Jurnal Tugas Akhir

1

ANALISA RESIKO PADA REDUCER PIPELINE AKIBAT INTERNAL CORROSION

DENGAN METODE RBI (RISK BASED INSPECTION)

Z. A. H. Lubis1; D. M. Rosyid

2; H. Ikhwani

3

1) Mahasiswa Jurusan Teknik Kelautan, ITS-Surabaya

2) Staf Pengajar Jurusan Teknik Kelautan, ITS-Surabaya

3) Staf Pengajar Jurusan Teknik Kelautan, ITS-Surabaya

Abstrak

Korosi internal adalah salah satu penyebab resiko kegagalan pada jaringan pipa yang harus

dipertimbangkan. Oleh karena itu, perlu adanya suatu inspeksi dengan berbasis keandalan. Metode

RBI adalah salah satu metode pengelolaan inspeksi yang didasarkan pada tingkat resiko

pengoperasian peralatan atau unit kerja industri. Metode Risk Based Inspection menggunakan

kombinasi dua parameter yaitu kemungkinan kegagalan dan konsekuensi kegagalan. Tugas Akhir ini

bertujuan untuk mencari peluang kegagalan, tingkat resiko dan memprediksi inspeksi yang sesuai

pada keempat reducer pipeline. Analisa resiko dalam penelitian ini dilakukan pada keempat reducer

pipeline pada jaringan pipa milik Joint Operating Body Pertamina-Petrochina East Java (JOB P-PEJ).

Peluang kegagalan diperoleh dengan menggunakan Monte Carlo Simulation. Dari hasil simulasi,

maka diperoleh peluang kegagalan (PoF) untuk tiap reducer pipeline, yaitu R#1: 0,5%; R#2: 0,46%;

R#3: 0,49% dan R#4: 0,47%. Dengan mengacu pada API RBI 581 maka diperoleh tingkat resiko

untuk tiap reducer pipeline, yaitu R#1: resiko tinggi (5D), R#2: resiko menengah (1D), R#3: resiko

menengah tinggi (4D) dan R#4: resiko menengah (2D). Berdasarkan tingkat resiko tersebut, maka

metode inspeksi yang tepat adalah dengan ultrasonic straight beam dan radiography untuk frekuensi

inspeksi 1 tahun sekali (tinggi1), 2 tahun sekali (menegah tinggi) dan 2,5 tahun sekali (menengah).

Kata-kata Kunci : Reducer Pipeline, Risk Based Inspection, Monte Carlo, Inspeksi.

1. PENDAHULUAN

Jaringan pipa adalah salah satu sarana trans-

portasi minyak dan gas yang paling aman dan

ekonomis. Beberapa tahun belakangan ini,

penelitian mengenai proses korosi internal pada

jaringan pipa menjadi topik yang sangat penting.

Hal tesebut dikarenakan dampak ekonomis dan

teknis yang ditimbulkannya (Huang dan Ji,

2008). Rouza (2009) telah melakukan penelitian

dengan judul “Analisis Pola Aliran Terhadap

Pengaruh Variasi Flange Pipa Penyalur Hidro-

karbon”. Dalam penelitian tersebut menghasilkan

kesimpulan bahwa salah satu komponen dalam

suatu jaringan pipa yang sering terjadi korosi

internal adalah pada reducer pipeline.

Reducer pipeline merupakan suatu komponen

pada jaringan pipa yang mengalami pengurangan

diameter dari diameter besar ke diameter kecil

dengan persyaratan dari proses engineering.

Ketentuan pe-doman keselamatan dalam industri

bangunan lepas pantai semakin meningkat,

misalnya Peraturan Menteri Pertambangan dan

Energi No.5/P/M/Pertamb/1977 menyatakan

perlu ada-nya suatu pemeriksaan atau inspeksi

dari bangunan laut. Dengan peraturan tersebut,

maka telah dikembangkan suatu metode

pemeriksaan berbasis keandalan, yaitu dengan

menggunakan metode Risk Based Inspection

(RBI) untuk mengidentifikasi kegagalan yang

akan terjadi.

Tujuan dari diadakannya penelitian ini adalah:

1. Mengetahui peluang kegagalan pada

keempat reducer pipeline yang terkorosi.

2. Mengetahui tingkat resiko pada keempat

reducer pipeline yang terkorosi dengan

metode Risk Based Inspection.

3. Memprediksi pemeriksaan yang sesuai

dengan kondisi tingkat resiko pada keempat

reducer pipeline yang terkorosi.

Manfaat yang diperoleh dari tugas akhir ini

adalah memperkenalkan RBI sebagai metode

pengelolaan inspeksi berdasarkan analisa tingkat

resiko dari internal corrosion yang terjadi. Selain

itu juga untuk mendapatkan metode pemeriksaan

yang sesuai dan tepat guna pada tingkat resiko

tersebut. Menjadi masukan bagi perusahaan

terkait dalam hal penentuan waktu inspeksi.

2. DASAR TEORI

Azhar (2007) telah melakukan analisa resiko

pada jaringan pipa milik PT Trans Javagas

Pipeline. Jaringan pipa dalam analisa resiko yang

dilakukan Azhar hanya meninjau pada jaringan

pipa yang berkonfigurasi lurus. Selain itu juga

dalam analisa tersebut tidak memperhatikan

Jurnal Tugas Akhir

2

terjadinya internal corrosion. Padahal dalam

kenyataan di lapangan, suatu jaringan pipa tidak

hanya terdiri dari konfigurasi lurus, salah satu

komponen pada jaringan pipa selain pipa lurus

adalah reducer pipeline. Perilaku aliran fluida di

dalam reducer pipeline-pun berbeda dengan

perilaku aliran fluida pada pipa yang lurus. Pada

reducer pipeline terjadi penambahan kecepatan

aliran karena adanya perubahan diameter pipa

yang semakin kecil. Dengan kondisi seperti ini,

maka internal corrosion akan terjadi. Untuk itu

perlu dilakukan analisa resiko pada reducer

pipeline akibat internal corrosion pada suatu

jaringan pipa.

2.1 Korosi

Korosi didefinisikan sebagai kumpulan dari

keseluruhan proses dengan jalan dimana metal

atau alloy yang digunakan untuk material

struktur berubah bentuk dari bersifat metal

menjadi beberapa kombinasi dari kondisi yang

disebabkan oleh interaksi dengan lingkungannya

(Supomo, 2003). Perhitungan laju korosi

dilakukan dengan menggunakan persamaan dari

Solihin (2008):

Cr adalah corrosion rate (ipy), 0.0213

merupakan slope percepatan laju korosi,

sedangkan 1.2911 adalah faktor konstanta dari

hasil percobaan.

2.2 Wall Shear pada Fluida

Fluida diartikan sebagai zat yang bergerak dan

dapat berubah bentuk secara kontinyu (terus-

menerus) dan berkesinambungan apabila

dibebani dengan tegangan geser betapun

kecilnya. Gaya geser adalah komponen gaya

yang menyinggung permukaan, dan gaya ini

yang dibagi dengan luas permukaan tersebut

adalah tegangan geser rata- rata pada permukaan

itu. Munson (2002) menyatakan bahwa tegangan

geser pada suatu titik adalah nilai batas

perbandingan gaya geser terhadap luas dengan

berkurangnya luas hingga menjadi titik tersebut.

Sedangkan benda padat akan mempertahankan

bentuknya sampai dengan gaya yang

mengenainya melebihi elastisitas benda padat

tersebut.

Menurut Swierzawski (2000) wall shear stress

untuk pada permukaan elemen yang paralel

dengan permukaan datar, pada titik y adalah

sebagai berikut:

dengan,

μ : viskositas dinamis fluida

u : kecepatan fluida sepanjang dinding

y : jarak dari dinding ke titik yang diuji

2.3 Metode RBI

RBI adalah suatu metode perencanaan atau

program inspeksi dan pengujian serta strategi

pemeliharaan dengan menggunakan resiko

sebagai metode dasarnya. Program inspeksi dan

pengujian mulai dari bahan (bahan dasar) sampai

pada peralatan operasi di lokasi (plant) produksi

minyak dan gas. Resiko yang didefinisikan

sebagai fungsi peluang kegagalan (probability of

failure) dan fungsi konsekuensi akibat kegagalan

(concequence of failure) diformulasikan sebagai

berikut (API RBI 581, 2001):

Risk = CoF x (PoF)

2.4 Keandalan

Perhitungan kendalan yang digunakan adalah

dengan menggunakan simulasi Monte Carlo.

Unsur pokok yang diperlukan di dalam simulasi

Monte Carlo adalah sebuah random number

generated (RNG). Cara lain untuk mengukur

keandalan adalah dengan cara menggunakan

indeks keandalan β, yang didefinisikan sebagai

perbandingan antara nilai rata-rata dan nilai

simpangan baku dari margin keselamatan, S,

yaitu (Rosyid, 2007):

Moda kegagalan yang digunakan dalam

penelitian ini adalah (ASME B 31.4):

dengan,

t = wall thickness of pipe (inch)

D = outside diameter of pipe (inch)

S = allowable stress value (ksi)

E = weld joint factor

= 1; ASTM 106 Gr. B

= 1; API 5L X52

Sistem dikatakan gagal jika g(X) < 0, dinyatakan

berhasil jika g(X) > 0 dan bila g(X) = 0, maka

sistem dinyatakan failure surface. Variabel acak

dasar terdiri dari variabel fisik yang

menggambarkan ketidakpastian dalam beberapa

variabel seperti tekanan operasional dan

kedalaman korosi.

2.5 Analisa Konsekuensi Semi-Kuantitatif

Secara umum konsekuensi terlepasnya fluida

kerja yang berbahaya, dapat diestimasi

berdasarkan tujuh tahap di bawah ini:

Jurnal Tugas Akhir

3

1. Menentukan fluida representatif yang

terlepas dan sifat-sifatnya;

2. Memilih ukuran lubang kebocoran yang

nantinya dipakai untuk mencari luas

konsekuensi pada perhitungan resiko;

3. Estimasi jumlah total fluida yang dapat

terlepas;

4. Estimasi laju terlepasnya fluida yang paling

potensial;

5. Mendefinisikan tipe dari kebocoran untuk

menentukan metode yang dipakai dalam

pemodelan konsekuensi;

6. Pemilihan fasa final dari fluida yang

terlepas (cair atau gas);

7. Evaluasi respon setelah fluida terlepas.

3. ANALISA DAN PEMBAHASAN

3.1 Data Reducer Pipeline

Tabel 1 Data Reducer Pipeline Milik JOB P-PEJ

Reducer 1 Reducer 2 Reducer 3 Reducer 4

Tipe Concentric Concentric Eccentric Eccentric

Material

grade

ASTM

A106

ASTM

A106

API 5L X52

ERW

API 5L X52

ERW

Outside

Diameter 1 16 in 20 in 16 in 20 in

Outside

Diameter 2 10 in 16 in 10 in 16 in

Wall

Thickness 0.5 in 0.5 in 0.5 in 0.5 in

SMYS 35000 psi 35000 psi 52000 psi 52000 psi

(Sumber: JOB P-PEJ, 2004)

Besarnya tekanan operasional yang terjadi pada

bulan November 2008 sampai Oktober 2009

tersaji pada Tabel 2 di bawah ini:

Tabel 2 Data Tekanan Operasional

Time Operasional

Pressure (psi)

Nov-08 798

Dec-08 795

Jan-09 792

Feb-09 795

Mar-09 800

Apr-09 800

May-09 800

Jun-09 792

Jul-09 792

Aug-09 750

Sep-09 752

Oct-09 748

(Sumber: JOB P-PEJ, 2009)

Pengambilan data operating pressure dilakukan

dengan pressure gauge yang dipasang pada tiap-

tiap block valve. Pencatatan dilakukan tiap dua

jam sekali selama 24 jam. Data di atas adalah

rangkuman data yang diambil nilai maksimum-

nya untuk tiap bulan.

Langkah selanjutnya yang dilakukan adalah

melakukan pemodelan numerik dengan meng-

gunakan bantuan software ANSYS ICEM CFD

untuk mendapatkan tegangan geser ( ).

Gambar 1 Tegangan Geser Hasil Running

ANSYS ICEM CFD

Untuk melakukan perhitungan tegangan geser,

dilakukan variasi 3 kecepatan. Perhitungan laju

korosi menggunakan persamaan dari Solihin

(2008):

Hasil perhitungan tegangan geser ditampilkan

pada tabel berikut:

Tabel 3 Perhitungan Laju Korosi dengan

Menggunakan Tegangan Geser

Jenis V

(ft/s) Cr (ipy)

t korosi

(in) 5 thn

Reducer 1

14.56 0.002862578 0.014

12.99 0.002133913 0.011

9.62 0.000932805 0.005

Reducer 2

14.56 0.002214465 0.011

12.99 0.001645318 0.008

9.62 0.00063187 0.003

Jurnal Tugas Akhir

4

Tabel 4 Perhitungan Laju Korosi dengan

Menggunakan Tegangan Geser (lanjutan)

Jenis V

(ft/s) Cr (ipy)

t korosi

(in) 5 thn

Reducer 3

14.56 0.003617537 0.018

12.99 0.002730347 0.014

9.62 0.001222199 0.006

Reducer 4

14.56 0.002389301 0.012

12.99 0.001769853 0.009

9.62 0.000769735 0.004

Hubungan antara kecepatan fluida dengan wall

shear tersaji pada gambar berikut:

Gambar 2 Grafik Hubungan Kecepatan Fluida

dengan Wall Shear

Sedang, grafik hubungan antara kecepatan fluida

dan corrosion rate tersaji pada Gambar 3 berikut

ini:

Gambar 3 Grafik Hubungan Kecepatan Fluida

dengan Corrosion Rate

3.2 Perhitungan Indeks Keandalan

Perhitungan indeks keandalan dimulai dengan

melakukan penentuan moda kegagalan yang

berlaku pada system. Moda kegagalan yang ber-

laku pada sistem ini adalah:

Langkah selanjutnya adalah menentukan variabel

acak dan mencari parameter statistiknya.

Variabel acak dan parameter statistiknya adalah:

Tabel 5 Parameter Statistik

Parameter

Statistik

Distribusi

Data μ σ

Pressure Smallest

Extreme Value 793.1 12.09

Reducer 1 Smallest

Extreme Value 0.01178 0.00293

Reducer 2 Normal 0.00733 0.0035

Reducer 3 Smallest

Extreme Value 0.01504 0.00391

Reducer 4 Normal 0.00833 0.0035

Gambar 4 di bawah ini menunjukkan hasil

simulasi Monte Carlo untuk tiap-tiap reducer

pipeline. Simulasi dilakukan dengan 10000

random number generated.

Gambar 4 Grafik Hubungan Jumlah Simulasi

dengan PoF.

3.3 Analisa Konsekuensi dengan Metode

Semi-Kuantitatif RBI

Analisa konsekuensi dengan menggunakan me-

tode semi-kuantitatif RBI diawali dengan

penentuan jenis fluida representatifnya (dalam

sistem ini fluidanya H2S). Sifat-sifat dari fluida

representatif itu menurut Tabel 7.2 API RBI 581

adalah:

- Berat molekul (gram/mol) : 34

- Berat jenis (lb/ft3) : 61,993

- Tingkat keadaan : Gas

- Temperatur autoignition (oF) : 500

- Kapasitas panas ideal pada tekanan konstan

(Btu/lbmol.oF) : 31.9

- Kapasitas panas ideal pada volume konstan

(Btu/lbmol.oF) : 10,313

Langkah selanjutnya adalah menghitung laju

terlepasnya fluida dengan menggunakan

persamaan:

Jurnal Tugas Akhir

5

Dari perhitungan didapat hasil laju pelepasan

fluida pada tiap lubang kebocoran (0,25 in; 1 in;

4 in dan 7 in) ditampilkan pada Tabel 6 berikut.

Tabel 6 Perhitungan Laju Pelepasa Fluida

Reducer

Laju Pelepasan Fluida (lb/s)

Ukuran Lubang (in)

0,25 1 4 7

1 7.2691341 29.076537 116.30615 203.53576

2 7.3906916 29.562766 118.25107 206.93936

3 6.9692925 27.87717 111.50868 195.14019

4 7.1313691 28.525476 114.1019 199.67833

Berikut adalah grafik laju pelepasan fluida yang

terjadi:

Gambar 5 Grafik Laju Pelepasan Fliuda untuk

Tiap Reducer Pipeline

Kemudian menghitung durasi kebocoran yang

terjadi dengan menggunakan persamaan:

Hasil perhitungan durasi kebocoran dari alat

tersaji pada Tabel 7 berikut ini:

Tabel 7 Estimasi Durasi Kebocoran

Reducer

Durasi Kebocoran (menit)

Ukuran Lubang (in)

0.25 1 4 7

1 1.146399718 0.28659993 0.07165 0.0409428

2 1.12754446 0.281886115 0.0704715 0.0402694

3 1.195721567 0.298930392 0.0747326 0.0427043

4 1.168546077 0.292136519 0.0730341 0.0417338

Berikut adalah grafik estimasi durasi kebocoran

yang terjadi:

Gambar 6 Estimasi Durasi Kebocoran untuk Tiap

Reducer Pipeline

Dalam metode RBI, jika dalam waktu 3 menit

massa fluida representatif yang keluar lebih besar

daripada 10000 lb, maka aliran tersebut termasuk

ke dalam jenis kebocoran seketika. Sehingga

didapatkan untuk tiap reducer pipeline

mengalami kebocoran secara kontinyu. Setelah

mengetahui durasi kebocoran, maka langkah

selanjutanya adalah menentukan luas daerah

akibat kebocoran. Luas daerah akibat kebocoran

fluida representatif terdiri atas dua jenis, yaitu

luas daerah kerusakan dan luas daerah

berbahaya. Menurut Tabel 7.10 API RBI 581

persamaan yang digunakan untuk menentukan

luas daerah kerusakan dan daerah berbahaya

adalah sebagai berikut:

- Luas Daerah Kerusakan

- Luas Daerah Berbahaya

Hasil perhitungan untuk luas daerah bahaya dan

kerusakan ditampilkan pada tabel berikut:

Tabel 8 Luas Daerah Kerusakan dan Luas

Daerah Berbahaya

Reducer

Luas Daerah Kerusakan (ft2)

Ukuran Lubang (in)

0.25 1 4 7

1 1186.357625 4074.262609 13992.084 23024.291

2 1203.997979 4134.8442 14200.137 23366.647

3 1142.704594 3924.346673 13477.234 22177.093

4 1166.325927 4005.468514 13755.827 22635.525

Jurnal Tugas Akhir

6

Tabel 9 Luas Daerah Kerusakan dan Luas

Daerah Berbahaya

Reducer

Luas Daerah Berbahaya (ft2)

Ukuran Lubang (in)

0.25 1 4 7

1 2420.053628 8907.61385 32786.705 55482.183

2 2458.075633 9047.563366 33301.824 56353.876

3 2326.101373 8561.799032 31513.847 53328.232

4 2376.915843 8748.834421 32202.278 54493.205

Untuk lebih jelasnya, hasil perhitungan pada

Tabel 8 dan 9 di atas dibuat dalam bentuk grafik

berikut:

Gambar 7 Luas Daerah Kerusakan untuk Tiap

Reducer Pipeline

Gambar 8 Luas Daerah Berbahaya untuk Tiap

Reducer Pipeline

Langkah selanjutnya adalah menghitung fre-

kuensi kerusakan generik. Nilai frekuensi keru-

sakan generik diambil dari sejarah pemakaian

peralatan yang dianalisa. Untuk hal ini, menurut

Tabel 8.1 API RBI 581 peralatan mempunyai

frekuensi kerusakan generik sebagai berikut:

Tabel 10 Frekuensi Kerusakan Generik

Frekuensi Kerusakan Generik per Tahun Jumlah

Total

Frek

Generik

Ukuran Lubang

0.25 1 4 7

6,00E-08 2,00E-07 2,00E-08 1,00E-08 2,9E-07

Selanjutnya adalah menentukan fraksi kerusakan

generik dengan cara membagi frekuensi

kerusakan generik tiap lubang dengan jumlah

total frekuensi kerusakan generik. Berikut adalah

tabel fraksi kerusakan generik.

Tabel 11 Fraksi Kerusakan Generik

Fraksi Kerusakan Generik per Tahun

Ukuran Lubang (in)

0.25 1 4 7

2,07E-01 6,09E-01 6,09E-02 3,45E-02

Berikutnya adalah menentukan konsekuensi

kegagalan dengan cara mengalikan fraksi

kerusakan generik pada Tabel 10 di atas dengan

luas daerah akibat kebocoran pada Tabel 8 dan 9.

Hasil perhitungan dari luas daerah konsekuensi

kegagalan ditampilkan pada Tabel 12 berikut ini:

Tabel 12 Luas Daerah Konsekuensi Kegagalan

RP

Luas Daerah Frekuensi Kegagalan (ft2) Total

Luas

Daerah

(ft2)

Tipe

Kons Ukuran Lubang (in)

0.25 1 4 7

1 500.95 5424.74 1996.71 1914.13 9836.53 D

2 508.82 5509.97 2028.08 1944.21 9991.08 D

3 481.50 5214.13 1919.19 1839.82 9454.66 D

4 492.02 5328.04 1961.12 1880.02 9661.20 D

Menurut Tabel B-3 pada API RBI 581, untuk

total luas daerah antara 1000 ft2 – 10000 ft

2

masuk dalam kategori konsekuensi D.

Kemudian menentukan tingkat resiko yang me-

rupakan kombinasi dari kategori kemungkinan

kegagalan dan kategori konsekuensi kegagalan.

Tingkat resiko yang dihasilkan adalah seperti

pada Tabel 13 berikut:

Tabel 13 Hasil Analisa Resiko Metode Semi

Kuantitatif RBI

RP PoF Tipe

Kegagalan

Total Luas

Daerah (ft2) Tipe Kons.

1 0.50 5 9836.5336 D

2 0.46 1 9991.0776 D

3 0.49 4 9454.6559 D

4 0.47 2 9661.196 D

Dari hasil yang diperoleh pada Tabel 13 di atas

maka dapat ditentukan matrik resikonya. Berikut

adalah distribusi tingkat resiko tiap reducer

pipeline.

Jurnal Tugas Akhir

7

MATRIK RESIKO

Tinggi

(0,484% - 0,500%)

Lik

elih

ood

Of

Fail

ure

5

R#1

Menengah Tinggi

(0,476% - 0,484%)

4

R#3

3

Menengah

(0,468% - 0,476%)

2

R#4

1

R#2

Rendah

(0,460% - 0,468%)

A B C D E

Consequence of Failure

Gambar 9 Distribusi Tingkat Resiko Reducer

Pipeline pada Matriks Resiko Semi-Kuantitatif

RBI

Dari Gambar 9 di atas, maka dapat kita katakan

bahwa semua reducer pipeline mempunyai

consequence of failure yang sama, yaitu pada

kategori D. Namun untuk likelihood of failure

mempunyai tingkatan yang berbeda.

Setelah mengetahui distribusi tingkat resiko

untuk tiap reducer pipeline, maka langkah

selanjutnya adalah merencanakan inspeksi yang

sesuai. Berdasarkan hasil analisa resiko di atas

maka integritas inspeksi dapat dilihat pada tabel

di bawah ini:

Tabel 14 Integritas Inspeksi Pada Peralatan Statis

RBI

No. Jenis Konsekuensi Jenis Inspeksi

1 Tinggi Internal Entry

External NDT

2 Menengah

Internal Entry

External NDT

Limited Internal Inspections

3 Rendah

Limited Internal Inspections

External Inspection

Process review

Metode inspeksi yang paling tepat untuk tingkat

resiko ini adalah eksternal Non Destructive Test

(NDT), yaitu:

1. Ultrasonic Straight Beam Test

Untuk mengukur dan mendeteksi ketebalan

material sehingga mampu menjelaskan

kondisi material.

2. Radiography Examination

Mendeteksi adanya diskontinuitas sehingga

mampu memberikan jawaban yang lebih

baik dari kedua pengujian di atas.

Tabel 15 Hasil Uji Tingkat Kekritisan Untuk

Tipe Kegagalan

Peluang

Kegagalan

Konsekuensi

Kegagalan

Metode

Inspeksi

Frekuensi

Inspeksi

Luas

Area

Inspeksi

Tinggi Tinggi U.T 12 bulan Penuh

Tinggi Menengah U.T 12 bulan Parsial

Tinggi Rendah U.T 12 bulan Kecil

Menengah Tinggi U.T 24 bulan Penuh

Menengah Menengah U.T 30 bulan Parsial

Menengah Rendah U.T 30 bulan Kecil

Rendah Tinggi U.T 30 bulan Penuh

Rendah Menengah U.T 36 bulan Parsial

Rendah Rendah U.T 48 bulan Kecil

Frekuensi pemeriksaan pada tiap reducer

pipeline berdasarkan Tabel 15 di atas adalah

sebagai berikut:

- Reducer pipeline 1: 12 bln (1 thn sekali)

- Reducer pipeline 2: 30 bln (2,5 thn sekali)

- Reducer pipeline 3: 24 bln (2 thn sekali)

- Reducer pipeline 4: 30 bln (2,5 thn sekali)

Apabila kombinasi kedua metode pengujian dan

frekuensi pemeriksaan tersebut diaplikasikan

maka dapat memberikan hasil yang akan lebih

memuaskan.

4. KESIMPULAN DAN SARAN

4.1 Kesimpulan

Beberapa kesimpulan yang dapat diambil dari

proses analisa yang telah dilakukan adalah

sebagai berikut:

1. Peluang kegagalan (PoF) dengan simulasi

Monte Carlo pada masing-masing reducer

pipeline adalah sebagai berikut:

- Reducer pipeline 1 (R#1) mempunyai

peluang kegagalan sebesar 0,50%

- Reducer pipeline 2 (R#2) mempunyai

peluang kegagalan sebesar 0,46%

- Reducer pipeline 3 (R#3) mempunyai

peluang kegagalan sebesar 0,49%

- Reducer pipeline 4 (R#4) mempunyai

peluang kegagalan sebesar 0,47%

2. Hasil penentuan tingkat resiko

menggunakan metode semi-kuantitatif RBI

untuk tiap reducer pipeline yang dianalisa

adalah sebagai berikut:

- Reducer pipeline 1 (R#1) mempunyai

tingkat Resiko Tinggi (5D)

- Reducer pipeline 2 (R#2) mempunyai

tingkat Resiko Menengah (1D)

- Reducer pipeline 3(R#3) mempunyai

tingkat Resiko Menengah Tinggi (4D)

- Reducer pipeline 4 (R#4) mempunyai

tingkat Resiko Menengah (2D)

Jurnal Tugas Akhir

8

3. Teknik inspeksi yang efektif dengan resiko

menengah ke atas adalah dengan Ultrasonic

Straight Beam, Radiography dan Visual

Testing. Frekuensi pemeriksaan pada tiap

reducer pipeline berdasarkan uji tingkat

kekritisan yang terjadi adalah sebagai

berikut:

- Frekuensi inspeksi untuk reducer pipeline

1 (R#1) adalah 12 bulan (1 tahun sekali)

- Frekuensi inspeksi untuk reducer pipeline

2 (R#2) adalah 30 bulan (2,5 tahun sekali)

- Frekuensi inspeksi untuk reducer pipeline

3 (R#3) adalah 24 bulan (2 tahun sekali)

- Frekuensi inspeksi untuk reducer pipeline

4 (R#4) adalah 30 bulan (2,5 tahun sekali)

4.2 Saran

Beberapa hal yang dapat dijadikan saran yang

sifatnya membangun penulisan Tugas Akhir ini

adalah sebagai berikut:

1. Metode yang digunakan dalam mencari

keandalan sistem dapat divariasikan

dengan menggunakan metode lain;

2. Sebaiknya dilakukan penelitian lebih

lanjut untuk menganalisa level 3

kuantitatif RBI dan juga perlu dilakukan

analisa oleh team sehingga lebih

memudahkan pekerjaan HIRA (Hazard

Indentification and Risk Assessment).

5. DAFTAR PUSTAKA

American Petroleum Institute (API 581).

2001. Risk-Based Inspection - Base

Resource Document, API Publishing

Service, Washington, D.C

American Society of Mechanical Engineers.

2002. ASME B31.4: Pipeline

Transportation System for Liquid

Hydrocarbons and Other Liquids. New

York.

Azhar, A. F. 2006. “Analisa Resiko

Offshore Pipeline dengan Menggunakan

Metode RBI (Risk Based Inspection)”.

Tugas Akhir Jurusan Teknik Kelautan ITS.

Huang, Y. dan Ji, D. 2008. “Experimental

Study on Seawater-Pipeline Internal

Corrosion Monitoring System”. Sensors

and Actuators B: Chemical. Vol. 135 :

375-380.

Joint Operating Body Pertamina-Petrochina

East Java. 2004. Sukowati-Mudi Pipeline

Project. Tuban

Joint Operating Body Pertamina-Petrochina

East Java. 2009. Sukowati-Mudi Pipeline

Project. Tuban

Munson, B. R., Donald F.Y. dan Theodore

H.O., 2002. Fundamentals of Fluid

Mechanics, Fourth Edition. John Wiley

& Sons, Inc., USA.

Rosyid, D. M. 2007. Pengantar Rekayasa

Keandalan; Airlangga University Press;

Surabaya.

Rouza, E. S. 2009. “Analisis Pola Aliran

Terhadap Pengaruh Variasi Flange

Pipa Penyalur Hidrokarbon”. Tugas

Akhir Jurusan Teknik Kelautan ITS.

Swierzawski dan Tadeusz J. 2000. “Flow of

Fluids Chapter B8”. Burlington,

Massachusets. www.4shared.com.