BAB I

PENDAHULUAN

1.1. Latar Belakang

Konsumsi listrik Indonesia setiap tahunnya terus

meningkat sejalan dengan peningkatan pertumbuhan

ekonomi nasional. Peningkatan kebutuhan listrik dikemudian

hari yang diperkirakan dapat tumbuh rata-rata 6,5% per

tahun hingga tahun 2020 (Muchlis, 2003). Sebagai

contohnya, kebutuhan listrik di Jawa-Bali hingga 2006 lalu

tercatat mencapai 18.658 MW per tahun. Kedepannya

diperkirakan akan terus meningkat sebanyak 6,2 persen

pertahun. Berarti paling tidak diperlukan daya tambahan

sebanyak 1.156,7 MW pertahunnya. Mengingat bahwa rasio

elektrifikasi, yaitu perbandingan antara jumlah rakyat

Indonesia yang telah mendapatkan pasokan energi listrik

terhadap jumlah rakyat seluruh rakyat indonesia baru

mencapai angka sekitar 57%, maka masalah

pengembangan energi listrik merupakan masalah yang

dihadapi bangsa indonesia (Marsudi, 2005).

Untuk menutupi kebutuhan listrik nasional yang

masih kurang tersebut maka PLN selaku perusahaan

nasional yang menyediakan pasokan listrik dalam negeri

telah membangun dan juga berencana membangun

beberapa pembangkit listrik baik yang menggunakan tenaga

uap maupun gas. Fakta terbaru PLN telah meresmikan PLTU

di daerah Banten yang berkapasitas ± 150 MW pada akhir

tahun 2009 (Jawa Pos, 2009).

Sejalan dengan perkembangan pembangunan

beberapa pembangkit listrik di Indonesia tentunya aspek

keselamatan dan kesehatan kerja tidak boleh

dikesampingkan terutama terkait dengan bahaya-bahaya

1

yang ada pada proses operasi pembangkitan listrik itu

sendiri. Bahaya sebenarnya bisa dideteksi dengan cara

pengidentifikasian pada lokasi-lokasi atau beberapa

komponen maupun bagian dari pembangkit misalnya pada

bagian turbin, ketel uap, superhiter, ekonomiser, atau pada

generatornya. Banyak sekali metode-metode yang sudah

tersedia untuk memudahkan proses identifikasi bahaya,

antara lain HAZOPS (Hazard and Operability Study), FMEA

(Failure Modes and Effect Analysis), FTA (Fault Tree

Analysis), ETA (Event Tree Analysis), dan lain-lain, masing-

masing metode mempunyai kelebihan dan kekurangan,

tinggal bagaimana pengidentifikasi mengoptimalkannya.

HAZOPS merupakan metode identifikasi bahaya yang

menawarkan keuntungan besar untuk meningkatkan

keselamatan, keandalan, dan pengoperasian dari suatu

industri proses dengan mengenali dan mengeliminasi

masalah potensial pada tahap desain suatu pabrik. Metode

ini juga bisa digunakan pada tahap yang lain, tidak hanya

pada tahap desain saja (Perry, 1999).

Dengan adanya metode identifikasi bahaya yang

sudah tersedia terutama metode HAZOPS, diharapkan tiap

proses operasi pada industri kelistrikan nasional terutama

PLTU yang sudah dibangun maupun yang akan dibangun

dapat berjalan sebagaimana mestinya, safe-operated, dan

aman bagi lingkungan agar kebutuhan listrik nasional dapat

terpenuhi sehingga masyarakat Indonesia menjadi makmur

dan sejahtera.

1.2. Perumusan Masalah

Masalah-masalah yang dirumuskan dalam makalah ini

antara lain :

2

1. Bagaimana menentukan proses identifikasi bahaya pada

steam turbine menggunakan metode HAZOPS.

2. Bagaimana menentukan rekomendasi pada steam turbine

berdasarkan metode HAZOPS.

1.3. Tujuan Makalah

Adapun tujuan dari pembuatan makalah ini adalah :

1. Menentukan proses identifikasi bahaya pada steam

turbine dengan metode HAZOPS.

2. Menentukan rekomendasi berdasarkan metode HAZOPS.

1.4. Manfaat Makalah

Manfaat yang didapat dari pembuatan makalah ini, yaitu :

1. Mengetahui proses operasi PLTU melalui Laboratorium

Pesawat Uap PPNS-ITS.

2. Menumbuhkembangkan pengetahuan tentang identifikasi

bahaya pada proses operasi.

1.5. Batasan Masalah

Batasan masalah dalam makalah ini antara lain :

1. Tidak ada pembahasan mengenai faktor kesalahan

manusia.

3

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

2.1. Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU)

PLTU merupakan salah satu dari jenis pembangkit

listrik yang ada di Indonesia. Pembangkit jenis ini

menggunakan bahan baku air dalam pengoperasiannya

meskipun uap adalah tenaga yang memutar turbin yang

kemudian dihubungkan dengan generator untuk

menghasilkan energi listrik.

Gambar 2.1. Siklus PLTU secara lengkap4

(sumber : http://tapakpakulangit.wordpress.com)

Secara sederhana bagaimana siklus PLTU itu bisa

dilihat ketika proses memasak air. Mula-mula air ditampung

dalam tempat memasak dan kemudian diberi panas dari

sumbu api yang menyala dibawahnya. Akibat pembakaran

menimbulkan air terus mengalami kenaikan suhu sampai

pada batas titik didihnya. Karena pembakaran terus

berlanjut maka air yang dimasak melampaui titik didihnya

sampai timbul uap panas. Uap inilah yang digunakan untuk

memutar turbin dan generator yang nantinya akan

menghasilkan energi listrik.

Air yang digunakan dalam siklus PLTU ini disebut Air

Demin (Demineralized), yakni air yang mempunyai kadar

conductivity (kemampuan untuk menghantarkan listrik)

sebesar 0.2 us (mikro siemen). Sebagai perbandingan air

mineral yang kita minum sehari-hari mempunyai kadar

conductivity sekitar 100–200 us. Untuk mendapatkan air

demin ini, setiap unit PLTU biasanya dilengkapi dengan

Desalination Plant dan Demineralization Plant yang

berfungsi untuk memproduksi air demin ini.

2.1.1. Siklus PLTU

Siklus PLTU ini adalah siklus tertutup (closed

cycle) yang idealnya tidak memerlukan lagi air jika

memang kondisinya sudah mencukupi. Tetapi

kenyataannya masih diperlukan banyak air penambah

setiap hari. Hal ini mengindikasikan banyak sekali

kebocoran di pipa-pipa saluran air maupun uap di

dalam sebuah PLTU.

Untuk menjaga siklus tetap berjalan, maka

untuk menutupi kekurangan air dalam siklus akibat

kebocoran, hotwell selalu ditambah air sesuai

5

kebutuhannya dari air yang berasal dari demineralized

tank.

Secara sederhana siklus PLTU digambarkan

sebagai berikut :

Gambar 2.2. Siklus PLTU secara sederhana

(sumber : http://tapakpakulangit.wordpress.com)

Gambar diatas tersebut bisa dijelaskan dalam

penjabaran dibawah ini :

1. Pertama-tama air demin ini berada disebuah

tempat bernama Hotwell.

2. Dari Hotwell, air mengalir menuju Condensate

Pump untuk kemudian dipompakan menuju LP

Heater (Low Pressure Heater) yang pungsinya

untuk menghangatkan tahap pertama. Lokasi

hotwell dan condensate pump terletak di lantai

paling dasar dari pembangkit atau biasa disebut

Ground Floor. Selanjutnya air mengalir masuk

ke Deaerator.

3. Di deaerator air akan mengalami proses pelepasan

ion-ion mineral yang masih tersisa di air dan tidak

diperlukan seperti Oksigen dan lainnya. Bisa pula

dikatakan deaerator memiliki pungsi untuk

menghilangkan buble/balon yang biasa terdapat 6

pada permukaan air. Agar proses pelepasan ini

berlangsung sempurna, suhu air harus memenuhi

suhu yang disyaratkan. Oleh karena itulah selama

perjalanan menuju Deaerator, air mengalamai

beberapa proses pemanasan oleh peralatan yang

disebut LP Heater. Letak deaerator berada di lantai

atas (tetapi bukan yang paling atas). Sebagai

ilustrasi di PLTU Muara Karang unit 4, deaerator

terletak di lantai 5  dari 7 lantai yang ada.

4. Dari deaerator, air turun kembali ke Ground Floor.

Sesampainya di Ground Floor, air langsung

dipompakan oleh Boiler Feed Pump/BFP (Pompa air

pengisi) menuju Boiler atau tempat “memasak” air.

Bisa dibayangkan Boiler ini seperti drum, tetapi

drum berukuran raksasa. Air yang dipompakan ini

adalah air yang bertekanan tinggi, karena itu

syarat agar uap yang dihasilkan juga bertekanan

tinggi. Karena itulah konstruksi PLTU membuat

deaerator berada di lantai atas dan BFP berada di

lantai dasar. Karena dengan meluncurnya air dari

ketinggian membuat air menjadi bertekanan tinggi.

5. Sebelum masuk ke Boiler untuk “direbus”, lagi-lagi

air mengalami beberapa proses pemanasan di HP

Heater (High Pressure Heater). Setelah itu barulah

air masuk boiler yang letaknya berada dilantai

atas.

6. Didalam Boiler inilah terjadi proses memasak air

untuk menghasilkan uap. Proses ini memerlukan

api yang pada umumnya menggunakan batubara

sebagai bahan dasar pembakaran dengan dibantu

oleh udara dari FD Fan (Force Draft Fan) dan

pelumas yang berasal dari Fuel Oil tank.

7

7. Bahan bakar dipompakan kedalam boiler melalui

Fuel oil Pump. Bahan bakar PLTU bermacam-

macam. Ada yang menggunakan minyak, minyak

dan gas atau istilahnya dual firing dan batubara.

8. Sedangkan udara diproduksi oleh Force Draft

Fan (FD Fan). FD Fan mengambil udara luar untuk

membantu proses pembakaran di boiler. Dalam

perjalananya menuju boiler, udara tersebut

dinaikkan suhunya oleh air heater (pemanas

udara) agar proses pembakaran bisa terjadi di

boiler.

9. Kembali ke siklus air. Setelah terjadi pembakaran,

air mulai berubah wujud menjadi uap. Namun uap

hasil pembakaran ini belum layak untuk memutar

turbin, karena masih berupa uap jenuh atau uap

yang masih mengandung kadar air. Kadar air ini

berbahaya bagi turbin, karena dengan putaran

hingga 3000 rpm, setitik air sanggup untuk

membuat sudu-sudu turbin menjadi terkikis.

10. Untuk menghilangkan kadar air itu, uap jenuh

tersebut di keringkan di super heater sehingga uap

yang dihasilkan menjadi uap kering. Uap kering ini

yang digunakan untuk memutar turbin.

11. Ketika Turbin berhasil berputar berputar maka

secara otomastis generator akan berputar, karena

antara turbin dan generator berada pada satu

poros. Generator inilah yang menghasilkan energi

listrik.

12. Pada generator terdapat medan magnet raksasa.

Perputaran generator menghasilkan beda potensial

pada magnet tersebut. Beda potensial inilah cikal

bakal energi listrik.

8

13. Energi listrik itu dikirimkan ke trafo untuk dirubah

tegangannya dan kemudian disalurkan melalui

saluran transmisi PLN.

14. Uap kering yang digunakan untuk memutar turbin

akan turun kembali ke lantai dasar. Uap tersebut

mengalami proses kondensasi didalam kondensor

sehingga pada akhirnya berubah wujud kembali

menjadi air dan masuk kedalam hotwell.

2.1.2. Turbin Uap (Steam Turbine)

Turbin uap adalah alat mekanik yang

mengekstrak energi panas dari uap bertekanan, dan

mengkonversinya menjadi gerakan berputar. Turbin

uap hampir mengganti keberadaan piston mesin uap

reciprocating karena mempunyai efisiensi termal lebih

besar dan rasio daya-berat yang lebih tinggi. Karena

turbin menghasilkan gerakan berputar, maka cocok

untuk menggerakkan generator listrik dan sekitar 80%

pembangkitan listrik di dunia menggunakan turbin

uap. Turbin uap adalah bentuk dari mesin panas yang

menurunkan banyak dari perkembangannya dalam

efisiensi termodinamika melalui penggunaan tahap

berlapis dalam ekspansi uap, yang dihasilkan dalam

pendekatan pada proses reversible yang ideal.

9

Gambar 2.3. Rotor dari sebuah turbin uap yang

digunakan dalam PLTU

(sumber : http://en.wikipedia.org/wiki/Steam_turbine)

2.2. Identifikasi Bahaya dan Penilaian Risiko

2.2.1. Identifikasi Bahaya

Bahaya terdapat dimana-mana, namun

sayangnya bahaya tidak selalu bahaya tersebut dapat

teridentifikasi bahkan sampai kecelakaan terjadi.

Sangat menjadi proses yang penting untuk

mengidentifikasi dan mengurangi risiko dengan baik

dalam perkembangan sebuah kecelakaan.

Bahaya dan risiko berkaitan erat dan

merupakan hal yang akan menyebabkan suatu

kecelakaan bisa terjadi. Risiko dapat dianalisa atau

dievaluasi dengan cara risk assessment (penilaian

risiko). Penilaian risiko terdiri dari penentuan kejadian

yang dapat menghasilkan sebuah kecelakaan,

probabilitas dari kejadian, dan konsekuensi/akibat dari

kejadian. Konsekuensi disini dapat berupa cedera

manusia atau hilangnya nyawa manusia, rusaknya

lingkungan, atau kerugian pada produksi dan

peralatan.

Identifikasi bahaya dan penilaian risiko

biasanya digabung dalam suatu ungkapan tertentu

yang disebut evaluasi bahaya. Penilaian risiko

biasanya disebut sebagai analisis bahaya. Prosedur

penilaian risiko yang menentukan probabilitas

biasanya sering disebut Probabilistic Risk Assesment

(PRA), sedangkan prosedur untuk menentukan

probabilitas dan konsekuensi disebut Quantitative Risk

Analysis (QRA).

10

Gambar 2.4. Prosedur identifikasi bahaya dan

Penilaian risiko

(sumber : Crowl dan Louvar, 2001)

Pada gambar 2.3. dijelaskan prosedur normal

dalam penggunaan identifikasi bahaya dan penilaian

risiko. Setelah tersedia deskripsi proses, bahaya

teridentifikasi. Berbagai macam scenario yang bisa

menyebabkan kecelakaan ditentukan. Hal ini diikuti

bersama-sama dengan probabilitas dan konsekuensi

dari kecelakaan. Informasi ini dikumpulkan pada tahap

penilaian akhir. Jika risiko diterima, kemudian studi

selesai dan proses dapat dioperasikan. Namun jika

risiko tidak diterima, suatu sistem harus

dimodifikasi/diperbaiki dan prosedur dimulai ulang.

11

Studi identifikasi bahaya dan penilaian risiko

dapat diterapkan pada tiap tahap selama desain awal

atau pada operasi yang sudah berlangsung dari suatu

proses. Jika studi diterapkan pada tahap desain awal,

maka harus diselesaikan secepatnya. Hal ini

memudahkan modifikasi dapat digabungkan secara

mudah ke dalam tahap desain akhir.

Ada banyak metode yang tersedia dalam

identifikasi bahaya dan penilaian risiko. Metode yang

tepat membutuhkan pengalaman untuk

menerapkannya. Metode identifikasi bahaya antara

lain :

1. Process hazard checklist : metode ini terdiri dari

urutan item-item dan masalah yang memungkinkan

dalam suatu proses yang harus diperiksa.

2. Hazard surveys : metode ini dapat menjadi

inventaris yang sederhana dari bahan-bahan yang

berbahaya, atau dapat sedetail index-index Dow.

Index-index Dow adalah sistem rangking, lebih

seperti form pajak yang menyediakan penalty-

penalti untuk bahaya-bahaya dan kredit untuk

peralatan dan prosedur keselamatan.

3. Hazard and operability study (HAZOP) : metode ini

menggunakan pendekatan membiarkan pikiran

bebas dalam lingkungan yang terkendali. Berbagai

macam kejadian dianjurkan pada komponen

peralatan khusus dengan peserta menentukan

bagaimana kejadian dapat berlangsung dan dapat

menimbulkan risiko.

4. Safety review : metode yang efektif tapi sedikit

formal daripada studi HAZOP. Hasil dari metode ini

12

tergantung pada pengalaman dan sinergi dari grup

yang mereview suatu proses.

Gambar 2.5. Dow Fire and Explosion Index sebagai

salah satu contoh metode identifikasi bahaya

(sumber : Crowl & Louvar, 2001)

2.2.2. Penilaian Risiko

The Standards Australia/New Zealand (AS/NZS

4360: 2004) memaparkan bahwa resiko adalah suatu

kemungkinan dari suatu kejadian yang tidak

diinginkan yang akan mempengaruhi suatu aktivitas

atau obyek.

13

Resiko tersebut akan diukur dalam terminologi

consequences (konsekuensi) dan likelihood

(kemungkinan/probabilitas). Dijelaskan juga bahwa

resiko adalah pemaparan tentang kemungkinan dari

suatu hal seperti kerugian atau keuntungan secara

finansial, kerusakan fisik, kecelakaan atau

keterlambatan, sebagai konsekuensi dari suatu

aktivitas. Dibawah ini ada beberapa contoh resiko

yang dapat terjadi dalam suatu perusahaan :

Kegagalan dalam meraih kesempatan

Kerusakan dari peralatan atau mesin-mesin produksi

Kebakaran dan kecelakaan kerja

Kerusakan dari peralatan kantor atau sistem

komputer

Pelanggaran terhadap keamanan

Resiko merupakan kombinasi dari Likelihood

dan Consequence. Likelihood merupakan

kemungkinan dalam suatu periode waktu dari suatu

resiko tersebut akan muncul. Biasanya digunakan data

historis untuk menentukan untuk mengestimasi

kemungkinan tersebut. Perhitungan kemungkinan

atau peluang yang sering digunakan adalah frekuensi.

Consequence adalah suatu akibat dari suatu

kejadian yang biasanya diekspresikan sebagai

kerugian dari suatu kejadian atau suatu resiko.

Sehingga Consequence biasanya diekspresikan

dengan biaya kerugian yang dialami dalam suatu

periode waktu dari suatu kejadian atau suatu resiko.

Oleh karena itu perhitungan resiko dilakukan dengan

mengkalikan nilai Likelihood dengan Consequence.

Risks = Likelihood x Consequences

dimana :

14

- Consequence = konsekuensi untuk suatu resiko

(Contoh:Rp)

- Likelihood = frekuensi kegagalan untuk

suatu resiko (Contoh:/th)

Sehingga nilai dari suatu resiko berupa kerugian biaya

yang dialami per tahun.

Tabel 2.1. Kategori Akibat (Consequences)

Tingkat

(Rating)

Definisi Akibat (Definition of Consequences).

HH-High

High

Kematian atau luka berat (Loss of life or serious injury)

H- High Kehilangan jam kerja, stop produksi (7 hari atau lebih), emisi berlebihan atau kerusakan berat pada peralatan.

M- Medium Kasus kecelakaan, stop produksi (1-7 hari), emisi yang cukup besar atau kerusakan sedang pada peralatan.

L- Low Stop produksi (kurang dari 1 hari), tidak ada emisi yang berarti, atau kerusakan ringan pada peralatan.

Sumber : Pertamina,2003

Tabel 2.2. Kategori Probabilitas (Probability)

Tingkat (Rating)

Definisi Probabilitas (Definition of Probability).

HH-High High

Kasus telah pernah terjadi atau sangat mungkin terjadi sepanjang umur fasilitas / pabrik.

H- High Kasus sangat mungkin terjadi sepanjang umur fasilitas / pabrik.

M- Medium Kasus dapat terjadi sepanjang umur fasilitas/pabrik.

L- Low Kasus hampir tidak mungkin terjadi sepanjang umur fasilitas / pabrik.

15

Sumber : Pertamina,2003

CO

NSEQ

UEN

CES

HH

5 6 7 7

H 4 4 5 6

M 1 2 3 3

L 1 1 1 2

L M H H

H

PROBABILITY

Gambar 2.6. Matrix Risiko

(Sumber : Pertamina,2003)

2.3. HAZOPS (Hazard and Operability Study)

Studi HAZOP adalah sebuah prosedur formal untuk

mengidentifikasi bahaya-bahaya pada fasilitas pemrosesan

kimia. Prosedur ini efektif dalam mengidentifikasi bahaya-

bahaya dan diterima dengan baik oleh industri kimia.

Ide dasar dalam studi ini adalah membiarkan pikiran

bebas (brainstorming) untuk menentukan dan

mempertimbangkan hal-hal yang memungkinkan

kegagalan-kegagalan dalam proses dan operasi dapat

terjadi.

Yang dibutuhkan dalam melakukan studi HAZOP

antara lain informasi detail dalam proses. Informasi-

informasi ini termasuk Process Flow Diagrams (PFDs),

Process and Instrumentation Diagrams (P&IDs), spesifikasi

peralatan, konstruksi material, serta keseimbangan massa

dan energi.

16

Prosedur HAZOP menggunakan tahap-tahap untuk

menyelesaikan analisis, sebagai berikut :

1. Mulai dengan flowsheet yang detail. Pecah flowsheet ke

dalam beberapa jumlah unit proses, jadi area reaktor

mungkin bisa satu unit, dan tangki penyimpanan adalah

yang lainnya. Pilih unit mana yang akan dilakukan studi.

2. Pilih studi node (vessel, line, operating instruction).

3. Jelaskan desain dari studi node-nya. Sebagai contoh,

vessel V-1 didesain untuk menyimpan ketersediaan

benzene dan menyediakannya untuk reaktor.

4. Ambil parameter proses : flow, level, temperature,

pressure, concentration, pH, viscosity, keadaan (padat,

cair, gas), agitasi, volume, reaksi, sampel, komponen,

start, stop, stability, power, inert.

5. Terapkan guideword ke parameter proses untuk

menyarankan penyimpangan yang memungkinkan.

Daftar dari guideword tersedia di tabel 2.1. beberapa

guideword dari kombinasi parameter proses tidak

berarti, seperti tertera pada tabel 2.2. dan 2.3 untuk

lines dan vessel proses.

6. Jika penyimpangan dapat dipakai, tentukan

kemungkinan penyebab-penyebab dan catat sistem

pengaman yang ada.

7. Evaluasi konsekuensi dari penyimpangan (jika ada).

8. Berikan saran (apa? oleh siapa? kapan?).

9. Catat semua informasi.

10. Ulangi tahap 5 ke tahap 9 sampai semua guideword

yang digunakan diaplikasikan pada parameter yang

dipilih.

11. Ulangi tahap 4 ke tahap 10 sampai semua parameter

proses dipertimbangkan pada studi node yang diberikan.

17

12. Ulangi tahap 2 ke tahap 11 sampai studi node

dipertimbangkan pada bagian yang diberikan dan

lanjutkan pada bagian lain di flowsheet.

Tabel 2.3. Guideword yang digunakan dalam prosedur

HAZOP

Sumber : Crowl & Louvar, 2001

Tabel 2.4. Guideword valid dan kombinasi parameter proses

untuk line proses (tanda x menunjukkan kombinasi valid)

18

Sumber : Crowl & Louvar, 2001

Tabel 2.5. Guideword valid dan kombinasi parameter proses

untuk vessel proses (tanda x menunjukkan kombinasi valid)

Sumber : Crowl & Louvar, 2001

Bagian penting dari HAZOP adalah organisasi yang

dibutuhkan untuk mencatat dan menggunakan hasilnya.

Banyak metode untuk menyelesaikan hal ini dan

kebanyakan perusahaan memodifikasi pendekatan mereka

untuk mencocokkan cara mereka dalam melakukan sesuatu.

Tabel 2.3 menyajikan form HAZOP. Kolom pertama

disebut “Item”, digunakan untuk meyediakan

pengidentifikasi dalam setiap kasus yang dipertimbangkan.

Sistem penomoran yang digunakan adalah kombinasi 19

nomor-huruf. Jadi tanda “1A” akan menunjukkan studi node

pertama dan guideword pertama. Kolom kedua mendaftar

studi node yang dipertimbangkan. Kolom ketiga mendaftar

parameter proses, dan kolom keempat mendaftar

penyimpangan atau guideword. Tiga kolom selanjutnya

adalah bagian terpenting dari analisis. Kolom pertama

mendaftar penyebab yang memungkinkan. Penyebab

tersebut ditentukan oleh grup dan berdasarkan kombinasi

penyimpangan khusus-guideword. Kolom selanjutnya

mendaftar konsekuensi yang memungkinkan dari

penyimpangan yang terjadi. Kolom terakhir menunjukkan

tanggapan yang dibutuhkan untuk mencegah bahaya dari

kecelakaan yang ada. Catatan bahwa item-item yang

terdaftar dalam tiga kolom tersebut dinomori secara urut.

Beberapa kolom terakhir digunakan untuk melacak

tanggung jawab pekerjaan dan penyempurnaan pekerjaan.

Tabel 2.3. form HAZOP untuk pencatatan data

20

Sumber : Crowl & Louvar, 2001

BAB III

IDENTIFIKASI BAHAYA DAN ANALISA

3.1. Identifikasi Bahaya (HAZOP)

21

Gambar 3.1. Proses operasi pada steam turbine PPNS-ITS

Keterangan :

P1 = Nozle inlet pressure T1 = Condenser temperature

P2 = Steam line pressure T2 = Turbin exhaust temperature

P3 = Condenser pressure T3 = Cooling water outlet temperature

P4 = Gland shield pressure T4 = Condenser steam inlet temperature

P5 = Turbine exhaust pressure T5 = Cooling water inlet temperature

T6 = Nozzle inlet temperature

T7 = Steam line temperature

22

HAZOP STUDYCompany : PPNS-ITS Made by : Syahrul MubarokFacility : Steam Turbine Checked by : -Session : July 19, 2010 Approved by : -

Node Parameter Guide

wordDeviation Causes

Consequences

Safe Guards

S LRR

Recomendations

Feed Pipe

Temperatur

More More temperatur

Automatic burner control pada superheater gagal

Merusak feed pipe

Alarm, operator

M M 2 - Operator harus cek periodic

- Install alarm

Pressure More More Pressure

Automatic burner control pada superheater gagal

Merusak feed pipe

Pressure Safety Valve

M M 2 Pasang PSV pada superheated steam line

Composition

More More Composition (wet steam)

Pemanasan pada superheater kurang

Korosi pada feed pipe

automatic control burner

M H 3 Inspeksi, perawatan rutin

Blade turbine

Composition

More More Composition (wet

Pemanasan pada superheater kurang

Cracking pada blade

Automatic burner control,ma

M H 3 - Pasang panel set otomatis

23

steam) intenance temperatur & otomatis burner

- Maintenance periodik

Pressure More More Pressure

Pemanasan berlebih pada superheater

Merusak blade (poros)

Alarm,PSV L L 1 Pasang panel set otomatis temperatur & otomatis burner

Nozzle inlet

Pressure More More Pressure

- Pemanasan berlebih pada superheater

- Main steam valve dibuka langsung penuh

Merusak nozzle inlet

Alarm,PSV,SOP

M L 1 - Perbaiki nozzle

- Bila perlu, ganti nozzle

- Control burner

- Operator buka valve sedikit demi sedikit

24

3.2. Analisa Data

Dalam identifikasi bahaya diatas yang menggunakan

metode HAZOP dapat dihasilkan beberapa scenario risiko-

risiko atau bahaya yang muncul, antara lain :

1. Jika feed pipe memiliki temperature berlebih dari yang

ditetapkan maka akan menyebabkan feed pipe

rusak/failure, temperature berlebih ini bisa disebabkan

oleh superheater overheating akibat automatic burner

control pada komponen ini gagal bekerja.

Direkomendasikan untuk operator mengecek secara

periodik ataupun dipasang alarm agar bisa

mengingatkan bahwa ada masalah pada feed pipe.

2. Feed pipe yang dimasuki tekanan berlebih akan

berbahaya karena dapat merusak bagian tersebut.

Tekanan berlebih ini dihasilkan dari superheater yang

terlalu dipanasi sehingga overpressure tidak

terhindarkan. Overpressure ini kemungkinan disebabkan

oleh automatic burner control yang gagal bekerja ketika

overpressure terjadi. Direkomendasikan untuk

memasang PSV (pressure safety valve) agar

overpressure dapat diantisipasi.

3. Komposisi yang kurang juga menjadi penyebab yang

berbahaya terhadap feed pipe dalam artian uap yang

dihasilkan oleh superheater masih basah. Uap ini akan

menyebabkan korosi pada feed pipe dalam proses

pengoperasian pesawat uap. Safeguard pada bagian ini

antara lain adanya automatic burner control pada

superheater, namun direkomendasikan untuk melakukan

inspeksi dan perawatan periodik agar keandalan dari alat

ini tetap terjaga.

4. Pada bagian blade turbin akan terjadi korosi yang

kemudian akan menyebabkan cracking yang disebabkan

25

karena uap masih basah yang dihasilkan dari pemanasan

pada superheater kurang. Hal ini bisa ditanggulangi

dengan automatic burner control dan juga dengan

perawatan yang teratur.

5. Poros dari blade turbin bisa saja akan rusak jika tekanan

berlebih terjadi. Hal ini dihasilkan dari pemanasan

berlebih pada bagian superheater. Direkomendasikan

untuk memasang automatic burner control pada

superheater dan juga melakukan perawatan rutin.

6. Nozzle inlet juga menjadi perhatian agar sistem pesawat

uap bisa berjalan lancar. Ini disebabkan karena nozzle

inlet merupakan jalan masuk uap dari superheater untuk

menggerakkan turbin uap. Nozzle inlet akan terjadi

kerusakan jika main steam valve dibuka penuh secara

tiba-tiba dan tekanan akan langsung masuk sepenuhnya

dan sekencangnya. Hal ini akan lebih buruk lagi jika

superheater mengalami pemanasan berlebih yang

disebabkan kemungkinan oleh burner yang rusak. Hal ini

bisa ditangani jika operator membuka pelan-pelan uap

yang keluar dari main steam valve, memasang

automatic burner control, dan apabila telah rusak

terpaksa pesawat uap di-shut down dan penggantian

nozzle harus dilakukan.

26

BAB IV

PENUTUP

4.1. Kesimpulan

Dari analisa data dan identifikasi yang telah

dilakukan pada bagian sebelumnya, maka didapat beberapa

kesimpulan sebagai berikut :

1. Feed pipe untuk saluran uap ke turbin uap akan rusak

jika temperature yang masuk didalam saluran ini

berlebih, tekanan yang berlebih, maupun komposisi

kurang yang dalam artian uapnya masih basah. Hal ini

bisa ditanggulangi dengan pemasangan PSV (pressure

safety valve), alarm, automatic burner control, sampai

melakukan inspeksi dan perawatan secara periodik.

2. Blade turbin akan mengalami cracking (retak) jika uap

dari superheater masih basah. Hal ini masih bisa

ditangani dengan pemasangan automatic burner control

dan juga dengan perawatan.

3. Poros turbin akan rusak jika tekanan yang masuk pada

turbin berlebihan. Hal ini dapat ditangani dengan

instalasi automatic burner control dan juga dengan

perawatan rutin.

4. Nozzle inlet akan mengalami kerusakan jika tekanan

yang masuk besar secara tiba-tiba. Hal ini dapat

ditanggulangi dengan cara operator membuka pelan-

pelan uap yang keluar dari main steam valve,

27

memasang automatic burner control, dan yang rusak

diganti.

4.2. Saran

Saran yang diberikan agar identifikasi bahaya

mendapatkan hasil yang baik antara lain :

1. Melihat sistem lebih kompleks agar hasil yang didapat

lebih detail lagi.

2. Penentuan scenario agar lebih komprehensif dengan

memperhatikan dan juga mengoptimalkan pemakaian

guidewords yang ada.

3. Melihat sistem pesawat uap yang dijadikan objek studi

secara langsung agar mengetahui kondisi lapangan yang

sebenarnya sehingga hasil yang dicapai sesuai dengan

kondisi lapangan.

28