuk menentukan risiko tusukan atau pecah karena jenis gangguan eksternal, yaitu:
· Puncture (Tusukan), Karena penetrasi pipa oleh gigi bucket excavator
· Rupture (Pecah) dan / atau Dent
(Penyok) di dinding pipa mengakibatkan bocor atau pecah. Untuk mode kegagalan lainnya, perkiraan frekuensi kegagalan menggunakan data historis atau pembanding.
IV.6 Konsekuensi Assessment
IV.6.1 Permodelan Rilis Gas terkait dengan Ukuran Lubang
Pemodelan rilis dari jalur pipa besar umumnya hanya menggunakan dua ukuran lubang untuk mewakili kebocoran dan pecah. Ukuran lubang menengah tidak dianggap sebagai retakan besar atau tusukan pada dinding jalur pipa gas yang cenderung meluas secara cepat menjadi lubang pecah penuh. IV.6.2 Permodelan Rilis terkait dengan Kondisi Rilis Gas
- Semua rilis dihitung pada tekanan operasi normal 335.22 Psig dan desain tekanan 350 Psig.
- Untuk peristiwa Lubang akibat puncture 25 mm diameter, sebarang waktu ditentukan secara bebas
- Untuk kejadian Pecah laju pelepasan rata-rata selama 60 detik pertama digunakan untuk perhitungan dispersi dan jarak radiasi.
IV.6.3 Kebocoran/Leaks
Tiga orientasi rilis gas yang berbeda dan digunakan dalam pemodelan dispersi gas dari kebocoran ini adalah vertikal, horisontal dan terkubur. Rilis vertikal dan horisontal dimodelkan sebagai sebuah jet yang terbuang ke udara dan tidak terhalang (untuk rilis horisontal ini berarti bahwa sisi kawah diabaikan).
IV.6.4 Ignition
Probabilitas Ignition diambil dari sejumlah sumber data yang diterbitkan. Data historis tersedia dari ratusan insiden rilis pipa yang terjadi selama jutaan km.yrs operasi pipa dan merupakan estimasi terbaik yang tersedia probabilitas pengapian. Frekuensi ignition yang digunakan dalam risk assessment pada penelitian ini didasarkan pada data yang dipublikasikan oleh EGIG pada tahun 2001) dan dibandingkan dengan sumber data UKOPA. Disajikan dalam tabel di bawah ini: SEGMEN PANJANG SEGMEN (m) JUMLAH BANGUNAN POPULASI
1 916.25 79 316
2 1628.89 11 44
3 305.42 56 224
35 Tabel 4.17 Historis Probabilitas Ignition
Database historis pada tabel 4.16
diatas memuat frekuensi rilis untuk sejumlah besar pipa dengan berbagai ketebalan dinding. Sebagaimana peristiwa rilis yang disebabkan oleh gangguan eksternal memiliki probabilitas ignition lebih tinggi, maka dapat dianggap bahwa probabilitas ignition yang berasal dari
Database ini merupakan asumsi konservatif
yang cocok untuk pipa darat Teluk Benoa - PLTG.
Tabel 4.18 Nilai Probabilitas Pilihan
Keseluruhan Angka ignition dalam data EGIG tidak membedakan antara Ignition "awal" dan "terlambat", namun tidak pula mencakup semua bentuk Ignition
IV.7 Tolerabilitas risiko Representasi risiko
Tolerabilitas risiko biasanya ditentukan oleh otoritas yang mengotorisasi kebijakan nasional. Meski begitu beberapa konsensus tentang kriteria penerimaan berbagai risiko telah ditetapkan, dan berlaku untuk pipa onshore namun yang paling umum untuk dijadikan dasar adalah jumlah fatalitas akan ditolerir jika nilai kontur risiko bawah 10-6 per tahun (atau 1 peluang fatal dalam satu juta kejadian per tahun).
IV.8 Risk Assessment IV.8.1 Modus kegagalan Gangguan Pihak ketiga
Data UKOPA juga
menunjukkan bahwa insiden gangguan eksternal yang kebanyakan di daerah pedesaan, kemudian diikuti berturut-turut
dengan daerah pinggiran kota dan daerah perkotaan.
Tabel 4.19 Tingkat Product Loss Incident dari gangguan Eksternal sesuai dengan klasifikasi
masing-masing Area
Data UKOPA juga menunjukkan bahwa ketebalan dinding maksimum untuk
Product Loss Incident yang dihasilkan dari
gangguan eksternal adalah 12,7 mm (sedangkan ketebalan dinding pipa Benoa - PLTG adalah 24.61 mm). Dibawah ini merupakan data yang disadur dari UKOPA mengenai hubungan ketebalan pipa dengan potensi Product Loss Incident.
Tabel 4.20 Hubungan antara Ketebalan Pipa dengan Product Loss Gas pada Pipa
Pada tabel 4.20 UKOPA diatas ditunjukkan bahwa untuk kategori ketebalan pipa >15 mm tidak pernah terjadi kegagalan. Untuk wilayah yang sedang dianalisa, risiko gangguan dari pihak ketiga (atau eksternal) jika didaerah tersebut terdapat suatu kegiatan konstruksi, ekskavasi parit, pengeboran, dll adalah dianggap rendah.
Tabel 4.21 Risiko Product Loss akibat gangguan Pihak Ketiga
36 IV.8.2 Frekuensi Kegagalan
Berikut ini merupakan rangkuman dari
probabilitas kegagalan dari referensi yang
digunakan untuk setiap mode kegagalan yang penulis gunakan.
Tabel 4.23 Frekuensi Kegagalan untuk Mode Kegagalan Spesifik
IV.8.3 Konsekuensi Kegagalan Release rate
Leaks
Ukuran lubang setara 25mm telah dipilih untuk mewakili kebocoran kecil seperti dapat mengakibatkan cacat yang melekat berupa defect bawaan, kegagalan weld atau tusukan karena dampak mekanis.
Rupture
Ketika memperkirakan laju pelepasan dari pecah harus dicatat bahwa angka total rilis termasuk pembebasan dari kedua sisi pipa yang pecah.
IV.9 Permodelan Api / Jet Fire
Permodelan Jet Fire dilakukan terhadap pada semua segmen yaitu segmen 1, 2, 3 dan 4. Pada gambar 4.8 dibawah pemodelan untuk lubang 25mm dapat diabaikan karena hasil konsekuensinya terlihat tidak ada dampak atau efek kepada penduduk dan kawasan sekitar.
Gambar 4.8 Leaks 25 mm Pada segmen 1 Pipa
Gambar 4.9 Report pada segmentasi 1 jalur pipa dengan konsekuensi Leaks
Dari hasil simulasi dengan SHELLFRED 4.0 diatas, terlihat bahwa untuk besar kobocoran 25 mm, efeknya relatif tidak terlalu berbahaya bagi pemukiman penduduk disekitarnya. Hal ini dikarenakan jumlah flux yang terpapar bahkan tidak mengenai bangunan sekitar, kecuali pada segmen 4, yaitu 3 bangunan terpapar radiasi 1.5 Flux (KW/m2). Tabel dibawah ini merupakan rangkuman data dari simulasi tersebut.
Tabel 4.24 Jet Fire untuk segmentasi 1
IV.10 Pemodelan Explosion
Pemodelan explosion dilakukan pada segmentasi 1 sampai 4, berikut ini adalah hasil konsekuensi explosion pada segmentasi 1.
Gambar 4.10 Hasil konsekuensi Explosion untuk segmentasi 1 dengan software ShellFred
4.0 Third Party Interference 4.74 x 10-7
1.13 x 10-7
5.88 x 10-7 Ground Movement 8.64 x 10-6
9.6 x 10-7
9.6 x 10-6 Inherent Defects and Construction Defects 4.62 x 10-6 0
4.62 x 10-6 Total 5.53 x 10-6 1.07 x 10-6 5.64 x 10-6 Total Release Frequency (perkm.yr) rupture Frequency (perkm.yr) Leak Frequency (perkm.yr) FAILURE MODE
37 Dari hasil analisa konsekuensi explosion
dengan menggunakan spftware ShellFred pada segmentasi 1 jalur pipa gas yang terlihat pada gambar 4.9 didapatkan efek yang terlihat membahayakan warga disekitar.
IV.11 Event Tree
IV.11.1 Event tree untuk Leaks
Berikut ini adalah hasil Event Tree untuk leak, pada gambar 4.11 dapat terlihat bahwa jenis leak dapat di bagi menjadi 3 yaitu vertical, horizontal dan buried dapat dilihat pada tabel 4.26
Tabel 4.26 Frekuensi Keluaran dari Event
Leaks
IV.11.2 Event tree untuk Rupture
Pada rupture dibagi menjadi 2 yaitu external impact dan penyebab selain external impact hal ini terlihat pada gambar 4.12. Untuk external impact pada rupture yang menyebabkan jetfire diberiakan nilai 1.01E-07 sedangkan untuk penyebab yang lain di berikan nilai 9.6E-08. Sehingga hasil frekuensi untuk rupture didapatkan nilai 1.07E-06, untuk lebih jelasnya
Tabel 4.27 Frekuensi Keluaran untuk Kejadian
Rupture
Gambar 4.11 Event Tree untuk leak
yes 2.77E-08 0.002 0.85 0.00E+00 vertical yes 0.25 no 0 0.15 0.00E+00 0.998 no 1.38E-05 1 yes 3.18E-07 Leak 0.023
5.53E-05 horizontal 0.85 2.64E-07
0.25 yes
no 0.023 0.15 4.66E-08
0.977
no No Ignition 1.32E-05
0.977
yes Low Momentum Fire (Crater) 6.36E-07
0.023 buried 0.85 5.28E-07 0.5 yes no 0.023 0.15 9.32E-08 0.977 no 2.64E-05 0.977 checksum 5.53E-05 outcome late ignition early ignition release orientation release Frequency km/yr frequency
Flash fire followed by jet fire Flash fire followed by jet fire
Horizontal jet fire No Ignition vertical jet fire
Flash fire followed by jet fire No Ignition
Flash fire followed by jet fire Flash fire followed by jet fire Flash fire followed by jet fire
38 Gambar 4.12 Event tree untuk Rupture
IV.4 FN-Curve
Kedua tabel dibawah ini merupakan data frekuensi kegagalan per km per tahun untuk Leaks 25 mm dan Ruptures pada masing-masing segment pipa.
Tabel 4.28 Frekuensi Berdasarkan Panjang Segmen, Leaks
Tabel 4.29 Frekuensi Berdasarkan Panjang Segmen, Ruptures
Dari data frekuensi kegagalan tersebut, dan dengan melihat membandingkannya dengan jumlah fatality berdasarkan simulasi SHELLFRED, maka data dapat ditunjukkan dalam bentuk kurva FN dibawah sebagai berikut.
FN-curve berdasarkan hole size 0. 1m didapatkan jalur berada pada posisi ALARP
Gambar 4.13 Hasil FN-Curve untuk lubang 0,1m Berdasarkan FN-Curve diatas gambar pada segmentasi 1, 2, 3 didapatkan pada posisi dibawah batas bawah ALARP ZONE, sedangkan Segmentasi No 4 bersinggungan dengan ALARP ZONE sehingga perlu dilakukan mitigasi untuk mengurangi konsekuensi hingga berada pada posisi acceptable. Hal ini wajar dikarenakan Segmentasi No 4 merupakan kawasan yang paling padat dibandingkan Segmen lainnya, ini disebabkan segmen 4 sudah masuk pusat kota atau mendekati keramaian penduduk.
FN-curve berdasarkan hole size 0.3 didapatkan 2 titik pada posisi ALARP dan 1 titik pada posisi
yes 1.01E-07
0.9
external impact 0.85 9.58E-10
0.105 yes no 0.1 0.15 1.69E-10 0.1 rupture no 1.01E-08 1.07E-06 0.9 yes 9.60E-08 0.1 other 0.85 7.35E-08 0.895 yes 0.1 0.15 1.30E-08 no 0.9 no 7.78E-07 0.9
check sum 1.07E-06
Failure mode release Frequency
km/yr outcome frequency
Jet Fire
Flash Fire burning back to jet fire Flash Fire burning back to jet fire
No Ignition Jet Fire release orientation early ignition late ignition
Flash Fire burning back to jet fire Flash Fire burning back to jet fire
No Ignition SEGMEN PANJANG SEGMEN (m) POPULASI Frekuensi Kegagalan Total Frekuensi Kegagalan / Segment (/km.year) 1 916.25 316 5.53E-05 5.07E-05 2 1628.89 44 5.53E-05 9.01E-05 3 305.42 224 5.53E-05 1.69E-05 4 712.64 332 5.53E-05 3.94E-05 SEGMEN PANJANG SEGMEN (m) POPULASI Frekuensi Kegagalan Total Frekuensi Kegagalan / Segment (/km.year) 1 916.25 316 1.07E-06 9.80E-07 2 1628.89 44 1.07E-06 1.74E-06 3 305.42 224 1.07E-06 3.27E-07 4 712.64 332 1.07E-06 7.63E-07
39 acceptable , dan 1 titik pada posisi hempir
bersinggungan dengan ALARP ZONE. Hal ini berarti jalur pipa pada segmen 2 yang ada relative aman.
Gambar4.14 hasil FN-Curve untuk risiko lubang 0,3 m
Pada segmentasi 1 dan 2 yang didapat hasil dari gambar di atas terlihat bahwa jalur pipa yang didesain cukup beresiko menimbulkan korban jiwa jika terjadi Jet Fire pada lubang dengan diameter 0.3 m. Untuk itu diperlukan mitigasi untuk mengurangi risiko yang ada
Lubang 0.3 sudah merupakan lubang yang hampir menyamai diameter pipa itu sendiri sehingga kondisi kurva tidak jauh berbeda dengan kejadian explosion dibawah ini.
Gambar 4.15 Hasil FN-Curve untuk risiko explosion
Untuk explosion didapatkan bahwa terdapat dua segmentasi jalur pipa yaitu segmen 2 dan 3 yang masuk pada posisi acceptable sehingga tidak di perlukan mitigasi untuk mengurangi risiko. Namun untuk segmen 1 dan 4 terlihat
bahwa kejadian ini cukup berpotensi menimbulkan korban jiwa.
Melihat resiko korban jiwa yang mirip dengan kejadian munculnya pecah lubang sebesar 0.3 m, maka dapat dimengerti bahwa Ledakan tetap akan terlihat sebagai efek yang sama dengan dengan lubang sebesar diameter pipa itu sendiri yaitu 0.25 hingga 0.3 m.
V. KESIMPULAN
· Desain pipa yang di pilih
· Hasil FN-Curve untuk jetfire lubang 0.1m didapatkan posisi titik berada pada posisi ALARP sehingga tidak diperlukan mitigasi. Hasil FN-Curve untuk jetfire lubang 0.3m didapatkan posisi-posisi titik yang mirip dengan Hasil FN-Curve untuk explosion Hal ini dikarenakan lubang sebesar 0.3 m adalah sama dengan explosion dampak dari explosion.
· Jalur Pipa Pelabuhan Teluk Benoa menuju rencana fasilitas PLTG Pesanggaran adalah cukup aman jika dilihat dari analisa resiko dan akan lebih aman lagi jika langkah-langkah mitigasi untuk segmen yang terkena zona alarp benar-benar dilaksanakan.
DAFTAR PUSTAKA
1. Mohitpour, M. Golshan, H. Murray, A. Pipeline Design and Construction, A Practical Approach. Second Edition, Trans Canada, CEPA Publication. 1998.
2. ASME B31.8: Gas Transmission and Distribution Piping System. The American Society of Mechanical Engineers. 2003 3. Liu, Henry. Pipeline Engineering. Lewis
Publishers. Boca Raton, Florida. 2003 4. Alkazraji, Duraid. Pipeline Engineering, A
Quick Guide. Woodhead Publishing Limited. Cambridge, England. 2008
Pipe Diameter (in) 22.1 inch Pipe Diameter (Out) 24.0 inch NPS/Schedule 24/60 Wall Thickness 0.969 inch
40 5. Mc Callister, E.W. Pipelines, Rules of
Thumb Handbook. Seventh Edition. Elesvier Gulf Professional Publishing. 2009.
6. Muhlbauer, W. Kent, Pipeline Risk Management Manual Third Edition, Elsevier. 2004
7. Afifah, Nurul. Analisa Konsekuensi Desain Terminal LNG di Teluk Benoa, Bali. Skripsi Jurusan Teknik Sistem Perkapalan, Fakultas Teknologi Kelautan, ITS. Surabaya. 2010
8. Hendra Pratama, Raditya. Risk Assessment Tanker LNG dalam Studi Kasus Suplai LNG dari Ladang Tangguh ke Teluk Benoa Bali. Skripsi Jurusan Teknik Sistem Perkapalan, Fakultas Teknologi Kelautan, ITS. Surabaya. 2010 9. Handaya Saputra, Asep. Ardiansyah.
Penetapan Rute dan Perhitungan Keekonomian Pipa Transmisi gas Muara Bekasi-Muara Tawar Melalui Jalur Lepas Pantai. Jurnal MAKARA Teknologi, UI. 2009