Bab 3 Metodologi Quantitative Risk Assessment untuk Equipment

(1)

Bab 3

Metodologi

Quantitative Risk Assessment

untuk

Equipment

3.1 Penggunaan Empat Tipe Lubang dalam DNV-RP-G101

Didalam analisis risk menurut DNV, ukuran lubang disederhanakan menjadi empat jenis yakni small, medium, large, dan rupture (Tabel 3.1). Hal ini dimaksudkan untuk mempermudah analisis sehingga perhitungan tidak perlu dilakukan untuk setiap ukuran lubang. Dalam aplikasinya dalam analisis risk, hampir setiap tahapan analisis menggunakan analisis dan perhitungan yang berbeda karena perbedaan ukuran lubang tersebut. Secara umum, analisis dilakukan empat kali, yakni untuk tiap ukuran lubang.

Tabel 3.1 Ukuran Lubang dalam DNV [1]

Jenis lubang Range ukuran

Kecil (small) 0 s/d 5 mm

Mengengah (medium) 5 - 25 mm

Besar (large) > 25 mm

Pecah (rupture) Max. Diameter Peralatan

3.2 Penentuan Mekanisme Degradasi

Penentuan mekanisme degradasi penting dilakukan untuk menentukan inspeksi atau metode monitoring yang optimum. Mekanisme degradasi setiap komponen peralatan spesifik bergantung kepada jenis material, produk servis dan kondisi servisnya. Secara umum mekanisme degradasi dibagi menjadi dua jenis, yaitu internal degradation dan external degradation(corrosion).

(2)

Gambar 3.1 Diagram Alir Penentuan Degradation Mechanism

3.2.1 Penentuan Tipe Material

Penentuan tipe material yang digunakan di suatu peralatan. Material ini penting untuk menentukan mekanisme degradasi. Tabel dibawah merupakan tipe-tipe material yang dipakai dalam tugas akhir ini.

(3)

Material

Type Description Includes

CS Carbon Steel

Carbon and Carbon-Manganese steels, low alloy steels dengan SMYS kurang dari 420 Mpa

SS Stainless Steel

Austenitic stainless steels tipe UNS S304xx, UNS S316xx, UNS S321xx atau sejenis dengan 22Cr duplex UNS S31803 dan 25 Cr super-duplex UNS S32550, UNS S32750 stainless steels atau sejenis dengan Super austenitic stainless steel tipe 6Mo, UNS S31254

Ti Titanium W rought titanium alloys CuNi Copper Nickel _alloys 90/10 Cu-Ni atau sejenis

FRP Fibre Reinforced Polymer

Fibre Reinforced Polymer material dengan polyester atau matriks epoxy dan glass atau carbon fibre

Ni Nickel based _alloys Nickel based alloys

Lainnya Material selain _diatas Semua material yang tidak _{dijelaskan diatas} Tabel 3.2 Tipe Material dalam DNV [1]

3.2.2 Penentuan Product Service Code

Product Service berguna untuk menjelaskan fungsi kerja dari peralatan yang akan dianalisis, pada tabel 3.3 dibawah ini akan dilengkapi juga dari pegkodean product service, deskripsi fungsi dari peralatannya dan internal degradation yang biasa terjadi. Evaluasi yang salah dengan mekanisme degradasinya dapat terjadi bila fluida kerjanya tidak sama dengan yang ada di deskripsi product service-nya.

(4)

Tabel 3.3Product Service dalam DNV [1]

Product Service Code

Description Degradation _Group

CF Chemical, surface active fluid Chemicals

May be proprietary fluid surfactant with dual hydrocarbon and polar character and dissolves partly in hydrocarbon and partly in aqueous phases

CG Chemical, Glycol Insignificant

100% glycol, which is not considered corrosive

CH Chemical, AFFF Insignificant

Fire fighting foam additive to firewater

CJ pH Controller Chemicals

May be proprietary chemical for buffers typically to raise the pH

CK Corrosion Inhibitor Insignificant

May be proprietary fluid for injection as corrosion protection. Usually not corrosive in undiluted concentration

CM Cement High/Low Pressure Chemicals

Cement mixed with a carrier, usually seawater, and used downhole. Likely to be erosive

CN Chemical, Mud Additive Chemicals

Typically mud acids (e.g.HCl, HF)

CO Chemical, Oxygen Scavenger Chemicals

Oxygen scavenger. (Typically, sodium bisulphite Na2S).

Corrosiveness depends on type, and possibly concentration and temperature. Moderate to low concentration can be tolerated in variety of materials, but high concentrations may be corrosive.

CP Chemical, Polyelectrolyte/Flocculent Chemicals

May be proprietary fluid flocculent for oil content control in produced water Product Service Code Description Degradation Group

AI Air Instrument Insignificant

Compressed air system for pneumatic controllers and valve actuators and purging of electrical motors and panels. Comprises dry, inert gas.

AP Air Plant W aters

Compressed air system for air hoists/winches, air motors, sand blasting, spray painting, air tools and motor purging. Typically, not dried, so parts may contain water vapour and condensation. Condensed water can be considered as being fresh

BC Bulk Cement Chemicals

Cement powder. Generally in dry form

BL Cement Liquid Additive Chemicals

May be proprietary liquids. Plasticisers, accelelators and retarders added as liquid to liquid cement to adjust the flow and curing characteristic

CA Chemical Methanol Insignificant

Used to prevent and dissolve hydrates in water containing

hydrocarbon gas systems. Should contains less than 2% water by volume. May be used as water scavenger

CB Chemical Biocide Chemicals

May be proprietary fluid biocide such as glutaraldehyde, or chlorine (from electrolysis of seawater or from addition of sodium

hypochlorite,etc)

CC Chemical Catalyst Chemicals

May be proprietary fluid catalyst for chemical reaction controls

CD Chemical, Scale inhibitor Chemicals

May be proprietary scale inhibitor used to prevent scale problems arising from BaSO4 (typically downhole) and CaCO3 (typically surface

(5)

Description Degradation

Group

DW Drain W ater/Storm W aters

Open system. Accumulated water from sea spray and rain led to floor gullies

FC Completion Fluid High/Low Pressure Chemicals

FJ Fuel, Jet Insignificant

Clean, water-free aviation fuel (kerosene) for helicopters GA Gas Fire fighting/CO₂

Dry, typically bottled, CO2 used extinguishing gas

GF Gas Fuel Insignificant

Process gas used to fuel compressors and generators. Dried hydrocarbon gas with CO2 and H2S in the same quantities as th process system.

GI Gas Inert Insignificant

Inert gas, such as nitrogen or dry CO2. Note: Some installations use exhaust gas for inerting storage tanks with this

product service code, and these should be considered as cold exhaust gas

MB Mud, Bulk/Solid Chemicals

Storage of mud components prior to mixing

Group May be proprietary fluid flocculent for oil content control in produced

water

CS Chemical, Sodium Hypochlorite Solution Chemicals Concentrated NaClO for supply to each consumer. Corrosiveness

depends on concentration and temperature

CV Chemical, W ax Inhibitor Chemicals May be proprietary wax inhibitor for use in produced liquids to hinder

formation of waxes as temperatures arereduced

CW Chemical Glycol/W ater (Rich Glycol to regenerator) Chemicals Regeneration system to remove water from glycol/water. Part of the

gas drying system. The system is in contact with hydocarbons. This, and the rich part of the regenerator, is likely to be the most corrosive area of the system. System fluids are regularly checked for pH due to glycol breakdown.

DC Closed Drain System Hydrocarbons Hydrocarbon liquids drains from platform equipment and piping,

collected in a closed vessel. Intermittent use or low flow rates leading to stagnation. May have fuel gas blanket at low pressure. Liquids comprise hydrocarbon oil, gas, water, in proportions according to the equipment drained. There is potential for microbial action.

DO Drain, Open W aters

Drain fro helideck, roof drain and drain from test lines, etc. Mostly seawater and rainwater, butsome oil likely. Under atmospheric pressure

DS Drain, Sewer/Sanitary W aters Closed system. Drain from living quarters containing domestic

(6)

Group

PL Process Hydrocarbon Liquids Hydrocarbons

Untreated liquid hydrocarbons (Post inlet separator).Contains some gas but mostly hydrocarbon liquid with some

water, dissolved CO2 and H2S, potential for sand. May also contain small amounts of CO2 corrosion inhibitor,

scale inhibitor, emulsion breaker and other chemicals. W ater contains high levels of dissolved salts from the reservoir.

If water injection is part of the process, may contain bacteria that can colonise stagnant areas

PS Process Hydrocarbons Vapour W et Hydrocarbons

W et untreated gas where water vapour is expected to condense into liquid. Contains CO2 and H2S in the same proportions

as the reservoir

PT Process Hydrocarbons Two Phase Hydrocarbons

Untreated two phase flow upstream of inlet separator. Contains oil, gas, water, sand, also CO2 and H2S in the same

proportions as the reservoir.May also have inhibitor and stabilisation chemicals injected close to wellhead. Ifwater

injection is part of the process, may contain bacteria that can colonise stagnant areas

PV Process Hydrocarbons Vapour W et Hydrocarbons

Dry hydrocarbon gas where water is not expected to condense as liquid. (Post separator). Contains CO2 and H2S

in the same proportions as the reservoir

PW Produced water system Hydrocarbons

W ater from the production separators. It contains water with dissolved CO2 and H2S in the same proportions as

the reservoir, and some oil. Sand may be carried over from the separator

Description Degradation _Group

MH Mud, high pressure Chemicals

High pressure mud pumping system for deliverance of drilling and completion fluids in normal use. May contain

well intervention fluids, Completion and packer brine fluids, Mud acids (HCl, HF), well stimulation fluids, scale

inhibitors, methanol, diesel, varying densities of byrites or other solids MK Mud, Kill

Mud pumped into the well for well control purposes. May contain heavy densities of byrites or other solids

ML Mud, low pressure Chemicals

As MH

OF Oil Fuel (Diesel oil) Insignificant

Diesel fuel for use in cranes, generators and well pressure equalisation. Usually dry, but may contain water and organic matter that settles in low / stagnant points

OH Oil hydraulic Insignificant

Clean, dry, filtered hydraulic oil for actuators

OL Oil lubricating Insignificant

Clean, dry, filtered oil for lubrication purposes

OS Oil seal Insignificant

Clean, dry, filtered seal oil for gas compressors. May contain amounts of dissolved process gas

PB Process Blow down Hydrocarbons

W et hydrocarbon gas. Parts of system are Vents and Flare. W ill contain CO2 and H2S in the same proportions as

the systems blown down. Normally purged with fuel gas at low pressure

(7)

3.3 Penentuan CoF

Perhitungan CoF dibedakan menjadi dua faktor, yaitu ignited dan unignited. Kedua faktor tersebut dihitung terpisah tergantung kepada mekanisme kegagalannya dan karakteristik dari sistem tersebut. Berikut diagram alir untuk perhitungan CoF. Product Service Code Description Degradation Group

W J W ater, Jet W ater

Jet water supply for removing of sand from separators, cleaning of tanks etc. May be supplied from produced water,

fresh water, disinfected, or treated seawater. May also require addition of anti-scale chemicals

W P W ater, Fresh, Raw W ater

Desalinated, oxygen rich, untreated water

W Q W ater, Fresh, Hot (closed circuit) W ater

Fresh or desalinated, oxygen rich, untreated hot water for living quarter and equivalent

W S W ater, Sea W ater

Oxygen rich, seawater for distribution to the various platform users. May be treated with chlorination to prevent

biological growth within the system

Group

SP Steam, Process Not Included

SU Steam, Utility/Plant Not Included

W A Water, Sea aanti-liquefaction W aters

W B Water, Sea Ballast/Grout W aters

Oxygen rich seawater that may be treated with biocides/chlorination

W G Water , Grouting Systems W aters

Used for makeup of cementitious grout during installation or drilling operations. May be either raw seawater or desalinated seawater

W H Water, Fresh/Glycol (TEG) Heating Medium W aters Heating medium providing required heat load to process and utility

equipment.

Fresh or desalinated water mixed with TEG. May also contain corrosion inhibitor. Regularly checked for pH due

(8)

Gambar 3.2 Diagram Alir Penentuan CoF

(9)

Gambar 3.4 Diagram Alir Penentuan CoF bagian perhitungan ignited

Nilai CoF dari tiga faktor, yaitu Safety Consequence, Economic Consequence, dan Environment Consequence dapat dihitung menggunakan persamaan dalam table 3.4.

(10)

Tabel 3.4 Perhitungan nilai CoF dalam DNV [1] Probability of

Occurrence

CoF of End Events Contribution Factor

Safety Economic Environment Safety Economic Environ.

P3 S3 B3 E3 P3 x S3 P3 x B3 P3 x E3 P2 S2 B2 E2 P2 x S2 P2 x B2 P2 x E2 P1 S1 B1 E1 P1 x S1 P1 x B1 P1 x E1 Total CoF (P3 x S3)+ (P2 x S2)+ (P1 x S1) (P3 x B3) + (P2 x B2) + (P1 x B1) (P3 x E3) + (P2 x E2) + (P1 x E1) 3.3.1 Deskripsi Sistem

Deskripsi sistem dari peralatan yang dianalis, memiliki empat faktor yang menentukan sistem dari peralatan tersebut, yaitu:

1. Modul

Bagian topside pada instalasi offshore biasanya dibangun dengan modul dan tingkat yang terpisah. Modul-modul yang terpisah ini memiliki fungsi yang spesifik dan pemisah yang aktif dan pasif sehingga dapat memitigasi efek dari keusakan atau kegagalan yang terjadi.

2. Isolatable Section

Isolatable section (atau disebut juga inventory group) dapat dihubungkan dengan jumlah maksimum dari fluida berbahaya (hazardous) yang dapat bocor saat adanya kejadian kebocoran.

3. Representative Material (fluid)

Representative Material ditentukan pertama berdasarkan Normal Boiling Point (NBP), kedua berdasarkan berat molekul, dan terakhir berdasarkan densitasnya. Rumus yang digunakan adalah sebagai berikut:

Sifatmix = ∑xi · Sifati (3.1)

Dimana,

(11)

xi = fraksi mol fluida i

Sifati = Sifat fluida i yang dianalisis

Tabel 3.2 menunjukkan daftar representative material di dalam API 581.

Tabel 3.5Representative Material dalam API 581 [2]

Representative Material Contoh Applicable Material

C1-C2 Methane, ethane, ethylene, LNG

C3-C4 Propane, butane, isobutane, LPG

C5 Pentane C6-C8 Bensin, naphtha, light straight run, heptane

C9-C12 Diesel, kerosene

C13-C16 Jet fuel, kerosene

C17-C25 Gas oil, typical crude

C25+ Residuum, heavy crude

H2 Hidrogen

H2S Hidrogen Sulfida

HF Hidrogen Fluorida

Air (Cair) Air (cair)

Uap Air Uap air

Asam (low) Low-pressure acid with caustic Asam (medium) Low-pressure acid with caustic Asam (high) Low-pressure acid with caustic

Aromatik Benzene, toluene, zylene

4. Sumber Ignition

Sumber dari ignition pada suatu modul dapat dihitung dalam bentuk jumlah peralatan (equipment count) dalam jumlah terpisah dari pompa, kompresor, dan generator. Sebagai tambahan jumlah dari hot work hour harus dapat diperhitungkan sesuai dengan kegiatan yang ada di platform.

(12)

3.3.2 Penentuan Mass Leak Rate

Mass leak rate adalah fungsi dari tekanan dan ukuran dari lubangnya. Penentuan mass leak rate dilakukan berdasarkan jenis fluida kerjanya, apakah liquid atau gas. Setelah fluida kerjanya didefinisikan maka mass leak rate fluidanya dapat dihitung bergnatung kepada tekanan kerja dari peralatan yang dianalisis.

(13)

3.3.3 Penentuan Release Rate

Penentuan Release Rate digambarkan dalam diagram alir pada Gambar 3.6. Data yang dibutuhkan dalam penentuannya adalah sebagai berikut:

1. Fasa fluida setelah lepas dari pressure boundary 2. Tekanan atmosfer dan operasi

3. Sifat-sifat fluida seperti yang ditunjukkan dalam variabel-variabel persamaan perhitungan release rate cair maupun gas

Langkah pertama dari penentuan release rate adalah penentuan fasa fluida setelah dilepaskan dari pressure boundary. Cara penentuannya dapat dilihat pada Tabel 3.6.

(14)

(15)

1 2 1 − ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ + = k k a trans k P P 144 2 c d L g p A C Q = ρΔ 1 1 1 2 144 ) ( − + ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ + ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ = k k c d g k g RT kM AP C sonic w ⎥ ⎥ ⎦ ⎤ ⎢ ⎢ ⎣ ⎡ ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ − ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ − ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ = − k k a k a c d g P P P P k k g RT M AP C subsonic w 1 2 1 1 2 144 ) (

(16)

Tabel 3.7 Penentuan Fasa Akhir Fluida [2] Fasa Fluida pada

Kondisi Operasi Tunak

Fasa Fluida pada Kondisi Lingkungan Tunak

Penentuan Fasa Akhir Setelah Dilepaskan

Gas Gas Modelkan sebagai gas

Gas Cair Modelkan sebagai gas

Cair Gas Modelkan sebagai gas. Jika

titik didih fluida pada kondisi lingkungan tunak lebih dari 80o_{F, modelkan sebagai cair}

Cair Cair Modelkan sebagai cair

Setelah fasa akhir didapat, langkah-langkah selanjutnya dalam penentuan release rate dapat dilakukan, seperti yang ditunjukan oleh Gambar 3.6.

3.3.4 Penentuan Hole Size Distribution

Hole size distribution merupakan ukuran lubang saat terjadinya kegagalan untuk setiap mekanisme degradasi yang ditetapkan sesuai dengan ukuran lubang standar yang telah didefinisikan dalam subbab 3.1.

Tabel 3.8Hole Size Distribution dalam DNV [1]

Uniform Local

Less than and = 5 mm 0 50

Above 5 mm to 25 mm 0 50

Greater than 25 mm 0 0

Rupture (full release) 100 0

Ta ble C-3 CO2 Uniform a nd loca l corrosion hole size s distribution

Equivalent hole diameter % Distrib ution

Stab le ('leak ') Unstab le ('b urst')

Ta ble C-4 H2S cra cking: Sta ble a nd unsta ble cra cks hole size s distribution

Equivalent hole diameter % Distrib ution Less than and = 5 mm 0 Above 5 mm to 25 mm 0 Greater than 25 mm 0

(17)

Carbon steel and copper based

material

Stainless steels

Equivalent hole diameter

Equivalent hole diameter % Distribution Less than and = 5 mm 0 Above 5 mm to 25 mm 0 Greater than 25 mm 100 Rupture (full release) 0

Table C-9 Carbon steel hole sizes distribution for aqueus corrosion

Equivalent hole diameter % Distribution

Less than and = 5 mm 100

Above 5 mm to 25 mm 0

Greater than 25 mm 0

Rupture (full release) 0

Table C-11 Stainless steel hole sizes distribution for aqueus corrosion of stsinless steel

Table C-13 Hole sizes distribution for Cu-Ni alloys

Table C-14 FRP hole sizes distribution for w ater systems

Carb on steel Stainless steelsand copper b ased material Titanium b ased alloys

Less than and = 5 mm 0 0 100

Above 5 mm to 25 mm 0 100 0

Greater than 25 mm 100 0 0

Rupture (full release) 0 0 0

Ta ble C-15 Hole size s distribution for 'insignifica nt' syste ms

Equivalent hole diameter

% Distrib ution

(18)

3.3.5 Penentuan Dispersion Modeling

Setelah laju kebocoran ditentukan, langkah selanjutnya adalah membuat permodelan dari dispersion fluid. Gas bertekanan yang lepas akan bercampur dengan udara, liquid yang lepas akan membentuk aerosol (spray release) atau dalam bentuk kolam yang akan menguap. Dispersion diperlukan untuk

Ta ble C-19 Hole size s distribution for a thmosphe ric corrosion of ca rbon ste e l.

Table C-21 Hole sizes distribution for CUI of carbon steel.

Table C-22 Stainless steel atmospheric corrosion hole sizes

Table C-23 Hole sizes distribution for local corrosion of stainless steel.

Stable ('leak ') Unstable ('burst')

Table C-24 H2S cracking: Stable ('leak') and Unstable

('burst') cracks hole sizes distribution

(19)

membentuk flammable atau awan uap beracun dan akan berdampak kepada personal dan peralatannya. Perhitungan dispersion umumnya memerlukan model simulasi komputer yang detail, tetapi hal ini sulit dilakukan dan dapat dibuat sederhana dengan parameter yang diperlukan :

• Volume dari modul (m3)

• Kecepatan pergantian udara (jumlah pergantian udara per jam)

Mechanically ventilated (berdasarkan pada kapasitas desain HVAC)

Naturally ventilated (fungsi dari geometri modul, kecepatan angin dan arah mata angin yang dominan)

No data (30 air changes per hour)

• Kerapatan gas dari fluida yang bocor (kg/m3)

• Mass leak rate (kg/s)

• Equipment count (-)

(3.2)

3.3.6 Penentuan Probability of Ignition (PIgn)

Probability of ignition merupakan fungsi dari leak rate, concentration of flammable dan jumlah dari sumber ignition untuk setiap modul. Perhitungannya berhubungan dengan ukuran lubang kebocoran dan mencakup tiga faktor, yaitu:

1. Concentration Factor (Pv)

(3.3)

Dimana :

C adalah Concentration of Flammable atau Toxic Gas

LEL : Lower Explosive Limit

Untuk Methane nilai dari LEL-nya adalah 5 % Untuk Propane nilai dari LEL-nya adalah 2 %

Time Module of Volume 3600 Module of Volume Hour per Changes Air Numberof Desnsity Gas Gas Fraction Flash Rate Leak Mass C • ⎪ ⎪ ⎭ ⎪ ⎪ ⎬ ⎫ ⎪ ⎪ ⎩ ⎪ ⎪ ⎨ ⎧ ⎥⎦ ⎤ ⎢⎣ ⎡ • − ⎥ ⎦ ⎤ ⎢ ⎣ ⎡ • = LEL C P_v =

(20)

Jika nilai C lebih besar dibandingkan dengan nilai LEL, maka ditetapkan bahwa nilai Pv nya adalah 1.00.

2. Ignition Factor Related to Continuously Present Sources (Pc)

(3.4)

Dimana nilai konstanta untuk Pc adalah :

Tabel 3.9 Kontanta untuk Pc dalam DNV[1]

Konstanta Oil Gas

Q1 5.7 x 10-5 3.3 x 10-6 Q2 5.7 x 10-5 5.7 x 10-5 Q3A 4.4 x 10-3 6.5 x 10-5 Q3B 1.5 x 10-2 1.5 x 10-3 Q3C 3.5 x 10-2 3.5 x 10-3 Q4 7 x 10-4 2.0 x 10-5

3. Ignition Factor Related to Random Discrete Sources (Pd)

(3.5)

Dimana nilai konstanta untuk Pd adalah :

Tabel 3.10 Kontanta untuk Pd dalam DNV[1]

Konstanta Oil Gas

R1 3.5 x 10-4 2.0 x 10-5 R3A 2.0 x 10-3 7.6 x 10-5 R3B 1.6 x 10-2 1.6 x 10-3 R3C 3.7 x 10-2 3.7 x 10-3 R4A 9.0 x 10-5 5.0 x 10-6 R4B 3.5 x 10-4 1.7 x 10-5

(

) (

)

(

)

(

)

(

)

⎥⎥ ⎥ ⎦ ⎤ ⎢ ⎢ ⎢ ⎣ ⎡ ∗ − • ∗ + ∗ + ∗ • ∗ − • ∗ − − = Area Q 1 Generators # C Q s Compressor # B Q Pumps # A Q -1 Hours Hot Work Q 1 Area Q 1 1 P 4 3 3 3 2 1 c

(

)

(

)

(

)

(

)

(

)

⎥⎥ ⎥ ⎦ ⎤ ⎢ ⎢ ⎢ ⎣ ⎡ ∗ + − • ∗ + ∗ + ∗ • ∗ − − = Area B R A R 1 Generators # C R s Compressor # B R Pumps # A R -1 Area R 1 1 P 4 4 3 3 3 1 d

(21)

3.3.7 Penentuan Probability of Occurrence

Pengembangan dari probability of occurrence bergantung kepada kejadian dari penyalaan, yaitu apakah terjadi atau tidak peristiwa tersebut. Dapat dibuat diagram alir event tree nya untuk setiap kasus dari ignition.

Leak (PoF =1.00) Ignition? Yes No Escalation by Explosion? Yes No

End Event 1 End Event 2 End Event 3

Gambar 3.7 Event Tree untuk Probability of Occurrence berdasarkan DNV [1]

Setiap end event dari setiap kasus dari kebocoran memilki deskripsi tersendiri apakah peralatan tersebut mengalami penyalaan dan ledakan. Deskripsi detail dari setiap end event tertera dalam tabel 3.11.

Tabel 3.11 Deskripsi dan persamaan untuk setiap End Event dalam DNV[1]

End event No.

Deskripsi Occurrence probability

1 Adanya kebocoran, tetapi tidak diikuti dengan adanya penyalaan atau ledakan.

P1 = (1 – P Ign )

2 Adanya kebocoran dan bocoran dari gas diikuti dengan adanya penyalaan tetapi tidak adanya ledakan, hanya ada api.

(22)

3 Adanya kebocoran dan bocoran dari gasnya diikuti dengan adanya penyalaan. Hal ini diikuti dengan adanya ledakan, memberikan blast overpressure yang melebihi kapasitas desain dari blast wall. Menyebabkan kerusakan pada modul yang bersebelahan.

P3 = P Ign • P Esc

3.3.8 Penentuan Probability of Escalation (PEsc)

Sebuah ledakan yang terjadi setelah adanya penyalaan pada suatu modul kemungkinan merupakan hasil dari api atau ledakan yang menyebabkan kerusakan besar pada modul yang bersebelahan meskipun adanya pemisah oleh dinding api / ledakan. Perhitungan dari blast overpressure merupakan proses yang rumit diluar cakupan dokumen DNV-RP-G101 dan memerlukan analisis dari ledakan untuk memperkirakan blast overpressure. Maka bila tidak tersedia informasi mengenai hal tersebut maka dapat diperkirakan melalui prosedur yang konversatif. Probability of Escalation dapat dihitung dengan persamaan dibawah ini yang merupakan simulasi dari ProExp.

(3.6) PEsc = 1, jika:

• Blast Overpressure > 14 • Blast Wall Design Pressure

• Blast Wall Design Pressure tidak diketahui

• Blast Overpressure tidak diketahui

Dimana blast overpressure dan blast wall desain pressure dalam satuan bar dan A dan B dalam tabel 3.12 dibawah, merupakan fungsi dari mass leak rate dari gas.

Tabel 3.12 Faktor A dan B untuk PEsc dalam DNV[1]

Mass Leak Rate (kg/s) A B

< 1 0.5403 -38.193 1 to 10 0.9174 -4.5544 > 10 1.0538 -2.6494

[ ]

Pressure Design Blast Wall Pressure Over Blast B EXP A P_Esc = • •

(23)

Tentukan Mass Leak Rate (MLR) from Fig B-2 DNV-RP-G101 Hitung Amount of Release = 180×2.20462×MLR MLR = 0 Release terjadi saat rupture Material Titanium

No release Instantaneous Continuous

Time to release<1 2.20462×180×MLR > 10,000 Hitung Available Volume = ( ₂ )2 6 0000163870 0 25

0. π× . ×Length× Diameter− ×Thickness

Hitung Available Mass = ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ + ₊ × × × 100 gas mol density gas 100 liquid mol density liquid olume AvailableV 35.3147 Hitung Time to Release = MLR Mass Available 0.4535 × No No No No No Yes Yes Yes Yes Yes

(24)

(25)

(26)

3.3.9 Penentuan Safety Consequences

Safety consequence dihitung berdasarkan jumlah rata-rata dari personal yang hadir dalam modul yang mengalami kerusakan apakah immediately (kebocoran terjadi pada modul) atau delayed (akibat escalation). Dalam perhitungan jumlah dari kecelakaan, perbedaan populasi antara waktu malam dan siang harus diperhitungkan. Sebagai catatan bahwa lepasnya gas asphyxilating dapat menyebabkan kematian meskipun tidak adanya penyalaan. Cara perhitungan dari Safety consequence dapat dilakukan berdasarkan diagram alir pada gambar 3.11.

Ada dua jenis release type atau tipe pelepasan fluida, yakni kontinyu (continuous) dan instan (instantaneous). Pelepasan tipe kontinyu bersifat perlahan-lahan dan memakan waktu yang relatif lama, sedangkan pelepasan tipe instan bersifat lebih cepat dengan jumlah pelepasan fluida yang relatif besar.

Beberapa hal yang perlu diketahui dalam penentuan release type adalah sebagai berikut:

1. Inventory

Inventory adalah jumlah fluida yang terkandung di dalam equipment, yang dinyatakan dalam satuan pounds (lbs).

2. Release Rate

3. Detection & Isolation Rating

Dari diagram alir diatas dapat disimpulkan bahwa ada dua asumsi untuk memodelkan safety consequence, yaitu berdasarkan tipe dari penyalaannya, yaitu:

• Ignited end event

Seperti asumsi konserfatif, bahwa harus diasumsikan semua personal yang berada di daerah yang mengalami kerusakan mengalami cedera yang fatal.

• Non-Ignited end event

Safety consequence tidak diterapkan secara spesifik tetapi tergantung kepada personal yang yang berada pada daerah yang mengalami kegagalan saat terjadi kegagalan yang cepat. Beberapa sebab yang mengakibatkan kematian atau cedera adalah ledakan yang

(27)

menghasilkan pecahan berkecepatan tinggi, tekanan tinggi yang tepat menghantam personal, dan lepasnya gas beracun (seperti H2S).

3.3.10 Penentuan Economic Consequences

Umumnya economic consequence dapat diperkirakan dari tiga komponen yaitu:

1. Material yang dibutuhkan untuk perbaikan. 2. Tenaga kerja dan mobilisasinya.

3. Produksi yang tertunda yang disebabkan saat instalasi tidak beroperasi sebagian atau seluruhnya.

Nilai yang tinggi dari penghasilan instalasi offshore biasanya merupakan imbas dari komponen ketiga yaitu produksi yang tertunda adalah konstributor terbesar dari economic consequence. Perhitungan economic consequence dibagi menjadi dua berdasarkan kategori penyalaannya, yaitu:

1. Biaya perbaikan untuk modul ignited end event

Diambil dari data proyek bangunan baru untuk instalasi dan nilai net present. Dan perkiraanya dilakukan berdasarkan kepada pengetahuan akan industri yang umum. Biaya perbaikan sebaiknya menghitung untuk perbaikan dan pergantian dari:

Structural

Electrical

Control

Piping

Equipment

2. Biaya perbaikan untuk modul untuk non-ignited end event

Dibatasi dari peralatan atau piping yang jatuh dengan sendirinya atau peralatan yang berada di sekitarnya.

Economic consequence dihitung sebagai jumlah dari produksi yang hilang (produksi yang tertunda) dan biaya (termasuk didalamnya tenaga kerja dan mobilisasi) yang berhubungan dengan perbaikan atau pergantian dari peralatan

(28)

sebagai hasil dari kebocoran atau ledakan. Diagram alir perhitungan dari economic consequence adalah berikut:

⎥⎦ ⎤ ⎢⎣ ⎡ × ₊ × = 100 Gas Daily Value Gas PLP 100 Liquid Daily Value Liquid PLP Day Outage a a Length 6 5 B3 or B1 = × × B1orB3=FailureCost×a

Gambar 3.11 Diagram alir nilai CoF Safety consequence

Tabel 3.13 Equipment Downtime [2]

Tipe Deskripsi Outage Day

Small Medium Large Rupture

ColumnBTM Column 2 4 5 21

ColumnTop Column 2 4 5 21

Exchanger Heat Exchanger 1 1 3 5

Tank Atmospheric Storage Tank 0 0 0 7

(29)

Gambar 3.12 Outage Day Berdasarkan Property Damage [2]

3.3.11 Penentuan Environmental Consequences

Environment consequence mengklasifikasikan pelepasan (release) menjadi minyak (termasuk di dalamnya kondensat), gas atau zat kimia. Pelepasan zat kimia biasanya menjadi permasalahan oleh pemerintahan dan perusahaan membatasi pelepasan tersebut ke lingkungan. Biasanya environment consequence dihubungkan dengan kasus yang tidak menyala (non-ignited). Untuk pelepasan minyak biasanya environment consequence-nya dipengaruhi oleh tiga faktor, yaitu:

Reaksi Politik Reputasi Kerusakan Biaya pembersihan

Untuk perhitungan biaya pelepasan minyak, digunakan persamaan berikut: Cenvironment =Vrelease• (Ccleanup + Clostproduct) (3.7)

Dimana:

Vrelease = Volume dari minyak yang terbuang ke laut.

Ccleanup = Biaya pembersihan.

Clostproduct = Nilai dari minyak yang hilang dalam proses pelepasan.

(30)

Gambar 3.13 Diagram alir environment consequence

3.4 Penentuan PoF

Permodelan PoF bertujuan untuk menentukan mekanisme degradasi yang ditemukan di setiap peralatan yang dianalisis, menentukan PoF yang sebenarnya dari setiap peralatan sesuai dengan mekanisme degradasinya dan yang terakhir adalah mengevaluasi perkembangan dari kerusakan dan PoF-nya itu sendiri.

Permodelan PoF dilakukan berdasarkan mekanisme degradasi untuk setiap peralatan. Mekanisme degradasi seperti yang sudah dijelaskan dalam subbab sebelumnya terbagi menjadi dua kelompok besar, yaitu degradasi internal dan degradasi eksternal. Untuk setiap mekanisme degradasinya dapat dihitung nilai dari PoF-nya. Untuk mengetahui cara perhitungan nilai dari PoF akan dijelaskan pada diagram alir dibawah ini.

(31)

Gambar 3.14 Diagram alir penentuan PoF

Untuk analisis fatigue tidak dilakukan karena batasan dalam dokumen ini adalah untuk peralatan statik sehingga untuk peralatan berputar yang menghasilkan pembebanan dinamik dan menghasilkan kegagalan fatigue tidak dilakukan analisisnya.

Dalam studi kasus di dalam tugas sarjana ini, damage mechanism yang terdeteksi berdasarkan hasil screening adalah sulfide stress cracking (SSC), hydrogen-induced cracking (HIC), stress-oriented hydrogen-induced cracking (SOHIC). Oleh karena itu, di dalam pengembangan metodologi yang dibahas pada Bab 3 ini, hanya metodologi yang berkaitan dengan ketiga damage mechanism

(32)

difokuskan kepada perhitungan nilai PoF akibat hydrocarbon system oleh CO2

dan H2S.

Hydrocarbon system harus dievaluasi untuk korosi dan retakan yang disebabkan oleh gas CO2 dan H2S yang dapat terlarut dalam air yang terdapat

dalam hydrocarbon. Dalam beberapa kasus korosi akibat mikroba (MIC) dapat terjadi juga dan juga kehadiran pasir pada sistem dapat menyebabkan erosi dimana aliran fluidanya akan mengenai permukaan pipa atau peralatan. Kehadiran dan komposisi dari air yang yang bervariasi pada pemrosesan dijelaskan dan diidentifikasikan dalam tabel Product Servicce Code, meskipun begitu terdapat batasan dalam menggunakan degradasi yang diharapkan ini. Berikut ini hal-hal yang harus dipertimbangkan:

• Perlakuan zat kimia (inhibitor) biasanya digunakan untuk membatasi korosi CO2 dalam baja karbon dan titik pemberian inhibitor dan

performanya harus dievaluasi

• Proses produksi hydrocarbon diperkirakan akan berubah seiring dengan waktu dan hal ini harus diperhatikan saat merencanakan inspeksi.

• Hydrocarbon system biasanya diterapkan dalam berbagai monitoring korosi dan mempunyai fokus inspeksi yang tinggi. Data service mungkin tersedia saat instalasi sudah berjalan, data ini sebaiknya dievaluasi dan digunakan dalam permodelan ini.

Evaluasi permodelan PoF hanya dilakukan dalam empat mekanisme degradasi, yaitu:

1. Model CO2

Perhitungan model CO2 dilakukan sesuai dengan diagram alir dibawah.

Disini dibedakan perhitungan korosi antara pemberian perlakuan kimia (inhibitor) dan tidak. Pada sistem yang tidak mendapat perlakuan kimia dibagi lagi menjadi dua kelompok, yaitu korosi CO2 lokal dan uniform.

Pengelompokan korosi ini harus memenuhi ciri-ciri berikut:

• Grup degradasinya merupakan hydrocarbon.

(33)

• Untuk korosi CO2 lokal fasa gasnya memiliki kecepatan fluida lebih dari 5 m/s, sedangkan untuk korosi CO2uniform fasa gasnya memiliki

kecepatan fluida kurang dari 5 m/s.

• Temperatur operasinya berkisar antara 80 °F. • CO2 partial pressure lebih dari 1,45 psi. • Tidak terdapat internal lining pada peralatan.

Gambar 3.15 Diagram alir penentuan nilai PoF CO2 Model

2. H2S Cracking

Semua bentuk retakan akibat H2S sebaiknya dicegah dengan pemilihan

material yang benar. Dalam perhitungan nilai PoF akibat mekanisme degradasi ini digunakan referensi EFC 16 dan NACE MR0175-00 untuk melihat batasan dari material dan lasan. Bila material dan lasan termasuk dalam batasan yang ditetapkan maka nilai PoF = 10-5 atau bila melewati batasan dari referensi tersebut maka nilai PoF = 1. Ciri-ciri dari korosi

(34)

• Grup degradasinya merupakan hydrocarbon

• Material dari peralatannya adalah baja karbon

• Terdapat kandungan H2S dan H20 dalam komposisi fluida.

• H2S partial pressure lebih dari 0.05 psi

Gambar 3.16 Diagram alir penentuan PoF H2S cracking

3.5 Penentuan Risk Matrix

Pengkategorian consequence dan probability memungkinkan pengkategorian risk ke dalam kategori-kategori tertentu yang lebih mudah ditangkap dengan cepat, yakni melalui risk matrix. Setelah diketahui nilai dari PoF dan CoF hasil dari perhitungan yang telah dideskripsikan di subbab sebelumnya, nilai-nilai tersebut dimasukan dalam ketegori masing-masing. Untuk CoF dibagi menjadi tiga presentasi risknya yaitu masing-masing oleh safety consequence, economic consequence dan environment consequence. Sedangkan

(35)

untuk penilaian PoF nya dilakukan sesuai dengan mekanisme degradasi yang terjadi pada peralatan tersebut dan berlaku sama untuk satu peralatan. Pengkategoriannya dapat dilihat pada Tabel 2.1 dan risk matrix dapat dilihat pada Gambar 3.17, Gambar 3.18, dan Gambar 3.19.

Gambar 3.17 Risk matrix untuk Safety Consequence

Gambar 3.18 Risk matrix untuk Economic Consequence

CAT 5 _{> 10}-2 _{very high} 4 ₁₀-3 - 10-2 high 3 ₁₀-4 to 10-3 medium 2 ₁₀-5 to 10-4 low 1 _{< 10}-5 _{very low} A B C D E <5.10-5 ≥5.10 -5 -<5.10-4 ≥5.10-4 -<5.10-3 ≥5.10-3 -<5.10-2 ≥5.10 -2 ANNUAL PROBABILITY OF FAILURE Consequence Category Safety (PLL) CAT 5 _{> 10}-2 _{very high} 4 ₁₀-3 - 10-2 high 3 ₁₀-4 to 10-3 medium 2 ₁₀-5 to 10-4 low 1 _{< 10}-5 _{very low} A B C D E <3.105 ≥3.10 5 -<3.106 ≥3.106 -<3.107 ≥3.107 -<3.108 ≥3.10 8 ANNUAL PROBABILITY OF FAILURE Consequence Category Economic(USD)

(36)

Gambar 3.19 Risk matrix untuk Environment Consequence

Gambar 3.20 Deskripsi warna dari risk matrix

CAT 5 _{> 10}-2 _{very high} 4 ₁₀-3 - 10-2 high 3 ₁₀-4 to 10-3 medium 2 ₁₀-5 to 10-4 low 1 _{< 10}-5 _{very low} A B C D E No spill of oil < 3 tonnes 3-7 tonnes 7-10 tonnes > 10 tonnes ANNUAL PROBABILITY OF FAILURE Consequence Category Environtment (Spill of oil)

Bab 3 Metodologi Quantitative Risk Assessment untuk Equipment

Bab 3

Metodologi

Quantitative Risk Assessment

untuk

Equipment

(

) (

)

(

)

(

)

(

)

(

)

(

)

(

)

(

)

(

)

[ ]

High

Medium High

Medium

Low