Presentasi Ujian Tugas Akhir. Analisis Risiko Pemuatan LNG Pada FSRU Dan Jalur Pipa Gas Menuju ORF

(1)

Marine Reliability, Availability, Maintenability & Safety

Analisis Risiko Pemuatan LNG Pada FSRU Dan Jalur Pipa Gas

Menuju ORF

I MADE BAYU SUKMA FIRMANJAYA

Studi Kasus : FSRU Lampung, Kecamatan Labuhan Maringgai Lampung Timur

(2)

Marine Reliability and Safety Laboratory 2

LNG Supply Chain

Gas Platform

Liquefaction

Terminal

LNG Carrier

FSRU Lampung

Subsea Pipeline

ORF

End User

Permasalahan I Permasalahan II

(3)

• Lingkup analisis I, menganalisis risiko pemuatan LNG pada FSRU oleh

shuttle tanker

• Untuk mengetahui hazard identification menggunakan metode HAZOP

• Lingkup analisis II, menganalisis pipa gas bawah laut dari FSRU menuju

landfall area

• Untuk mengetahui hazard identification menggunakan standar dari

DNV-RP-F107

• Risiko di representasikan dalam f-N Curve

• Risiko di representasikan dalam Risk Matrix

(4)

Marine Reliability and Safety Laboratory

4

Letak & Layout FSRU Lampung

(5)

Analisis Risiko Pemuatan

LNG Pada FSRU

(6)

6

Perumusan Masalah Lingkup Analisis I

1. Hazard apa saja yang dapat terjadi pada proses pemuatan LNG, dari kapal LNG menuju

tangki penyimpanan hingga proses regasifikasi. .

2. Bagaimana menentukan frekuensi akibat dari hazard yang telah ditentukan.

3. Bagaimana hasil konsekuensi akibat risiko yang disimulasikan dengan pemodelan software

Shell Fred.

5. Bagaimana mitigasi yang dilakukan agar risiko yang terjadi berada pada tingkat yang bisa diterima.

Tujuan Penulisan Lingkup Analisis I

1. Mengidentifikasi bahaya-bahaya yang mungkin terjadi dalam proses pemuatan LNG sehari-hari dengan metode HAZOP (Hazard and Operability Study).

2. Mendapatkan risiko dari proses pemuatan (unloading/offloading) kapal LNG menuju tangki penyimpanan hingga tempat regasifikasi, untuk mendapatkan rekomendasi penurunan tingkat risiko.

3. Mengetahui pemodelan kejadian yang diakibatkan oleh kegagalan dengan menggunakan pemodelan software Shell Fred.

(7)

(8)

8

P&ID Loading Arm

(9)

(10)

10

HAZOP Objective :

• Deviation = Parameter + Guidewords

• Parameter : Flow, Level, Pressure, Temperature

• Guidewords : No, Less, More

Node HAZOP:

No

Node

Node description

1 LNG loading from shuttle

tanker to FSRU

Loading process from shuttle tanker into

FSRU's storage tank via loading arm

2 LNG Storage tank

Main storage tank of LNG before

_{regasification process}

3 Regasification unit

Regasification process of LNG into gas

(11)

Node 1:

NODE : 1 SYSTEM :

Pressure Safety Valve

Transfer LNG from shuttle tanker into FSRU storage tank via loading arm

3 More Pressure

Valve blockage along CH-019,BU-048, EV-017, pump

Over preassure on pipe, pipe rupture, possibly leads to

- Pressure indicator

- Install pressure indicator alarm along gas transfer 2 Less Pressure

Valve leakage along CH-019,BU-048, EV-017, gas line leakage, pump damage Gas dispersion, possibly leads to fire - Pressure indicator monitoring

- Install pressure indicator alarm along gas transfer lines

DISCUSSION

1 No Flow

Valve CH-019 blockage, gas line leakage,pump damaged

Overpressure on pipe, high back pressure, gas release leads to jet fire and BLEVE if exist source of fire

- Pressure indicator monitoring

- Loading arm and piping designed can withstand overpressure

- Install flowmeter along gas transfer lines

NO GUIDE POSSIBLE CAUSES CONSEQUENCES EXISTING

SAFEGUARDS RECOMMENDATION

Non Return Valve Butterfly Valve

P&ID

HAZOP STUDY RECORD SHEET PROJECT : Floating Storage And Regasification Unit_{LNG loading from shuttle tanker to FSRU} EQUIPMENT / LINE TAG : DESIGN INTENT :

(12)

12

Analisis Frekuensi:

Valve leakage ( PCV)

[oreda 2002] Gas dispersion, possibly leads to fire 1 2 3 1 9.26E-06 PROBABILITY OF INITIATING EVENT 2.44E-05 1.87E-06 Overpressure on pipe, high

back pressure, gas release leads to jet fire and BLEVE if exist source of fire

Valve blockage (butterfly valve) [oreda

2002]

Over preassure on pipe, pipe rupture, possibly leads to jet

Valve blockage ( PSV )

[oreda 2002] SCENARIO.

NO NODE.NO POSSIBLE CAUSES CONSEQUENCES

1 1

Analisis Konsekuensi:

No

1

2

3

4

5

6

7

8 Lokasi Skenario

Pipe rupture

Gas release

Pipe rupture

Nama Skenario

Pool fire

PRV release

Inlet gas receiving

Jetty

LNG release

Pipe rupture

Storage tank

Regasification unit

No Receiver

Lokasi

Jumlah

1 Receiver 1 Deck FSRU & Kamar Mesin

24 2 Receiver 2 Regasification Unit

2 3 Receiver 3 Jetty Control Room

2 4 Receiver 4 Loading Arm FSRU

2 5 Receiver 5 Loading Arm LNG Carrier

2 6 Receiver 6 Deck LNG Carrier & Kamar Mesin

17 7 Receiver 7 Jetty

4

(13)

Analisis Konsekuensi :

Hasil pemodelan Shell Fred Ske 1

Lingkup Analisis I

1.0E-04 1.0E-03 1.0E-02 1.0E-01 1.0E+00 u en cy ( f)

Skenario 1 full rupture

Unaccaptable

f-N Curve

Ful l rupture 9.26E-06 4 Rupture 0.1 m 9.26E-06 2 Rupture 0.05 m 9.26E-06 0 Rupture 0.25 m 9.26E-06 0 Ful l rupture 2.44E-05 4 Cus tom 0.05 m 2.44E-05 2 Cus tom 0.025 m 2.44E-05 2 Ful l rupture 1.87E-06 4 Rupture 0.1 m 1.87E-06 2 Rupture 0.05 m 1.87E-06 2 Rupture 0.25 m 1.87E-06 2 Ful l rupture 9.87E-08 8 Cus tom 0.05 m 9.87E-08 4 Cus tom 0.025 m 9.87E-08 4 5 Pool Fi re 40 m 2.00E-06 10 6 PRV rel ea s e 6.86E-11 0 7 PRV rel ea s e 2.80E-07 0 Ful l rupture 9.26E-06 0 Rupture 0.1 m 9.26E-06 0 Rupture 0.05 m 9.26E-06 0 Rupture 0.025 9.26E-06 0 8 1 2 3 4

(14)

14

(15)

Perumusan Masalah Lingkup Analisis II

1. Bagaimana identifikasai hazard yang mungkin terjadi pada pipa gas offshore dari FSRU

menuju landfall area.

2. Bagaimana menentukan frekuensi akibat dari hazard yang telah ditentukan. 3. Bagaimana konsekuensi yang dapat terjadi akibat hazard yang telah ditentukan

Tujuan Penulisan Lingkup Analisis II

1. Mendapatkan risiko dari jalur pipa gas menuju landfall area dengan panjang 21 km, untuk mendapatkan rekomendasi penurunan risiko

2. Mendapatkan cara pencegahan terhadap risiko-risiko yang telah diidentifikasi hingga berada pada tingkat yang bisa diterima melalui pengurangan frekuensi terjadinya suatu bahaya atau pengurangan konsekuensi yang mungkin terjadi.

4. Bagaimana mitigasi yang dilakukan agar risiko yang terjadi berada pada tingkat yang bisa diterima.

(16)

16

Metodologi Penelitian

(17)

(18)

18

Data Jangkar Kapal:

Length (m) Breadth (m) Draught (m)

< 5 GT

35184

10

2.3

1

10

25

0.5 5 - 10 GT

5484

15

3.5

1.5

30

50

1 10 - 15 GT

888

18

4

1.8

65

75

1 15 - 20 GT

672

18

5

2

100

75

1 Anchor

Width (m)

Anchor

Weight (KG)

1466

457

74

56 Gross Tonnage

Traffic/yea

r

Ship Dimension (m)

Engine

Power (KW)

Ship Total Number

• Jangkar kapal stream anchor

Grup A = < 5 GT Grup B = 5-10 GT Grup C = 10-15 GT Grup D = 15-20 GT

(19)

Data Pipa :

Unit -Inch (mm) Inch (mm) Inch (mm) psig (barg) psig (barg) psig (barg) o C Inch (mm) psi (Mpa) -Parameter Value

Service sweet gas

Outside Diameter 24 (609.59)

Design Temperature (Max/Min)(1) (oC) 48.9/20

Hydrostatic test pressure 1800 (124.1)

Inside Diameter API5L Gr.X65

Internal Corrosion Allowance (2) 0.125 (3.0)

Design Pressure (1) 1650 (113.76)

15

Concrete Coating Thickness (min) 1.18 (30)

Operating Temperature

Operating Pressure 1150

(79.28)

Young's Modulus (E) _{30 x 10}6

(2.07 x 105)

(20)

20

Frekuensi Dropped Anchor :

Parameter Kelompo Kapal

A B C D

Jumlah kapal per tahun 35184 5484 888 672

Total waktu kapal melewati pipa (s) 341991 79957 15537 11757

Lebar CADZ 1.6847 2.6847 2.6847 2.6847

Peluang Kapal di CADZ 1.54E-05 3.36E-05 3.88E-05 3.62E-05

Peluang kapal di CADZ dan melego

jangkar 7.70E-07 1.68E-06 1.94E-06 1.81E-06

Parameter _A _BKelompo Kapal _C _D

Jumlah kapal per tahun 35184 5484 888 672

Total waktu kapal melewati pipa (s) 341991 79957 15537 11757

Lebar CADZ 1.6847 2.6847 2.6847 2.6847

Peluang Kapal di CADZ 1.54E-05 3.36E-05 3.88E-05 3.62E-05

Peluang kapal di CADZ melakukan lego

jangkar dan menyeret pipa 6.16E-07 1.34E-06 1.55E-06 1.45E-06

Frekuensi Dragged Anchor :

Asumsi :

• Peluang kapal lego jangkar 5%

• Kecepatan kapal 2,4,6,8 knot

Asumsi :

• Peluang kapal lego jangkar 4%

Parameter Kelompo Kapal

A B C D

Jumlah kapal per tahun 35184 5484 888 672 Total waktu kapal melewati pipa (s) 341991 79957 15537 11757 Lebar CSDZ 1.6847 2.6847 2.6847 2.6847 Peluang Kapal di CSDZ 1.54E-05 3.36E-05 3.88E-05 3.62E-05 Peluang kapal di CSDZ dan

tenggelam 7.70E-09 1.68E-08 1.94E-08 1.81E-08

Frekuensi Ship Sinking:

Asumsi :

• Peluang kapal tenggelam 0.05 %

(21)

Hasil Analisis Frekuensi:

FREQUENCY ASSESSMENT SUMMARY Ship Speed Ship type

Dropped Anchor Dragged Anchor Sinking Vessels Frequency Rank Frequency Rank Frequency Rank

2 knot

A 7.70E-07 1 6.16E-07 1 7.70E-09 1

B 1.68E-06 1 1.34E-06 1 1.68E-08 1

C 1.94E-06 1 1.55E-06 1 1.94E-08 1

D 1.81E-06 1 1.45E-06 1 1.81E-08 1

4 knot

A 5.21E-07 1 4.17E-07 1 3.85E-09 1

B 8.39E-07 1 6.71E-07 1 8.39E-09 1

C 9.71E-07 1 7.77E-07 1 9.71E-09 1

D 9.06E-07 1 7.25E-07 1 9.06E-09 1

6 knot

A 3.47E-07 1 2.78E-07 1 2.57E-09 1

B 5.59E-07 1 4.47E-07 1 5.59E-09 1

C 6.47E-07 1 5.18E-07 1 6.47E-09 1

D 6.04E-07 1 4.83E-07 1 6.04E-09 1

(22)

22

Konsekuensi Dropped Anchor:

Energi Jangkar

Concrete Coating

Energi Pipa

E

=

(23)

Impact Energy

Pull Over

Hooking

Thrust Engine

Windlass

Chain Energy

T = R (1 - t)

(24)

24

Konsekuensi Ship Sinking:

(25)

Rangking Dent/diameter (%) Energi (kJ) No Coating Coating 1 < 5 < 31.19 < 182.39 2 5 - 10 31.18 - 88.23 182.39 - 239.43 3 10 - 15 88.23 - 162.08 239.43 - 313.28 4 15 - 20 162.08 - 249.54 313.28 - 400.74 5 > 20 > 249.54 > 400.74

Hasil Analisis Konsekuensi

1

RANKING OF CONSEQUENCE for Vessel 15 - 20 GT Concrete Coating 30 mm; Trench Depth 0 m on Top) RANKING OF CONSEQUENCE for Vessel 15 - 20 GT

Concrete Coating 30 mm; Trench Depth 2 m to Top)

Konsekuensi Dropped Anchor :

RANKING OF CONSEQUENCE for

Dragged Anchor (2 Knot)

1

1 Konsekuensi Dragged Anchor :

1 1

5 1

Concrete Coating 30 mm; Trench Depth 2 m to Top)

5 1

Concrete Coating 30 mm; Trench Depth 2 m to Top) RANKING OF CONSEQUENCE for Vessel < 5 GT Concrete Coating 30 mm; Trench Depth 0 m on Top)

RANKING OF CONSEQUENCE for Vessel < GT Concrete Coating 30 mm; Trench Depth 2 m to Top)

(26)

26

Risk Matrix :

RISK MATRIX

HAZARD: DROPPED ANCHOR SHIP SPEED: 2 KNOT

Fr e que nc y R a nki ng Consequence Ranking 1 2 3 4 5 5 >10-2 4 10-2 -10-3 3 10-3 -10-4 2 10-4 -10-5 1 ABCD <10-5 <5% 5%-10% 10%-15% 15%-20% >20% RISK MATRIX

HAZARD: DRAGGED ANCHOR SHIP SPEED: 8 KNOT

Fr eque nc y R a nki ng Consequence Ranking 1 2 3 4 5 5 >10-2 4 10-2 _-10-3 3 10-3 _-10-4 2 10-4 _-10-5 1 ABCD <10-5 <5% 5%-10% 10%-15% 15%-20% >20% RISK MATRIX

HAZARD: SINKING VESSELS SHIP SPEED: 8 KNOT

F r e que nc y R a nki ng Consequence Ranking 1 2 3 4 5 5 >10-2 4 10-2 -10-3 3 10-3 -10-4 2 10-4 -10-5 1 A _B _CD <10-5 <5% 5%-10% 10%-15% 15%-20% >20%

(27)

• Dari hasil analisis HAZOP yang telah dilakukan, bahaya yang mungkin terjadi pada proses pemuatan LNG dari shuttle tanker menuju tangki penyimpanan pada FSRU hingga

regasification unit telah diidentifikasi dan mendapatkan 8 skenario yang digunakan

sebagai acuan fire modeling.

• Dari hasil identifikasi tersebut diketahui bahwa bahaya yang diakibatkan gas release dalam bentuk cairan bila terkena sumber panas (jet fire dan pool fire) dapat menimbulkan risiko yang lebih berbahaya.

Gas release yang dilepaskan dari PRV (pressure release valve) tidak memiliki bahaya yang

begitu signifikan terhadap jumlah korban, sehingga tingkat risikonya pun kecil dan hal ini sesuai dengan penelitian yang telah dilakukan.

(28)

28 • Risiko akibat pipa kejatuhan jangkar menunjukkan bahwa jangkar terberat yaitu 3.46 kg

berada pada daerah yang dapat diterima (acceptable) setelah hasil frekuensi dan konsekuensi diplotkan kedalam risk matrix.Kondisi ini berlaku pada empat variasi kecepatan kapal, yaitu 2 knot,4 knot, 6 knot, dan 8 knot.

Lingkup analisis II

• Risiko akibat pipa terseret jangkar yang menggunakan ukuran kapal terbesar yaitu 15-20 GT dengan daya mesin terbesar 75 HP berada pada level yang dapat diterima (acceptable) setelah hasil frekuensi dan konsekuensi diplotkan kedalam risk matrix. untuk semua jenis kapal A,B,C, dan D.

• Berdasarkan risk matrix, risiko akibat tenggelam kapal untuk kelas A dan B berada di daerah yang dapat diterima (acceptable). Tetapi untuk kapal C dan D berada pada daerah ALARP (as low as reasonably practicable). Jika pipa dipendam sedalam 2 meter, dilihat dari risk matrix seluruh kapal berada pada daerah acceptable.

(29)

• Dalam melakukan hazard identification dengan menggunakan metode HAZOP diperlukan data P&ID yang lebih akurat, sehingga dapat mewakili kondisi operasional pemuatan LNG pada FSRU Lampung.

• Standar operasional prosedur untuk pengoperasian FSRU perlu dikembangkan, sehingga dalam melakukan analisis didapatkan hasil yang lebih akurat.

• Diperlukannya update peta navigasi di perairan Labuhan Maringgai Lampung Timur, untuk mengetahui jumlah dan jenis kapal yang beroperasi di perairan tersebut.

• Memasang rambu dengan warna yang kontras sebagai batas restricted area dan zona terbatas di sekitar FSRU.