5

BAB II

Teori Dasar

2.1 Sistem Pipeline

Pipeline adalah sebuah pipa dengan ukuran tertentu yang disambung untuk

mengalirkan fluida dari area satu ke area yang lain. Dengan pipeline maka fluida

dapat dialirkan dari suatu proses ke proses yang lain. Tanpa adanya pipeline

tersebut maka akan sulit sekali bagi industri proses untuk menghasilkan produk

sesuai dengan spesifikasi yang diinginkan.

Pipelines dibagi menjadi tiga kategori:

1. Export line / Trunk line

Export pipeline adalah pipeline yang manyalurkan minyak atau gas olahan

antara satu platform ke platform lainnya. atau antara platform dengan

fasilitas di darat.

2. Flowline

Flowline adalah pipeline yang menyalurkan fluida dari sumur pengeboran

ke downstream process component yang pertama.

3. Injection line

Injection line adalah pipeline yang mengarahkan cairan atau gas untuk

mendukung aktifitas produksi (contoh: injeksi air atau injeksi gas, gas lift,

chemical injection line)

Sebuah pipeline harus mempunyai beberapa kriteria yang harus dipenuhi

sebagai berikut:

1. Mampu menahan tekanan akibat fluida didalamnya (tekanan).

Untuk mengalirkan fluida dari satu titik ke titik lainnya memerlukan suatu

perbedaan tekanan. Tanpa perbedaan tekanan tersebut fluida tidak akan

dapat mengalir. Selain itu untuk suatu proses tertentu hanya dapat

6

terlaksana pada tekenan tertentu. Sehingga suatu pipa dalam sebuah

pipeline harus mampu menahan beban akibat tekanan tersebut supaya

fluida yang didalamnya tidak mengalami kebocoran dan mengalir keluar.

2. Mampu mengatasi gaya gesek akibat aliran fluida.

Aliran fluida didalam pipa tersebut akan mengakibatkan gaya gesek

terhadap dinding pipa akibat adanya viskositas dari fluida dan kecepatan

alirannya. Semakin besar viskositas fluida tersebut akan semakin besar

gaya gesek yang ditimbulkannya, sehingga suatu pipa harus mampu

menahan gaya gesek yang ditimbulkan fluida tersebut.

3. Mampu mengatasi momen akibat gaya berat pipa (beban statik) dan fluida

didalamnya (beban dinamik) serta akibat gaya-gaya luar.

Berat pipa beserta fluida didalamnya yang tidak kecil tersebut harus

mampu ditahan oleh tumpuan dan sambungan flange yang ada. Semakin

panjang jarak tumpuannya maka semakin berat momen yang dihasilkan

sehingga memerlukan kekuatan tumpuan dan sambungan flange yang

lebih besar.

4. Mampu mengatasi beban fatigue.

Rotating equipment seperti pompa dan generator yang selalu berputar

mengakibatkan beban fatigue terhadap pipeline yang berhubungan

langsung terhadapnya. Dengan adanya beban fatigue dapat mengakibatkan

jenis kegagalan tersendiri terhadap pipeline tersebut. Sehingga sebuah

pipeline harus memiliki kemampuan untuk menahan beban fatigue.

5. Mampu mengatasi beban termal

Fluida didalam pipeline tersebut beroperasi pada temperatur yang berbeda-

beda tergantung pada proses yang dilakukan. Temperatur yang tinggi

tersebut mengakibatkan material pipa mengalami ekspansi. Sehingga suatu

pipeline harus dapat menahan beban eksapansi yang diakibatkan

temperatur yang tinggi tersebut.

7

Gambar 2. 1 Contoh Sistem Perpipaan[5]

Dalam sebuah sistem perpipaan terdapat berbagai macam komponen

didalamnya seperti katup, percabangan, belokan dan lain sebagainya. Dalam

menyambungkan berbagai macam komponen dengan pipa dalam sistem perpipaan

tersebut selalu menggunakan sambungan flange. Sambungan flange tersebut harus

memiliki performansi yang sangat baik dan memiliki semua kriteria yang harus

dimiliki sebuah pipeline seperti yang dijelaskan diatas. Demikian juga spesifikasi

yang dimiliki oleh sebuah sambungan flange tersebut harus diketahui benar-benar

ketika mau melakukan pemasangan maupun penggantian.

2.2 Risk Based Inspection

Risk Based Inspection adalah salah satu program dimana inspeksi terhadap

suatu pipeline atau sistem dilakukan berdasarkan resiko yang dapat ditimbulkan.

Semakin besar resiko yang dapat ditimbulkan dari suatu pipeline, maka semakin

rutin program inspeksi yang dilakukan. Dengan melakukan inspeksi seperti

corrective maintanance dan sebagainya, diharapkan kerusakan, kegagalan atau

resikonya bisa dikurangi.

Yang dimaksud dengan resiko tersebut adalah kemungkinan dampak yang

dapat ditimbulkan suatu pipeline terhadap lingkungan dan orang disekelilingnya,

serta berbagai macam kerugian yang dapat ditimbulkan seperti kerugian ekonomi

akibat berhentinya proses produksi. Pada Risk Based Inspection program tersebut,

8

besarnya resiko didefinisikan dari perkalian antara Consequence of Failure dan

Probability of Failure. Dimana Consequence of Failure menggambarkan besarnya

konsekuensi yang dapat ditimbulkan terhadap lingkungan sekitarnya. Sedangkan

Probability of Failure menyatakan besarnya kemungkinan kerusakan yang dapat

terjadi akibat pembebanan dan sebagainya. Hal ini dapat dilihat pada gambar

dibawah ini.

Gambar 2. 2 Diagram RBI[3]

Gambar 2. 3 Risk Assessment Model[3]

Risk

Probability Consequence

RISK = Pof x Cof

9

Dari gambar Diagram RBI diatas dapat dilihat ada beberapa kegiatan

untuk melakukan RBI program antara lain adalah pengumpulan data,

pengkategorian resiko dan perencanaan program inspeksi. Output utama dari

program tersebut adalah sebuah program inspeksi, dimana diketahui kapan akan

melakukan suatu inspeksi dengan metode tertentu. Pada kesempatan kali ini

penuis hanya menjelaska tentang pengkategorian resiko.

Secara umum, besarnya nilai kategori resiko sebuah pipeline dikategorikan

dengan menggunakan mapping dari kategori resiko. Dimana nilai tersebut

didapatkan dari perkalian antara probaility of failure dan consequence of failure.

Berikut diberikan contoh mapping pengkategorian resiko.

Gambar 2. 4 Risk Matrix Berdasarkan API 581[1]

Gambar risk matrix diatas menunjukkan daerah dimana suatu pipeline

masih dapat diterima atau harus melakukan corrective maintenance terhadap

pipeline tersebut. Daerah atau range tersebut berada didaerah tertentu berdasarkan

nilai consequence dan probability. Dengan mengetahui risk suatu pipeline

diharapkan unscheduled shutdown dapat dikurangi.

10

Pada penganalisaan sebuah pipeline perlu sekali untuk membagi pipeline

tersebut menjadi beberapa bagian berdasarkan kondisi dalam pipeline tersebut itu

sendiri dan kondisi lingkungannya. Misalkan untuk bagian pipeline yang

merupakan minor atau mayor harus dibagi berdasarkan ukuran diameternya.

Sedangkan untuk kondisi lingkungan dimana pipeline ditempatkan juga harus

dibedakan. Misalkan untuk bagian pipeline yang terletak diatas tanah akan

berbeda dengan bagian pipeline yang memotong sungai. Misalkan juga pipeline

yang ada di hutan akan berbeda dengan pipeline yang menembus jalan raya di

hutan tersebut.

Gambar 2. 5 Pembagian Pipeline Menjadi Beberapa Segmen[2]

Pembagian tersebut dilakukan berdasarkan karakteristik dari pipeline yang

berbeda-beda setiap kondisi lingkungan yang berbeda. Misalkan dijalan akan

menerima beban dinamik yang lebih sering dibandingkan yang ditengah hutan.

Sedangkan untuk sebuah pipeline yang mempunyai panjang yang besar bisa

menembus sungai, jalan raya dan sebagainya. Untuk setiap bagian tersebut harus

dianalisis berdasarkan karakteristik dan kondisi lingkungannya masing-masing.

Dibawah ini ditunjukkan dua buah metode untuk menentukan

pengkategorian resiko sebuah pipeline.

Segmen 1 Segmen 2 Segmen 3

11

2.3 Pengkategorian Resiko Berdasarkan Metode Muhlbauer

Metode pertama yang digunakan untuk menentukan besarnya kategori

resiko sebuah pipeline adalah metode Muhlbauer. Dalam metode ini ada beberapa

faktor yang diperhitungkan untuk menentukan besarnya kategori resiko sebuah

pipeline. Beberapa faktor yang mempengaruhi dapat dilihat pada gambar dibawah

ini.

Gambar 2. 6 Flowchart Pengkategorian Resiko Metode Muhlbauer[2]

Dari Flowchart diatas dapat kita lihat beberapa faktor yang menentukan

kategori resiko suatu pipeline. Dari sini kita akan mengetahui besarnya resiko

tersebut berdasarkan skor relatif yang diperoleh suatu pipeline dengan

memasukkan setiap faktor yang ada.

2.3.1 Probability of Failure (PoF)

Probability of Failure menyatakan besarnya kemungkinan suatu pipeline

atau sistem untuk mengalami kegagalan. Besarnya suatu kemungkinan tersebut

dipengaruhi oleh beberapa faktor. Dalam pipeline risk assessment tersebut ada

beberapa faktor antara lain adalah third-party damage factor, corrosion factor,

design factor dan incorrect operation factor.

Setiap faktor tersebut menentukan seberapa besar kemungkinan terjadinya

kegagalan. Misalnya untuk faktor korosi, maka untuk pipeline yang berada pada

daerah yang memiliki korosivitas tinggi akan mengakibatkan mudah terkorosi,

12

sehingga kemungkinan untuk terjadinya kegagalan akibat korosi tersebut semakin

besar.

2.3.2 Consequence of Failure (CoF)

Consequence of Failure (CoF) menyatakan besarnya konsekuensi yang

dapat ditimbulkan akibat adanya kegagalan dari suatu pipeline atau sistem.

Setelah mengetahui besarnya konsekuensi yang mungkin dapat ditimbulkan maka

dapat ditentukan besarnya resiko yang dapat ditimbulkan. Besarnya kategori CoF

berdasarkan metode Muhlbauer ini lebih mengarah kepada lingkungan sekitar

pipeline.

Pada pengkategorian resiko metode Muhlbauer ini, CoF disebut sebagai

Leak Impact Factor yang menyatakan besarnya akibat yang dapat ditimbulkan

karena kegagalan / kebocoran suatu pipeline.

Gambar 2. 7 Leak Impact Factor (CoF) Flowchart[2]

Dari flowchart diatas dapat dilihat beberapa faktor yang mempengaruhi

CoF. Pada PoF nilai masing – masing faktor dijumlahkan, sementara pada CoF

setiap faktor dikalikan satu dengan yang lainnya untuk mendapatkan besarnya

nilai consequence of failure tersebut. Untuk lebih jelasnya tentang setiap faktor

tersebut akan dibahas pada pembahasan selanjutnya tentang Leak Impact Factor.

13

2.3.3 Third-party Damage Factor

Seperti yang telah dijelaskan sebelumnya, salah satu faktor yang mempengaruhi

PoF atau kemungkinan terjadinya kegagalan adalah third-party damage. Faktor

ini memperhitungkan kemungkinan terjadinya kegagalan akibat adanya pengaruh

dari aktivitas disekeliling dari pipeline tersebut. Misalnya adalah pengaruh dari

aktivitas manusia terhadap eksitasi dari pipeline. Semakin jauh dari kontak

terhadap manusia maka semakin kecil resiko yang dapat ditimbulkan.

Dalam third-party damage ini terdapat beberapa faktor yang

diperhitungkan. Untuk setiap faktor ini memberikan pengaruh yang berbeda-beda

berdasarkan dengan efek yang dihasilkan. Untuk menghasilkan seberapa besar

pengaruh third-party damage factor ini, kita harus memperhitungkan setiap faktor

yang mempengaruhinya. Setelah mengetahui berapa besar pengaruh setiap faktor,

kemudian kita jumlahkan dan dihasilkan seberapa besar kemungkinan terjadinya

kegagalan yang diakibatkan oleh third-party damage factor tersebut.

Dari masing – masing faktor tersebut mempunyai skor masing – masing.

Penentuan skor untuk masing – masing komponen adalah sebagai berikut[2]:

1. Minimum depth of cover (weighting: 20%), that consider to:

a. Soil cover

b. Type of soil (rock, clay, sand, etc.)

c. Pavement type (asphalt, concrete, none, etc.)

d. Warning tape or mesh

e. Water depth

Dari faktor – faktor tersebut telah didapatkan beberapa poin sebagai

berikut:

- 20 – (Amount of cover in inches ÷ 3) = point value …………...(2-1)

- Depth below water surface:

i. 0-5 ft 7 pts

ii. 5 ft – maximum anchor depth 4 pts

iii. > maximum anchor depth 0 pt

- Depth bellow bottom of waterway (add these points to the points

from depth bellow water surface):

14

i. 0-2 ft 10 pts

ii. 2-3 ft 7 pts

iii. 3-5 ft 5 pts

iv. 5 ft – maximum dredge depth 3 pts

v. > maximum dredge depth 0 pt

- Concrete coating (add these points to the points assigned for water

depth and burial depth):

i. None 5 pts

ii. Minimum 1 in. 0 pt

- Adding for cover:

i. 2 in. of concrete coating = 8 in. off additional cover

ii. 4 in. of concrete coating = 12 in. of additional cover

iii. Pipe casing = 24 in. of additional cover

iv. Concrete slab (reinforced) = 24 in. of additional cover

v. Warning tape = 6 in. of additional cover

vi. Warning mesh = 18 in. of additional cover

2. Activity level (weighting: 20%), that consider to:

a. Population density

b. Stability of the area (construction, renovation, etc.)

c. One calls

d. Other buried utilities

e. Anchoring, dredging

Dari faktor – faktor tersebut telah didapatkan beberapa poin sebagai

berikut:

- High activity level (20 points)

This area is characterized by one or more of the following:

i. Class 3 population density (as defined by DOT CFR49 part

192)

ii. High population density as measured by some other scale

iii. Frequent construction activities

15

iv. High volume of one-call or reconnaissance reports (>2 per

week)

v. Rail or roadway traffic that poses a thread

vi. Many other buried utilities nearby

vii. Frequent damage from wildlife

viii. Normal anchoring area when offshore

ix. Frequent dredging near the offshore line

- Medium activity level (12 points)

This area is characterized by one or more of the following:

i. Class 2 population density (as defined by DOT)

ii. Medium population density nearby, as measured by some

other scale

iii. No routine construction activities that could pose a threat

iv. Few one-call or reconnaissance report (<5 per month)

v. Few buried utilities nearby

vi. Occasional wildlife damage

- Low activity level (5 points)

This area is characterized by all of the following:

i. Class 1 population density (as defined by DOT)

ii. Rural, low population density as measured by some other

scale

iii. Virtually no activity report (<10 per year)

iv. No routine harmful activities in the area (agricultural

activities where the equipment cannot penetrate to within I ft

of the pipeline depth are sometimes consider harmless)

- None (0 point)

The maximum point level is awarded when there is virtually no

chance of any digging or other harmful third-party activities near

the line.

16

3. Aboveground facilities (weighting: 10%),

a. Vulnerability (distance, barriers, etc.)

b. Threats (traffic volume, traffic type, aircraft, etc.)

Dari faktor – faktor tersebut telah didapatkan beberapa poin sebagai

berikut:

- No aboveground facilities 0 pt

- Aboveground facilities 10 pts

Reduce any of the following that apply (total not to exceed 10 pts):

i. Facilities more than 10 ft from vehicle 5 pts

ii. Area surrounded by 6-ft chain-link fence 2 pts

iii. Protective railing (4-in. steel pipe or better) 3 pts

iv. Trees (12 in. in diameter), wall, or other substantial

structure(s) between vehicles and facility 4 pts

v. Ditch (minimum 4-ft depth/width) between vehicles

and facility 3 pts

vi. Signs (“Warning,” ”No Trespassing,” “Hazard,” etc.)

1 pt

4. Line locating (weighting: 15%),

a. Mandated

b. Response by owner

c. Well-known and used

Dari faktor – faktor tersebut telah didapatkan beberapa poin sebagai

berikut:

- Effectiveness 6 pts

- Proven record of efficiency and reliability 2 pts

- Widely advertised and well known in community 2 pts

- Meet minimum ULCCA standards 2 pts

- Appropriate reaction to calls 5 pts

- Maps and records 4 pts

17

Final score = 15 – (sum of all points has gotten from above) ……...(2-2)

But minimum score = 0 pt

5. Public education (weighting: 15%),

a. Methods (door-to-door, mail, advertisements, etc.)

b. Frequency

Dari faktor – faktor tersebut telah didapatkan beberapa poin sebagai

berikut:

- Mailouts 2 pts

- Meetings with public officials once per year 2 pts

- Meetings with local contractors/excavators once per year 2 pts

- Regular education programs for community groups 2 pts

- Door-to-door contact with adjacent residents 4 pts

- Mailouts to contractors/excavators 2 pts

- Advertisements in contractor/utility publications

once per year 1 pt

Final score = 15 – (sum of all points has been gotten from above) … (2-3)

6. Right-of-way condition (weighting: 5%),

a. Signs (size, spacing, lettering, phone numbers, etc.)

b. Markers (air vs ground, size, visibility, spacing, etc.)

c. Overgrowth

d. Undergrowth

Dari faktor – faktor tersebut telah didapatkan beberapa poin sebagai

berikut:

- Excellent (0 pt)

Clear and unencumbered ROW; route clearly indicated; signs and

markers visible from any point on ROW or from above; even if one

sign is missing, signs and markers at all roads, railroads, ditches,

18

water crossings; all changes of direction are marked; air patrol

markers are present.

- Good (2 pts)

Clear route (no overgrowth obstructing the view along the ROW

from ground level or above); well marked; markers are visible

from every point of ROW or above if all are in place; signs and

markers at all roads, railroads, ditches, water crossings.

- Average (3 pts)

ROW not uniformly cleared; more markers are needed for clear

identification at roads, railroads and waterways.

- Bellow average (4 pts)

ROW is overgrown by vegetation in some places; ground is not

always visible from the air or there is not a clear line of sight

along the ROW from ground level; indistinguishable as a pipeline

ROW in some places; poorly marked.

- Poor (5 pts)

Indistinguishable as a pipeline ROW; no (or inadequate) markers

present.

7. Patrol (weighting: 15%),

a. Ground patrol frequency

b. Ground patrol effectiveness

c. Air patrol frequency

d. Air patrol effectiveness

Dari faktor – faktor tersebut telah didapatkan beberapa poin sebagai

berikut:

- Daily 0 pt

- Four days per week 3 pts

- Three days per week 5 pts

- Two days per week 6 pts

19

- Once per week 8 pts

- Less than four times per month; more than once per month 11 pts

- Less than once per month 13 pts

- Never 15 pts

Untuk setiap faktor tersebut harus diperhitungkan. Dan diharapkan setiap

analisis yang dilakukan harus memperhitungkan hal tersebut. Dan setelah setiap

faktor diperhitungkan kemudian kita menjumlahklannya dan diperoleh skor dari

third-party damage factor tersebut. Setelah diketahui berapa faktor yang diperoleh

kemudian kita dapat menentukan apakah pipeline tersebut termasuk kedalam

kategori tinggi, sedang atau rendah kemungkinannya untuk gagal yang

diakibatkan oleh faktor tersebut.

2.3.4 Corrosion Factor

Faktor ini memperhitungkan kemungkinan terjadinya korosi yang

diakibatkan oleh faktor lingkungan maupun produk didalam pipeline itu sendiri.

Semakin korosif suatu lingkungan atau fluida didalam pipeline tersebut maka

akan semakin besar kemungkinan untuk terjadinya kegagalan yang diakibatkan

oleh korosi tersebut. Demikian juga kondisi dari pipeline itu sendiri. Misalkan

kondisi coating atau proteksi katodik yang digunakan mempunyai pengaruh

terhadap ketahanan pipeline tersebut terhadap korosi yang dapat terjadi. Semakin

baik kondisinya maka semakin kecil kemungkinan untuk terjadinya kegagalan

yang diakibatkan oleh korosi tersebut.

Untuk mengetahui seberapa besar pengaruh dan bagaimana menentukan

besarnya nilai atau skor yang diperoleh pada faktor tersebut dapat dilihat pada

penjelasan dibawah ini.

Indek korosi tersebut bergantung pada beberapa faktor dibawah ini[2]:

20

1. Atmospheric corrosion (weighting: 10%), yang bergantung pada:

a. Atmospheric Exposures (weighting: 5%)

- Casings

- Ground soil interface

- Hot spot

Dari semua faktor diatas didapatkan beberapa poin sebagai berikut

berdasarkan setiap faktornya:

i. Air/Water interface 5 pts

ii. Casing 4 pts

iii. Insulation 3 pts

iv. Supports/hangers 3 pts

v. Ground/air interface 2 pts

vi. Other exposures 1 pt

vii. None 0 pt

b. Atmospheric Type (weighting: 2%)

- Temperature

- Humidity

- Contaminants

Dari semua faktor diatas didapatkan beberapa poin sebagai berikut

berdasarkan setiap faktornya:

i. Chemical and marine 2 pts

ii. Chemical and high humidity 1.5 pts

iii. Marine, swamp, coastal 1.2 pts

iv. High humidity and high temperature 0.8 pts

v. Chemical and low humidity 0.4 pts

vi. Low humidity and low temperature 0 pt

vii. No exposure 0 pt

21

c. Atmospheric Coating (weighting: 3%)

- Fitness (weighting: 1.5%)

Based on quality of coating and it application.

Dari faktor tersebut telah didapatkan poin sebagai berikut:

i. Good 0 pt

ii. Fair 0.5 pts

iii. Poor 1 pt

iv. Absent 1.5 pts

- Conditions (weighting: 1.5%)

Based on quality of inspection and defect correction program.

Dari faktor tersebut telah didapatkan poin sebagai berikut:

i. Good 0 pt

ii. Fair 0.5 pts

iii. Poor 1 pt

iv. Absent 1.5 pts

2. Internal Corrosion (weighting : 20%), yang bergantung pada:

a. Product Corrosivity (weighting: 10%)

- Flowstream Conditions

- Upset Conditions

Dari semua faktor diatas didapatkan beberapa poin sebagai berikut

berdasarkan setiap faktornya:

i. Strongly corrosive 10 pts

ii. Mildly corrosive 7 pts

iii. Corrosive only under special conditions 3 pts

iv. Never corrosive 0 pt

b. Preventions (weighting: 10%)

- Internal coating

- Operational measures

22

- Monitoring

Dari semua faktor diatas didapatkan beberapa poin sebagai berikut

berdasarkan setiap faktornya:

i. None 10 pts

ii. Internal monitoring 8 pts

iii. Inhibitor injection 6 pts

iv. Not needed 0 pt

v. Internal coating 5 pts

vi. Operational measures 7 pts

vii. Pigging 7 pts

3. Subsurface Corrosion (weighting : 70%), bergantung pada:

a. Subsurface Environment (weighting : 20%)

- Soil Corrosivity (weighting : 15%)

i. Resistivity

ii. pH

iii. MIC

Based on resistivity:

High 6 pts

Medium 3 pts

Low 0 pt

Do not known 6 pts

Based on pH:

A pH < 3 and 9 < PH 5.25 pts

pH = 3 – 9 0 pt

Based on MIC:

No MIC 0 pt

MIC 3.75 pts

23

[Soil corrosicity score] = [Resistivity score] + [pH score] +

[MIC] …………………………………………………………… (2-4)

- Mechanical Corrosion (weighting : 5%)

i. Stress level

ii. Stress cycling

iii. Temperature

iv. Coating

Maximum score (5 pts) will calculated if all of the following

criteria are present:

Operating stress > 60% specified minimum yield

strength

Operating temperature > 100o F

Distance from compressor station < 20 miles

Age > 10 years

Coating system other than fusion bonded epoxy (FBE)

b. Cathodic Protection (weighting : 25%)

- Effectiveness (weighting : 15%)

i. CIS polarization 0 pt

If CIS polarization not applied 7.5 pts

ii. CIS on (current applied) 0 pt

If CIS polarization on not applied 4.5 pts

iii. CIS off (current is interrupted) 0 pt

If CIS polarization off not applied 3 pts

[Effectiveness] = [CIS polarization] + [CIS on] + [CIS off] ..(2-5)

- Interference Potential (weighting : 10%)

i. AC related

No AC power is within 1000 ft of pipeline 0 pt

24

AC power is nearby, but preventive measure

are being used to protect the pipeline 1-2 pts

AC power is nearby, but no preventive

actions are being taken 3 pts

ii. Shielding (blocking of protective currents)

Shielding situations is apply like coating 1 pt

No potential for shielding 0 pt

iii. DC related

Other buried metal in maximum distance 500 ft 6 pts

More than 500 ft 0 pt

[Interference Potential] = [AC related] + [Shielding] + [DC

related]…………………………………………………………………(2-6)

c. Coating (weighting : 25%)

- Fitness (weighting : 10%)

Coating fitness

Good 0 pt

Fair 3.33 pts

Poor 6.66 pts

Absent 10 pts

- Condition (weighting : 15%)

i. Inspection

Good 0 pt

Fair 3 pts

Poor 4.5 pts

Absent 7.5 pts

ii. Correction of defects

Good 0 pt

Fair 3 pts

Poor 4.5 pts

25

Absent 7.5 pts

Untuk setiap kondisi yang terjadi harus diperhitungkan dengan

memasukkan setiap faktor tersebut. Barulah kemudian dijumlahkan sehingga

diketahui seberapa besar kemungkinan terjadinya kegagalan yang diakibatkan

oleh faktor tersebut.

2.3.5 Design Factor

Faktor desain merupakan sebuah faktor yang memperhitungkan kekuatan

desain suatu pipeline terhadap beban yang ditanggungnya. Pada faktor ini

memperhitungkan beberapa faktor seperti safety factor, kekuatan terhadap beban

fatigue, test kekuatannya dan lain sebagainya. Semua faktor ini lebih

memperhitungkan integritas suatu pipeline tersebut terhadap kondisi operasi dan

umur operasinya.

Faktor – faktor desain ini menghasilkan beberapa perhitungan poin yang

akan dijumlahkan untuk mendapatkan desain faktor kategori tinggi, medium atau

rendah. Perhitungan poin tersebut adalah sebagai berikut[2]:

1. Safety factor (weighting: 35%), that consider to:

a. Max pressure

b. Normal pressure

c. Material strength

d. Pipe wall thickness

e. External loading

f. Diameter

g. Strength of fittings

h. Valves

i. Components

Dari semua faktor diatas didapatkan beberapa poin sebagai berikut

berdasarkan setiap faktornya:

- Based on actual wall thickness:

(2 – t) x 35 = point value…………………………………………(2-7)

But, when t < 1, point value is 45 pts

26

t = ratio of actual pipe wall thickness to pipe wall thickness

required

or we can see in this table:

Tabel 2. 1 Actual Thickness Score[2]

t Points

< 1.0 45 (warning)

1.0 – 1.1 31.5

1.11 – 1.20 28

1.21 - 1.40 21

1.41 – 1.60 14

1.61 – 1.80 7

> 1.81 0

- Based on operating pressure:

[2 - (Design-to-MOP ratio)] x 35 = point value……………...(2-8)

But, when (Design-to-MOP ratio) < 1, point value is 45 pts

MOP = Maximum operating pressure

Design = Design pressure

or we can see in this table:

Tabel 2. 2 Design-to-MOP ratio Score[2]

Design-to-MOP ratio Points

2.0 0

1.75 – 1.99 7

1.50 – 1.74 14

1.25 – 1.49 21

1.10 – 1.24 28

1.00-1.09 35

<1.00 45 (warning)

27

2. Fatigue (weighting: 15%), that consider to:

a. Pressure cycle magnitude

b. Pressure cycle frequency

c. Material toughness

d. Diameter/wall thickness ratio

Dari semua faktor diatas didapatkan beberapa poin sebagai berikut

berdasarkan setiap faktornya:

Tabel 2. 3 Score of MOP and Life Cycles Combination[2]

Lifetime Cycles %MOP

<103 103 – 104 104 – 105 105 – 106 >106

100 8 10 12 14 15

90 6 9 11 13 14

75 5 8 10 12 13

50 4 7 9 11 12

25 3 6 8 10 11

10 2 5 7 9 10

5 1 4 6 8 9

3. Surge potential (weighting: 10%), that consider to:

a. Fluid bulk modulus

b. Pipe modulus of elasticity

c. Rate of flow stoppage

d. Flow rates

Dari semua faktor diatas didapatkan beberapa poin sebagai berikut

berdasarkan setiap faktornya:

Based on evaluate the chances of a pressure surge of magnitude

greater than 10% of system MOP:

- High Probability 10 pts

- Low probability 5 pts

- Impossible 0 pt

28

4. Integrity Verification (weighting : 25%), that consider to:

a. Verification date

b. Pressure test level

Dari semua faktor diatas didapatkan beberapa poin sebagai berikut

berdasarkan setiap faktornya:

- (1.5 - H) x 30 = point score (up to a maximum of 15 points)...(2-9)

But, when H < 1, point value is 15 pts

Else when H > 1.41, point value is 0 pt

H = Test pressure/MOP

i. H<1.10 (1.10 = test pressure 10% above MOP) 15 pts

ii. 1.11<H<1.25 10 pts

iii. 1.26<H<1.40 5 pts

iv. H>1.41 0 pt

- Time since last test: ………………………………………………(2-10)

Points = years since test

But when (years since inspection) > 10, point value is 10 pts

Point based on pressure test = (2-91) + (2-10)

5. Land movement (15% weighting in example model)

a. Seismic shaking

b. Fault movement

c. Subsidence

d. Landslide

e. Water bank erosion

Dari semua faktor diatas didapatkan beberapa poin sebagai berikut

berdasarkan setiap faktornya:

Potential for significant (damaging) soil movement:

- High 15 pts

- Medium 10 pts

- Low 5 pts

- None 0 pt

29

- Unknown 15 pts

2.3.6 Incorrect Operation Factor

Pada incorrect operation factor tersebut lebih memperhitungkan kepada

kehandalan dari proses perancangan pipeline sebelum dibuat, proses pemasangan

dari pipeline tersebut, proses operasi sehari – hari termasuk operatornya dan

proses maintenance dari pipeline itu sendiri. Semakin ideal suatu proses tersebut

terhadap suatu standar yang baku maka kemungkinan untuk gagal akan semakin

berkurang. Sedangkan jika proses tersebut jauh lebih buruk dari apa yang

seharusnya maka akan semakin besar kemungkinannya suatu pipeline tersebut

akan mengalami kegagalan. Misalkan ketika pemasangan atau konstruksi dari

pipeline tersebut sembarangan tanpa suatu prosedur yang jelas maka kemungkinan

gagal karena faktor ini akan semakin besar jika dibandingkan dengan pemasangan

dengan prosedur yang benar.

Faktor incorrect operation ini terdiri dari banyak beberapa faktor yang

diperhitungkan. Pemberian poin untuk setiap faktor sebagai berikut[2]:

1. Design (weighting: 30%), that consider to:

a. Hazard Identification (4%)

For every one criteria that following will reduce of maximum point

(4):

- Hazard studies

- Hazard documentation

- Current condition identification

- Formal hazard identification process

b. MOP Potential (12%)

From this factor has been gotten points based on assignment schedule:

- Routine 12 pts

- Unlikely 7 pts

- Extremely Unlikely 2 pts

- Impossible 0 pt

30

c. Safety Systems (10%)

From this factor has been gotten points based:

- No safety devices present 10 pts

- On site, one level only 7 pts

- On site, two or more levels 4 pts

- Remote, observation only 9 pts

- Remote, observation and control 7 pts

- Non-owned, active witnessing 12 pts

- Non-owned, no involvement 13 pts

- Safety systems not needed 0 pt

d. Material Selection (2%)

- All new and replacement material conform to original

specification 0 pt

- Several conform to original specification 1 pt

- Never conform to original specification 2 pts

e. Checks (2%)

- Design process was carefully monitored and checked 0 pt

- Random monitored and checked 1 pt

- Never monitored and checked 2 pts

2. Construction process when installation (weighting: 20%), that consider

to:

a. Inspection when build the construction (10%)

- All aspect of construction is checked by inspection 0 pt

- Random inspection 5 pts

- Never inspected 10 pts

b. Materials (2%)

- Procedural material selection 0 pt

- No procedural material selection 2 pts

c. Joining (2%)

- All of joints are inspected by industry-accepted practices0 pt

- Several joints are inspected 1 pt

31

- No inspection 2 pts

d. Backfill (2%)

- Apply of knowledge of good backfill/support technique 0 pt

- No knowledg 2 pts

e. Handling (2%)

- Good materials handling practise and storage technique 0 pt

- Good enough materials handling practise and storage

technique 1 pt

- Worst materials handling practise and storage

technique 2 pts

f. Coating (2%)

- Constructor care in applying and reapplied coating 0 pt

- Sometimes care to applying coating 1 pt

- Not care to applying coating 2 pts

3. Operations (weighting: 35%), that consider to:

a. Procedure (7%)

- Procedure quality and use of all pipeline operating

aspect are exist 0 pt

- Just several aspect procedure are exist 4 pts

- No existing procedure 7 pts

b. SCADA/Communications (3%)

- All critical activities are monitored 0 pt

- Most critical activities are monitored 1 pt

- Some critical activities are monitored 2 pts

- No SCADA system exist 3 pts

c. Drug Testing (2%)

- All employees are tested 0 pt

- Random testing 1 pt

- No drug testing 2 pts

d. Safety Programs (2%)

- Strong safety program 0 pt

32

- Just critical area safety program 1 pt

- No safety program 2 pts

e. Surveys/Maps/Records (5%)

All of the following criteria is reducing one score of maximum score

for every criteria based on characteristic of maps/records :

- Comprehensive : amount of the system covered by maps and

records

- Detail : level of detail shown (depth, landmarks, pipe

specification, leak history, current condition, etc)

- Clarity : ease of reading

- Timeliness of update

- Document management system : ensuring version control and

ready access to information

f. Training (10%)

All of the following criteria will reduce of maximum score based

on every criteria :

- Documented minimum requirements 2 pts reducing

- Testing 2 pts reducing

Topic recovered:

i. Product characteristic 0.5 pts reducing

ii. Pipeline material stresses 0.5 pts reducing

iii. Pipeline corrosion 0.5 pts reducing

iv. Control and operations 0.5 pts reducing

v. Maintenance 0.5 pts reducing

vi. Emergency drills 0.5 pts reducing

- Job procedure (as appropriate) 2 pts reducing

- Scheduled retraining 1 pt reducing

g. Mechanical Error Preventers (6%)

- Three-way valves with dual instrumentation 2 pts

- Lock-out devices 4 pts

- Key-lock sequence programs 4 pts

- Computer permissives 4 pts

33

- Highlighting of critical instruments 5 pt

4. Maintenance (weighting : 15%), that consider to:

a. Documentation (2%)

- Documentation of every maintenance program 0 pt

- Critical area documentation 1 pt

- No documentation 2 pts

b. Schedule (3%)

- Good schedule for routine maintenance 0 pt

- Critical equipment maintenance schedule 1 pt

- No schedule 3 pts

c. Procedures (10%)

- All equipment maintenance procedure are exist 0 pt

- Just critical equipment maintenance procedure are exist 5 pts

- No existing procedure 10 pts

2.3.7 Leak Impact Factor (CoF)

Seperti yang telah dijelaskan diatas, bahwa leak impact faktor merupakan

faktor yang memperhitungkan adanya pengaruh suatu pipeline terhadap

lingkungan sekitarnya yang termasuk manusia. Faktor – faktor yang

mempengaruhinya dapat dilihat secara lebih lagi pada diagram alir dibawah ini.

Didalam leak impact factor ini, terdapat beberapa faktor yang memberikan

pengaruh terhadap kategori resiko. Setiap faktor tersebut diperhitungkan,

kemudian dikalikan untuk setiap faktornya. Dari perkalian yang sifatnya linier

tersebut dapat kita ambil kesimpulan apakah efek yang ditimbulkan termasuk

dalam kategori rendah, medium atau tinggi.

LIF = product hazard (PH) x [leak (L) & dispersion (D)] x receptors

(R)……………………………………………………………………………………(2-11)

34

1. Product Hazard, that consider to[2]:

a. Acute Hazards

- Nf (Flammability factor)

i. Noncombustible Nf = 0

ii. FP>200oF Nf = 1

iii. 100oF < FP < 200 oF Nf = 2

iv. FP < 100oF and BP < 100 oF Nf = 3

v. FP < 73oF and BP < 100 oF Nf = 4

Where,

FP = flash point

BP = boiling point

- Nr (Reactivity factor)

Exotherm, oC (peak temperature)

i. > 400 Nr = 0

ii. 305 – 400 Nr = 1

iii. 215 – 305 Nr = 2

iv. 125 – 215 Nr = 3

v. < 125 Nr = 4

- Nh (Toxicity factor)

i. No hazard beyond that of ordinary combustibles Nh = 0

ii. Only minor residual injury is likely Nh = 1

iii. Prompt medical attention required to avoid

temporary incapacitation Nh = 2

iv. Material causing serious temporary or residual

injury Nh = 3

v. Short exposure causes death or major injury Nh = 4

b. Chronic Hazard, that consider to:

- Aquatic toxicity

- Mammalian

toxicity

- Environmental

persistence

- Ignitability

- Corrosivity

35

- Reactivity

Gambar 2. 8 Chronic Hazard Flowchart[2]

Assess the acute hazard

Nf, Nh, and Nr

Is the product hazardous?

Chronic model

Yes

RQ = 5000 2 pts RQ = 1000 4 pts RQ = 100 6 pts RQ = 10 8 pts RQ = 1 10 pts

Is the product hazardous by the definition AND volatile?

RQ = 5000 2 pts

Yes

Is a formal cleanup

required?

RQ = 100 6 pts

Yes

Examples: Benzene Toluene Butadiene Chlorine

Examples: Methane Ethane Propane Ethylene Propylene

RQ = “none” 6 pts

No

Examples: Fuel oil Water Diesel Nitrogen Kerosene Hydrogen Brine

36

Tabel 2. 4 Fluid Properties Score[2]

Product Nh Nf Nr RQ pointsChemical, etc 0 2 2 5Hidrogen Sulfide 4 0 4 6Nitrogen 0 0 0 0Methane 4 0 0 2Ethane 4 0 0 2Prophane 4 0 1 2Isobutane 4 0 1 2Normal Butane 4 0 1 2Isopentane 4 0 1 6Normalpentane 4 0 1 6Normalhexane 3 0 1 6Heptane 3 0 3 6Water 0 0 0 0Ethylene Glycol 1 0 2 6

Tabel 2. 5 Hazardous Score to Aquatic Toxicity[2]

RQ (lb) Aquatic toxicity (LC50 range) (mg/L)

1 <0.1

10 0.1 – 1.0

100 1 – 10

1000 10 – 100

5000 100 - 500

Product Hazard score = Nh + Nf + Nr + RQ………………………(2-12)

2. Leak/Spill Volume (LV) & Dispersion (D)

a. Leak/Spill Volume (LV)

- Product State

- Flow rate

- Diameter

- Pressure

- Product

characteristics

- Failure size

- Leak detection

37

b. Dispersion (D)

- Weather

- Topography

- Surface flow

resistance

- Product

characteristics

- Volume released

- Emergency

response

Based on final contaminant release, there are three different type of

scoring system:

i. Hazardous liquid releases

Liquid spill score:

Tabel 2. 6 Liquid Spill Score[2]

Pounds spilled Point score<1,000 11,001-10,000 210,001-100,000 3100,001-1,000,000 4>1,000,000 5

This quantity of spill is calculated after 10 minutes.

With liquid flow:

PgCAq Δ= ρ288 ………………………………………(2-13)

A = cross-sectional area of the pipe (ft2)

C = flow coefficient (usually between 0.9 and 1.2)

g = acceleration of gravity (32.2 ft/sec per second)

PΔ = change in pressure across the orifice (psi)

ρ = weight density of fluid (lb/ft3)

q = flow rate (lb/sec)

38

ii. Hazardous vapor releases

Gas spill score:

Tabel 2. 7 Gas Spill Score[2]

0-5,000 5,000-50,000 50,000-500,000 >500,000≥50 1 pts 2 pts 3 pts 4 pts28-49 2 3 4 5≤27 3 4 5 6

Product released after 10 minutes (lb)MW

This quantity of spill is calculated after 10 minutes.

With vapor flow:

PgYCAq Δ= ρ288 ………………………………………………(2-14)

Y = expansion factor (usually between 0.65 and 0.95)

A = cross-sectional area of the pipe (ft2)

C = flow coefficient (usually between 0.9 and 1.2)

g = acceleration of gravity (32.2 ft/sec per second)

PΔ = change in pressure across the orifice (psi)

ρ = weight density of fluid (lb/ft3)

q = flow rate (lb/sec)

3. Receptor (R)

a. Population Density (Pop)

- Population density or type

DOT classifications of house counts and equivalent densities

39

Tabel 2. 8 DOT Classification[2]

DOT class

location One-mile house count

One-mile population

count (estimated)

1 < 30

2 10 – 46 30 – 150

3 > 46 or high-occupancy buildings 150 – 400

4 Multistory buildings prevalent > 400

Population density score:

Tabel 2. 9 Population Density Score[2]

Population type DOT class Population score

Extraordinary situation 10

Multistory buildings 4 8 – 9

Commercials 8

Residential urban 7

Residential suburban 3 6

Industrial 5

Semi rural 2 4

Rural 1 2

Isolated, very remote 1

b. Environmental Considerations (Env)

- Environmental Sensitivity

Based on table II.11 (max point = 0.9)

c. High-Value Areas (HVA)

- HVA description

Based on table II.11 (max point = 0.9)

Total Receptors = (Pop+Env+HVA) …………………………………(2-15)

40

Tabel 2. 10 Environmental sensitivity and HVA Score[2]

Environment Sensitivity High-value description ScoreVital sites for species propagation Rare equipment-hard to replace facility 0.9Water supplyer, mangrov Very high property value 0.8Difficult access or extensive remediation Important historycal or archaelogical sites 0.7rip rap structures or gravel beaches Long-term damage to algiculture 0.6Mixed sand and gravel beaches Low-profile hystorycal 0.5national state parks and forests Unusual public interest in this site 0.4Fine grained sand beach warehouse, storage facility, small offices 0.3bedrock river banks Picnic grouns, gardens, high-use public area 0.2shoreline with rocky shores, cliffs, or bank Property values are high than normal 0.1No extra ordinary damage No extra ordinary damage 0

Receptor (R) = Population Density (Pop) + Environmental

Considerations (Env) + High-Value Areas (HVA) ………………(2-16)

Dari semua faktor diatas didapatkan nilai maksimum sebagai berikut:

LIF = product hazard (PH) x [leak (L) & dispersion (D)] x receptors (R)

Didapatkan bahwa nilai maksimum dari LIF = 2000 poin

2.4 Pengkategorian Resiko Berdasarkan API 581

Metode perhitungan resiko yang kedua adalah dengan menggunakan API

581. Perhitungan kategori berdasarkan API 581 terdiri dari 3 tingkatan. Tingkatan

– tingkatan tersebut adalah sebagai berikut.

1. Kualitatif

Pengkategorian resiko kualitatif dilakukan dengan memberikan skor pada

beberapa statement. Dimana untuk mendapatkan setiap skor diperlukan

asumsi – asumsi yang diperlukan untuk perhitungan. Dalam perhitungan

kategori ini, dilakukan dengan tidak secara detail, namun dilakukan

dengan memberikan pendekatan – pendekatan.

2. Semi kuantitatif

Pendekatan yang kedua ini merupakan pendekatan yang dilakukan secara

lebih detail lagi. Dimana perhitungan dilakukan dengan mengunakan nilai

– nilai yang secara matematik bukan dengan poin – poin yang diberikan

41

berdasarkan berbagai asumsi. Dalam pendekatan ini, perhitungan kategori

dilakukan dengan penilaian yang lebih objektif. Dimana perhitungan

dilakukan dengan memperhatikan kondisi aktual dari pipeline. Dalam

perhitungan kategori ini, lebih memperhatikan kondisi aktual dari pipeline

dan pengaruh terhadap manusia dan lingkungan apabila terjadi kegagalan.

3. Kuantitatif

Perhitungan kuatitatif merupakan perhitungan yang paling detail. Dimana

perhitungannya sama dengan perhitungan semi kuantitatif. Namun pada

perhitungan kuantitatif ini diperhitungkan bagaimana pengaruh terhadap

segi ekonomi apabila terjadi suatu kegagalan pada sebuah pipeline, yang

mana pada semi-kuantitatif tidak dilakukan.

Pada kesempatan ini, penulis akan membahas tentang perhitungan secara

kuantitatif saja. Hal ini dilakukan karena pendekatan berdasarkan Muhlbauer

dilakukan dengan pendekatan secara kualitatif. Dimana pendekatan secara

kuantitatif dilakukan dengan perhitungan yang lebih detail.

2.4.1 Perhitungan secaral kuantitatif

Seperti yang telah dijelaskan diatas, bahwa dalam menghitung kategori

resiko terdapat dua buah faktor yaitu probability of failure (Pof) dan consequence

of failure (Cof). Untuk setiap faktor yang mempengaruhi besarnya Pof dan Cof,

dapat dilihat pada gambar dibawah.

Level IIIRisk Matrix

Probability of Failure Calculation

Consequences of Failure Calculation

Generic Failure Frequency

Management System Evaluation

Factor

Equipment Modification

Factor

Flammable Consequence

Environmental Consequences

Business Interruption

Consequences

Gambar 2. 9 Metode Perhitungan Secara Kuantitatif[1]

42

Untuk setiap faktor yang mempengaruhi besarnya kategori sebuah pipeline

tersebut, dijelaskan lebih detail pada penjelasan pada sub-bab selanjutnya.

Didalam perhitungan kategori resiko berdasarkan metodologi API 581,

besarnya lubang kebocoran pada pipa yang terjadi dikategorikan menjadi 4

kategori. Dimana kategori tersebut didasarkan pada besarnya ukuran rata - rata

lubang kebocoran. Pengkategorian ukuran lubang tersebut dilakukan untuk

mendefinisikan konsekuensi yang dapat ditimbulkan apabila terjadi kegagalan.

Kategori pebagian besarnya ukuran lubang dapat dilihat pada Tabel 2. 11 dibawah

ini.

Tabel 2. 11 Klasifikasi Ukuran Lubang[1]

Hole Size Range Representative Value

Small 0 – ¼ inches ¼ inch

Medium ¼ - 2 inches 1 inch

Large 2 – 6 inches 4 inch

Rupture > 6 inches Entire diameter of item up to

a maximum size of 16 inches

Ukuran lubang tersebut diambil untuk perhitungan pada Pof dan Cof.

Dimana Setiap ukuran lubang yang diambil bergantung pada ukuran diameter dari

pipeline. Dalam perhitungan Pof dan Cof, ukuran lubang yang dipakai harus lebih

kecil atau sama dengan diameter dari pipa. Misalkan untuk diameter pipeline 1

inch, maka ukuran lubang yang dipakai adalah ¼ dan 1 inch. Sedangkan untuk

pipeline dengan diameter 4 inch, ukuran lubang yang digunakan adalah ¼, 1 dan 4

inch.

2.4.2 Probability of Failure (PoF)

Seperti pada gambar 2.9 diatas, ditunjukkan bahwa terdapat 3 buah faktor

yang mempengaruhi besarnya nilai PoF. Pengaruh setiap faktor terhadap besarnya

nilai PoF tersebut dapat dilihat pada persamaan dibawah ini.

43

Berdasarkan API RP 581 PoF ditunjukkan hubungan sebagai berikut:

x MSEFGFF x EMF =(PoF) Failure ofy Probabilit ………………(2-17)

Dimana,

GFF = frekuensi kegagalan generik (Generic Failure Frequency)

EMF = faktor peralatan (Equipment Modification Factor)

MSEF = faktor manajemen (Management System Evaluation

Factor)

Gambar 2. 10 Metode Perhitungan Probability of Failure (PoF) [1]

Untuk mengetahui bagaimana cara untuk mendapatkan setiap nilai dari

GFF, EMF dan MSEF dijelaskan pada subbab dibawah ini.

2.4.2.1 Frekuensi Kegagalan Generik (Generic Failure Frequency)

Besarnya nilai frekuensi kebocoran yang kemungkinan terjadi pada setiap

peralatan ditunjukkan pada Tabel 2. 12 dibawah ini. Nilai tersebut diambil dari

API 581 yang besarnya ditentukan dari penelitian yang telah dilakukan. Besarnya

frekuensi kegagalan setiap peralatan berbeda – beda besarnya bergantung dengan

besarnya ukuran lubang pada pipa.

Process SubfactorContinuity

StabilityRelief valves

Universal SubfactorPlant condition

Cold weatherSeismic activity

Generic Failure Frequency

Equipment Modification Factor

Management System Evaluation Factor

Technical Module Subfactor

Damage rateInspection effectiveness

Mechanical SubfactorEquipment complexityConstruction code Life cycle Safety factors Vibration monitoring

X X

44

Tabel 2. 12 Klasifikasi Ukuran Lubang[1]

2.4.2.2 Faktor Management (Management System Evaluation Factor)

Faktor management merupakan sebuah faktor yang memperhitungkan

adanya pengaruh management terhadap besarnya nilai probability of failure.

Besarnya nilai faktor ini dapat dilihat pada grafik dibawah ini.

Gambar 2. 11 Management Evaluation Score vs PSM Modification Factor[1]

45

2.4.2.3 Faktor Peralatan (Equipment Modification Factor)

Faktor peralatan merupakan sebuah faktor yang memiliki dampak yang

cukup besar akibat frekuensi kegagalannya. Didalam sebuah peralatan terdapat

beberapa faktor yang mempengaruhi besarnya kategori resiko. Faktor – faktor

tersebut dikategorikan sebagai berikut:

2.4.2.3.1 Technical Module Sub Factor (TMSF)

TMSF merupakan sebuah faktor yang paling berpengaruh terhadap

besarnya ketegori PoF. Dalam perhitungannya TMSF berhubungan dengan tipe /

jenis kegagalan yang mungkin terjadi pada peralatan secara spesifik disini adalah

pipeline. Besarnya kemungkinan kegagalan tersebut diperhitungkan berdasarkan

kemungkinan tipe kegagalan dari pipeline. Terdapat delapan jenis tipe kegagalan

yang mungkin dapat terjadi pada pipeline. Tipe – tipe kegagalan tersebut adalah

sebagai berikut:

1. Thinning

2. Stress Corrosion Cracking (SCC)

3. High Temperature Hydrogen Attack (HTHA/embrittlement)

4. Furnace Tube Failure

5. Mechanical Fatigue on Piping

6. Brittle Fracture

7. Equipment Linings

8. External Corrosion

Untuk menghitung TMSF, semua kemungkinan jenis kegagalan diatas

akan dipertimbangkan. Nilai masing – masing faktor berdasarkan jenis kegagalan

akan diperhitungkan untuk mengetahui besarnya TMSF.

TMSF adalah kombinasi dari masing – masing tipe kegaglan yang didapat

dari perhitungan masing – masing faktor. Hasil dari perhitungan masing – masing

faktor tersebut dijumlahkan untuk mendapatkan nilai akhir dari TMSF. Untuk

46

mengetahui perhitungan dari setiap tipe kegagalan tersebut dapat dilihat pada

pejelasan dibawah ini.

1. Thinning Technical Module

Thinning technical module merupakan tie kegagalan yang paling umum terjadi

pada pipeline. Dimana pipa mengalami penipisan tebal, kemudian karena

penipisan tersebut akhirnya kebocoran terjadi. Technical module ini

mengasumsikan bahwa mekanisme penipisan terjadi dengan laju rata-rata

penipisan yang dianggap konstan. Kemungkinan kegagalan diperkirakan dengan

menganalisa laju penipisan lebih besar dari apa yang diharapkan. Kemungkinan

laju yang tinggi ini ditentukan melalui berbagai inspeksi dan online-monitoring

yang telah dilakukan. Semakin sering inspeksi dilakukan dan dengan pemakain

online monitoring yang kontinu, maka kemungkinan laju penipisan lebih besar

dari yang diharapkan akan semakin kecil kemungkinannya.

a. Perhitungan a.r/t

a.r/t merupakan sebuah faktor yang diperhitungkan untuk

menentukan besarnya nilai TMSF berdasarkan besarnya laju penipisan

pipa. Dimana:

a = umur (years) t = tebal dinding (inches)

r = laju korosi (inches/year)

Laju korosi didapatkan berdasarkan data inspeksi yang dilakukan.

Dimana laju korosi merupakan perubahan tebal pipa dibagi dengan umur

dari pipeline tersebut.

Jika laju korosi tidak ada, pendekatan laju korosi harus ditentukan

untuk setiap mekanisme penipisan yang potensial menggunakan metode

pada Appendix G API 581. Dimana setiap mekanisme penipisan tersebut

dipengaruhi oleh jenis fluida didalam pipeline.

47

b. Penentuan Type of Thinning

Berdasarkan hasil inspeksi yang dilakukan sepanjang dinding pipa,

maka akan diketahui tipe penipisan pipa tersebut. Tipe penipisan dinding

pipa ada dua macam yaitu general dan lokal. Dimana dalam sebuah

pipeline, kedua tipe penipisan general dan lokal bisa diketemukan.

Untuk mendapatkan nilai yang lebih konservatif, jika dalam sebuah

pipeline terdapat dua tipe penipisan global dan lokal, maka perhitungan

dilakukan untuk tipe penipisan yang lokal. Hal ini dilakukan karena pada

umumnya, penipisan secara lokal akan memiliki laju korosi yang lebih

besar dibandingkan dengan penipisan secara global. Kebocoran akan

memungkinkan terjadi pada daerah yang lokal karena laju korosi yang

cepat.

c. Perhitungan TMSF

Untuk menghitung besarnya TMSF yang terjadi pada pipeline,

diperlukan data jumlah inspeksi dan efektivitasnya. API 581 Tabel G-6A

dan B memberikan contoh dari aktifitas inspeksi untuk penipisan general

dan lokal, berturut-turut keduanya intrusive (butuh masuk ke dalam

peralatan) dan non-intrusive (dapat dilakukan secara eksternal)

Keefektifan setiap inspeksi dapat di karakteritikan melalui tabel G-

6A dan G-6B pada API 581. Nilai keefektifan inspeksi paling tinggi akan

digunakan untuk menentukan technical module subfactor. Jika telah

dilakukan beberapa kali inspeksi dengan keefektifan yang rendah maka

mereka dapat disamakan dengan setara dengan inspeksi dengan

keefektifan yang tinggi berdasarkan kepada hubungan di bawah ini:

1. “Usually Effective” inspection = 1 “Highly Effective”

Inspection.

2. “Fairly Effective” inspection = 1 “Usually Effective” Inspection.

48

d. Penyesuaian TMSF

Besarnya penyesuaian nilai TMSF diambil berdasarkan

perbandingan tekanan operasi pada pipeline dengan tekanan maksimum

yang diperbolehkan. Apabila pipeline beroperasi pada tekanan dibawah

MAWP (maximum allowable working pressure), hal ini dapat

menurunkan kemungkinan terjadinya kegagalan, oleh karena itu faktor

overdesign harus diperhatikan. Overdesign ratio dapat dihitung dengan

menggunakan persamaan berikut:

Overdesign ratio = - Remaining CA

act

act

TT

.............................................(2-18)

atau

MAWPOverdesign ratio = OP

...............................................................(2-19)

Dimana:

Ratio of the actual thickness

CA Remaining corrosion allowanceactT =

=

Rasio ini kemudian dikonversikan dengan menggunakan tabel

yang disediakan oleh Tabel G-8 API 581.

Untuk mengurangi kemungkinan kegagalan, online monitoring

corrosion biasanya digunakan di berbagai proses untuk mencegah

kegagalan akibat korosi. Dengan menggunakan on-line monitoring maka

perubahan laju korosi dapat diketahui sebelum dilakukan inspeksi

periodic. Online monitoring faktor dapat dilihat pada tabel G-9 API 581.

Apabila dalam sebuah pipeline terdapat lebih dari satu jenis on-line

monitoring, maka faktor yang tertinggi yang akan dipaka untuk

perhitungan.

Untuk melakukan penyesuaian TMSF dapat dihitung dengan

menggunakan formula sebagai berikut:

Original TMSF Overdesign FactorAdjusted TMSF = On-line Monitoring Factor

× ...................(2-20)

49

Untuk melakukan perhitungan TMSF thinning pada pipa/pipeline,

ada faktor khusus yang perlu diperhitungkan.

Faktor koreksi pada pipa dilakukan apabila terdapat injection poin

atau deadleg. Dimana injection poin dan deadleg tersebut diperhitungkan

apabila efektivitas terhadap inspeksi pada injection poin dan deadleg

tersebut sangat rendah.

2. Stress Corrosion Cracking (SCC) Technical Module

Bagian dari TMSF ini memperhitungkan adanya pengaruh stress

corrosion cracking (SCC). Dimana jenis dari kegagalan ini akan terjadi

apabila terdapat daerah yang korosi pada pipa disertai dengan tegangan yang

cukup. Biasanya kegagalan ini terjadi pada daerah lasan.

Dibawah ini ditunjukkan jenis – jenis SCC yang kemungkinan dapat

terjadi dikarenakan adanya lingkungan yang korosif dari fluida dalam

pipeline maupun lingkungan luar.

a. Caustic cracking

b. Amine cracking

c. Sulfide Stress cracking

d. Hydrogen-induced cracking dan Stress-oriented hydrogen-

induced cracking (SOHIC)

e. Carbonate cracking

f. Polythionic acid cracking (PTA)

g. Chloride cracking (CISCC)

h. Hydrogen stress cracking pada HF (HSC-HF)

i. HIC/SOHIC – HF

Seperti pada thinning technical modul, SCC technical module juga

dipengaruhi oleh adanya keefektifan dan frekuensi inspeksi terhadap pipeline.

Haal ini dapat dilihat pada appendix H API 581. Selain itu on-line monitoring

juga diperhitungkan seperti pada thinning diatas.

50

Original TMSF years since last inspectionFinal TMSF = On-line Monitoring Factor

×........(2-21)

3. High Temperature Hydrogen Attack (HTHA/embrittlement) Technical

Module

Technical module ini memperhitungkan pengaruh adanya unsur

hydrogen terhadap kemungkinan kegagalan pada pipeline. Dimana HTHA

terjadi pada material carbon steel dan low alloy steel yang terekspos ke

lingkungan dengan tekanan parsial hidrogen yang tinggi pada temperature

elevasinya. Hal ini menyebabkan difusi atom hidrogen ke dalam steel

kemudian bereaksi dengan karbida di dalam mikrostruktur.

2 2

4

H H (pemisahan atom hidrogen)4H+MC CH M

⇔⇔ +

Susceptibility pada HTHA berdasarkan kepada lamanya peralatan

terekspos pada lingkungan dengan tekanan parsial hidrogen yang tinggi pada

temperature elevasi. Parameter yang digunakan untuk menghubungkan ketiga

parameter ini adalah:

2

4log( ) 3.09 10 ( )(log( ) 14)V HP P T t−= + × + ...........................................(2-22)

Dimana;

2HP = tekanan parrsial hidrogen dalam kgf/cm2 (lkgf/cm2= 14.2 psia)

T = temperature dalam °K (°K = °C + 273),t = waktu dalam jam

Seperti pada technical module yang lain, pengaruh dari program

inspeksi diperhitungkan. Dimana program inspeksi tersebut diperhitungkan

berdasarkan schedule dari inspeksi dan efektivitas program inspeksi tersebut.

Tabel I-5 API 581 menunjukkan nilai akhir dari HTHA technical module.

4. Furnace Tube Failure Technical Module

Technical module ini dilakukan untuk mengetahui besarnya

kemungkinan kegagalan dari sebuah furnace tube. Dimana untuk pipeline hal

ini tidak mungkin terjadi.

51

5. Mechanical Fatigue on Piping Technical Module

Fatigue merupakan salah satu bentuk penyebab kegagalan yang sering

terjadi pada peralatan yang mengalami beban tidak tetap. Didalam pipeline,

kegagalan fatigue bisa terjadi akibat tekanan fluida di daerah tertentu yang

tidak konstan. Misalkan untuk sebuah katup yang menahan aliran fluida,

dapat mengakibatkan adanya hentakan dari fluida. Akibatnya daerah ini bisa

menerima beban fatigue. Basic susceptibilty terhadap mechanical fatigue

tergantung kepada tiga parameter, yaitu:

a. Banyaknya kegagalan akibat ini sebelumnya.

b. Akibat dari getaran.

c. Sumber getaran dalam jangkauan 50 ft.

6. Brittle Fracture Technical Module

Technical module ini merupakan technical module yang

memperhitungkan adanya pengaru dari material yang getas. Dimana

kegetasan dari material tersebut akan terjadi pada kondisi tertentu.

Modul ini membahas mengenai penentuan kegagalan pada peralatan

akibat adanya brittle fracture. Ruang lingkup dari modul ini adalah:

a. Low temperature/low toughness fracture

b. Temper embrittlement

c. 885 degree embrittlement

d. Sigma phase embrittlement

7. Equipment Linings Technical Module

Lining merupakan material yang digunakan untuk meningkatkan

ketahanan korosi dari sebuah pipeline. Dengan adanya lining fluida yang

bersifat korosif dapat ditahan pengaruhnya terhadap material pipa oleh lining.

Namun demikian ada kemungkinan kegagalan terjadi pada lining dari

pipeline. Misalnya terlepasnya ikatan antara lining dengan material pipa.

Kemungkinan kegagalan dari lining tersebut dapat diperhitungkan dengan

52

memperhatikan dua buah faktor utama yaitu kondisi lining dan on-line

monitoring.

8. External Damage Technical Module

External damage technical module merupakan kemungkinan technical

module yang terakhir yang digunakan untuk menghitung besarnya

kemungkinan kegagalan pada pipeline. Dimana jenis kegagalan yang

diperhitungkan disini adalah kegagalan yang diakibatkan oleh faktor dari luar

seperti adanya korosi dari luar. Semua kemungkinan yang dapat terjadi pada

korosi eksternal diperhitungkan terhadap kemungkinan kegagalan dari

pipeline. Adapun pada external damage disini, dilakukan untuk 4 buah jenis

tipe kegagalan yaitu:

a. External Corrosion Carbon & Low Alloy Steels

b. CUI untuk Carbon dan Low Alloy Steels

c. External SCC untuk Austenitic Stainless Steels

d. External CUI SCC untuk Austenitic Stainless Steels

Untuk mendapatkan nilai akhir dari TMSF, maka semua TMSF yang

terdapat diatas dijumlahkan.

TMSF = Thinning TMSF + SCC TMSF + HTHA TMSF + Fatigue TMSF +Brittle TMSF + Lining TMSF + External TMSF

(2-23)

2.4.2.3.2 Perhitungan Process Subfactor

Process subfactor merupakan faktor probability yang memperhitungkan

adanya pengaruh dari parameter proses dari pipeline terhadap besarnya

kemungkinan kegagalan. Dimana faktor – faktor yang diperhitungkan antara lain

adalah stabilitas dari sebuah proses. Semakin stabil sebuah proses akan semakin

kecil probability of failure sebuah pipeline. Selain itu kontinuitas sebuah pipeline

juga mempengaruhi besarnya nilai PoF.

53

2.4.2.3.3 Perhitungan Mechanical Subfactor

Mechanical subfactor merupakan faktor dari peralatan yang

memperhitungkan segi mekanik dari pipeline. Dimana segi mekanik ini

diperhitungkan berdasarkan desain awal dari pipeline. Dimana subfaktor ini

dipengaruhi oleh kompleksitas, safety factor, code, life cycle, vibration

monitoring.

2.4.2.3.4 Perhitungan Universal Subfactor

Universal subfactor merupakan subfactor yang terakhir yang

mempengaruhi besarnya equipment modification factor. Subfator ini

memperhitungkan adanya pengaruh kondisi secara keseluruhan sistem yang ada.

Untuk pipeline kondisi ini berhubungan dengan kondisi platform atau plant,

gempa, temperatur lingkungan dan sebagainya.

Setelah semua nilai dari faktor – faktor yang mempengaruhi besarnya nilai

likelihood diketahui, kita bisa menghitung besarnya nilai likelihood dengan

mengalikan antara

2.4.3 Consequence of Failure (CoF)

Berdasarkan perhitungan kategori menggunakan metode API 581, secara

umum CoF dapat dibagi kedalam 3 kategori yaitu safety consequence,

environmental consequence dan economical consequence. Masing – masing

consequence tersebut dibahas sebagai berikut:

1. Safety Consequence

Kategori consequence ini merupakan sebuah consequence yang

berhubungan dengan keselatan tehadap manusia. Dimana setiap orang

yang berada di sekitar pipeline tersebut memiliki kemungkinan untuk

mengalami dampak apabila terjadi kegagalan pada pipeline. Besarnya

konsekuensi ini biasanya dihitung berdasarkan besarnya orang yang dapat

meninggal apabila terjadi kegagalan.

54

2. Environmental Consequence

Kategori resiko yang kedua ini berhubungan dengan besarnya konsekuensi

yang dapat ditimbilkan terhadap lingkungan apabila terjadi kegagalan. Hal

ini berhubungan dengan luas area lingkungan sekitar pipeline yang

mendapatkan pengaruh apabula terjadi kegagalan. Pengaruh terhadap

lingkungan tersebut juga dipengaruhi oleh jenis fluida yang ada didalam

pipeline. Apabila fluida memiliki sifat yang beracun, hal ini

mengakibatkan besarnya pengaruh terhadap lingkungan daripada fluida

yang tidak beracun.

3. Economical Consequence

Merupakan sebuah konsekuensi yang berhubungan dengan besarnya

kerugian yang diakibatkan bila terjadi kegagalan terhadap pipeline. Hal ini

dapt diukur dengan memperhatikan besarnya biaya yang diperlukan

apabila terjadi luka atau kematian terhadap manusia. Selain itu besarnya

kerugian akibat tidak berproduksi sistem dalam selang waktu tertentu

merupakan salah satu faktor yang diperhitungkan.

Cara untuk mendapatkan setiap kategori Cof diatas akan dijelaskan pada

masing –masing subbab dibawah ini.

2.4.3.1 Penentuan Release Rate

Release rate merupakan komponen dasar untuk menghitung besarnya Cof

yang dapat ditimbulkan apabila terjadi kegagalan pada pipeline. Release rate

menyatakan laju aliran fluida ke lingkungan sekitar ketika terjadi kebocoran.

Berdasarkan perhitungan yang dilakukan aliran fluida yang keluar dari pipeline

berbeda – beda bergantung dengan sifat masing – masing fluida.

Perhitungan Release rate dibedakan antara fluida cair dan gas. Fluida cair

dan gas akan memiliki sifat yang berbeda ketika mengalami kebocoran. Dibawah

ini akan dijelaskan mengenai perhitungan kedua tipe fluida tersebut.

1. Perhitungan Release rate untuk Fluida Cair

55

Perhitungan Release rate untuk fuida cair diperhitungkan berdasarkan berat

jenis awal dari fluida tersebut. Berat jenis fluida dapat diperoleh dari data

sampel yang diambil. Apabila berat jenis tersebut tidak ada, dapat dilakukan

pendekatan dengan menggunakan tabel 7-2 pada API 581. Berdasarkan berat

jenis fluida tersebut, laju aliran fluida dapat dihitung dengan menggunakan

rumus 7.1 pada API 581 sebagai berikut:

32.22144L dQ C A DPρ= ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ................................................................(2-24)

Dimana:

2

3

liquid release rate (ft/sec)discharge coefficient (=0.61)

cross-sectional area for each hole size (ft ) fluid density (lb/ft )

L

d

QC

Aρ

==

=

=

2. Perhitungan Release rate untuk Fluida Gas

Untuk tipe fluida gas, laju aliran dari fluida bergantung dengan jenis/regim

dari fluida setelah keluar dari pipeline. Dengan memperhitungkan tekanan

operasi dan tekanan transisi dari fluida gas, terdapat 2 jenis/regim gas yang

dilepaskan yaitu sonic gas dan subsonic gas. Untuk perhitungannya

diperlukan material heat capacity yang dapat dilihat pada API 581 Tabel 7-2.

Tekanan transisi fluida gas tersebutdapat dihitung dengan menggunakan

persamaan sebagai berikut:

112

KK

trans aKP P

−+⎛ ⎞= ⎜ ⎟⎝ ⎠

...........................................................................(2-25)

Dimana;

.....................................................................................(2-26)

56

ideal gas constant (1.987 BTU/R = 0mol.lb F)

transition pressure (psia)

atmospheric pressure (psia)trans

a

PP

=

=

a. Sonic Gas

Sonic gas terjadi ketika tekanan operasi lebih besar dari tekanan

transisi. Release rate dapat dihitung dnegan menggunakan persamaan

sebagai berikut: 112( )

144 1

KK

cg d

gKMw sonic C APRT K

+−⎛ ⎞ ⎛ ⎞= ⎜ ⎟ ⎜ ⎟+⎝ ⎠ ⎝ ⎠

.......................................(2-27)

Dimana:

2

mol

0

( ) sonic gas release rate (lb/sec)

discharge coefficient (=1)

cross-sectional area for each hole size (ft )upstream pressure (psia)molecular weight (lb/lb )

upstream temperature ( R)

g

d

w sonic

C

APM

T

=

=

===

=

b. Sub Sonic Gas

Sub Sonic Gas terjadi apabila tekanan operasi sama atau lebih kecil

dari tekanan transisi. Release rate dapat dihitung dnegan menggunakan

persamaan sebagai berikut:

2 1

2( ) 1144 1

KK K

c a ag d

g P PKMw subsonic C APRT K P P

−⎡ ⎤⎛ ⎞ ⎛ ⎞⎛ ⎞ ⎛ ⎞ ⎢ ⎥= −⎜ ⎟ ⎜ ⎟⎜ ⎟ ⎜ ⎟⎢ ⎥+⎝ ⎠ ⎝ ⎠⎝ ⎠ ⎝ ⎠

⎣ ⎦

.....(2-28)

57

Dimana: ( ) subsonic gas release rate (lb/sec)gw subsonic =

2

mol

0

discharge coefficient (=1)

cross-sectional area for each hole size (ft )upstream pressure (psia)molecular weight (lb/lb )

upstream temperature ( R)

dC

APM

T

=

===

=

2.4.3.2 Penentuan Release type

Release type menunjukkan type alira fluida setelah keluar dari pipeline.

Tipe aliran fluida setelah keluar dari pipeline memiliki dua macam tipe aliran

yaitu aliran instantaneous dan continuous. Dimana tipe masing – masing aliran

tersebut bergantung dengan sifat masing –masing fluida dan kondisi operasinya.

Dibawah ini ditunjukkan untuk mengetahui tipe aliran fluida setelah keluar

pipeline. Dimana penentuan dari jenis aliran dilakukan berdasarkan jumlah

seluruh fluida yang keluar setelah selang waktu 3 menit.

1. Instantaneous

Apabila jumlah fluida yang keluar pipeline selama selang waktu 3 menit

lebih besar dari 10000 lbs.

2. Continuous

Apabila jumlah fluida yang keluar pipeline selama selang waktu 3 menit

lebih kecil atau sama dengan 10000 lbs. Namun apabila ukuran lubang

adalah ¼ inch, tipe aliran fluida selalu continuous.

Fasa dari fluida ketika keluar dari pipeline memiliki kemungkinan untuk

berubah dari fasa yang satu ke fasa yang lain. Perubahan fasa tersebut dipengaruhi

oleh sifat dari fluida ketika berada didalam pipeline dan kondisi operasi dari

pipeline tersebut. Sebagai contoh adalah gasolin yang digunakan untuk mengisi

korek api. Ketika masih didalam tabung, gasolin ini berada dalam kondisi cair.

Namun ketika disemprotkan keluar, fasa dari gasolin tersebut berubah menjadi

58

fasa gas. Berdasarkan tabel 7-5 API 581, terdapat empat macam Release type dari

fluida setelah keluar dari pipeline.

1. Instantaneous gas

2. Instantaneous liquid

3. Continuous gas

4. Continuous liquid

2.4.3.3 Perhitungan Flammable Consequence

Flammable consequence merupakan kategori consequence yang

memeperhitungkan pengaruh kegagalan terhadap kerusakan yang diderita oleh

sistem atau peralatan. Perhitungan kategori resiko diperhitungkan dengan

memperhitungkan besarnya area yang terkena dampak akibat kegagalan.

Perhitungan besarnya konsekuensi akibat kebakaran dibedakan menjadi

dua kriteia. Dimana untuk fluida yang memiliki kemungkinan terbakar dengan

sendirinya tanpa adanya pemicu berbeda dengan fluida yang tidak bisa terbakar

dengan sendiri. Hasil akhir dari perhitungan flammable consequence ini dapat

ditunjukkan dalam besarnya area/luas daerah yang terkena dampak akibat

kebocoran.

2.4.3.4 Perhitungan Toxic Consequence

Toxic consequence merupakan kategori consequence yang

memperhitungkan besarnya pengaruh fluida toxic terhapad mahkluk hidup

disekitarnya. Toxic consequence ini dapat dihitung hanya untuk fluida yang

memiliki sifat racun. Adapun fluida – fluida yang diperhitungkan sebagai toxic

fluida berdasarkan API 581 adalah hidrogen flouride (HF), hidrogen sulfide

(H2S), amonia (NH3) dan chlorine (Cl).

59

2.4.3.5 Perhitungan Environtmental Consequence

Environmental consequence merupakan kategori resiko yang

memperhitungkan pengaruh kegagalan terhadap lingkungan. Besarnya

environmental consequence ini diperhitungkan berdasarkan jumlah biaya yang

diperlukan untuk membersihkan fluida yang terkontaminasi ke dalam lingkungan.

Dalam perhitungannya perhitungan environmental consequence ini

diperhitungkan hanya untuk fluida yang memiliki normal boiling poin lebih kecil

daripada -300 F. Untuk fluida yang memiliki normal boiling poin lebih besar

daripada -300 F environmental consequence ini tidak cocok lagi untuk

diperhitungkan.

2.4.3.6 Perhitungan Business Interruption Consequence

Bussiness interuption consequence adalah kategori consequence yang

memperhitungkan pengaruh kegagalan dari pipeline terhadap kerugian ekonomi

yang ditanggung. Besarnya nilai kerugian tersebut diperhitungkan dengan

memperhitungkan efek kerugian apabila terjadi kecelakaan terhadap manusia,

lingkungan. Efek yang lain adalah kerugian karena tidak beroperasinya pipeline

akibat kegagalan. Serta jumlah fluida yang hilang akibat kegagalan tersebut.

Perhitungan konsekuensi terhadap segi ekonomi dilakukan dengan

menghitung luas area yang terkena dampak dikalikan dengan kerugian yang

diderita setiap luas area. Selain itu diperhitungkan juga kerugian karena tidak

beroperasinya sistem selama selang waktu tertentu.

2.4.3.7 Perhitungan Kategori CoF

Dengan menggunakan hasil perhitungan setiap kategori CoF diatas, dapat

kita lakukan pengambilan nilai terakhir dari CoF dengan mengambil nilai yang

tertinggi dari setiap kategori CoF. Untuk melakukan perhitungan tersebut dapat

dilihat pada gambar 2.12.

60

Gambar 2. 12 Perhitungan Kategori Consequence of Failure[1]

2.4.4 Metode Penampilan Hasil Analisis Risk

Seperti yang telah dijelaskan diatas, bahwa perhitungan katergori resiko

ditentukan dari besarnya nilai PoF dan CoF yang diperoleh berdasarkan hasil

perhitungan. Dengan menggunakan risk matrix seperti pada Penampilan hasil

analisis Risk biasanya di tampilkan dalam bentuk matrix. Risk matrik dalam API

RP 581 dapat dilihat pada gambar 2.13 dibawah. Dimana untuk memasukkan

setiap kategori dari Likelihood/PoF dan CoF dapat dilihat pada

Tabel 2. 13 untuk PoF dan tabel untuk CoF.

Tabel 2. 13 Pengkategorian PoF[1]

Kategori PoF Range1 PoF < 0,000001 2 0,000001< PoF < 0,00013 0,0001 < PoF < 0,0014 0,001 < PoF < 0,15 0, 1 < PoF

61

Tabel 2. 14 Pengkategorian CoF[1]

Kategori CoF Area Range (ft2) Economic Range ($)A CoF < 10 CoF < 10000B 10 < CoF < 100 10000 < CoF < 100000C 100 < CoF < 1000 100000 < CoF < 1000000D 1000 < CoF < 10000 1000000 < CoF < 10000000E 10000 < CoF 10000000 < CoF

Gambar 2. 13 Risk Matrix[1]