## ABSTRAK
Keselamatan dan  keamanan dalam penggunaan bejana  tekan sangat  penting dan  hal  utama  dalam penggunaan bejana tekan, terlebih lagi jika  bejana tekan tersebut sudah melewati umur desain nya.  Penelitian ini bertujuan untuk  menilai  kelayakan  kondisi  terkini  dari  suatu  bejana  tekan  vertikal (vertical  pressure  vessel) yang  telah beroperasi sejak tahun 1970 tetapi berhenti beroperasi pada tahun 2011. Pendekatan penilaian pada bejana tekan vertikal  ini  berbasis  pada  metode  penilaian  korosi  dan  risiko  secara  kualitatif.  Selain  itu  juga  dipergunakan metode-metode  lain  dalam  aspek  penilaian  nya  seperti  visual  inspeksi,  laju  korosi (corrosion  rate),  Non- Destructive  Examination  (NDE),  software  calculation dan  analisa  risiko  kualitatif (qualitative  risk  analysis). Dari hasil observasi dan inspeksi di dapat tekanan desain (design pressure) adalah 7 kg/cm 2 , Temperatur desain (design temperature) adalah 61°C dengan material konstruksi adalah SA-283 Gr. C dan standard & code yang dipergunakan adalah ASME Sect. VIII Div. 1 dan API 510 serta beberapa standard & code lainnya. Dari hasil kajian  dan  kalkulasi  di  lapangan,  maka  didapat  faktor  penyebab  kerusakan  yang  kemungkinan  terjadi  adalah atmospheric  corrosion  &  uniform  corrosion dengan  nilai  laju  korosi  adalah  sebesar 0,127mm/yr dan  tingkat risiko  dari  bejana  tekan  vertikal  ini  masuk  dalam  kategori  2D  yang  artinya  adalah medium-high dengan maksimal umur pakai sampai usia 27 tahun untuk top head dan 24 tahun dan bottom head serta 23 tahun untuk shell. Sehingga dapat disimpulkan bahwa bejana tekan ini masih aman dan layak dipergunakan dengan batasan- batasan di atas.
Kata Kunci: Vertical Pressure Vessel, Corrosion Assessment, QRA, Risk Ranking , Kelayakan

## ABSTRACT
Safety  and  security  in  the  use  of  pressure  vessels  is  very  important  and  the  main  thing  in  the  use  of  pressure vessels, especially if the pressure vessel has passed its design life. This study aims to assess the feasibility of the current condition of a vertical pressure vessel that has been operating since 1970 but stopped operating in 2011. This  vertical  pressure  vessel  assessment  approach  is  based  on  a  qualitative  risk  and  corrosion  assessment method. In addition, other methods are also used in the assessment aspect such as visual inspection, corrosion rate  (corrosion  rate),  Non-Destructive  Examination  (NDE),  software  calculation  and  qualitative  risk  analysis (qualitative risk analysis). From the results of observations and inspections, the design pressure is 7 kg/cm2, the design  temperature  is  61°C  and  the  construction  material  is  SA-283  Gr.  C  and  the  standard  &  code  used  is ASME Sect. VIII Div. 1 and API 510 as well as several other standards & codes. From the results of studies and calculations  in  the  field,  it  is  found  that  the  factors  causing  damage  that  are  likely  to  occur  are  atmospheric corrosion  & uniform corrosion with a corrosion rate of 0.127mm/yr and the risk level of this vertical  pressure vessel is in the 2D category, which means medium-high. with a maximum service life of up to 27 years for the top  head  and  24  years  for  the  bottom  head  and  23  years  for  the  shell.  It  can  be  concluded  that  this  pressure vessel is still safe and feasible to use with the above limitations.
Keywords: Vertical Pressure Vessel, Corrosion Assessment, QRA, Risk Ranking, Feasibility
ISSN 2087-3336 (Print) | 2721-4729 (Online)

## TEKNOSAINS: Jurnal Sains, Teknologi dan Informatika
Volume 8, Nomor 2, Juli 2021, hlm 63-72 http://jurnal.sttmcileungsi.ac.id/index.php/tekno DOI: 10.37373

## ASESMEN KOROSI & ANALISIS RISIKO KUALITATIF PADA VERTIKAL BEJANA TEKAN

## CORROSION ASSESSMENT & QUALITATIVE RISK ANALYSIS ON VERTICAL PRESSURE VESSEL
Amam Fachrur Rozie 1* , D.N Adnyana 2
1*,2 Sekolah Pasca Sarjana Program Studi Teknik Mesin, Institut Sains dan Teknologi Nasional
1*,2 Jl. Moh Kahfi II Srengseng Sawah, Jagakarsa, Jakarta Selatan, Indonesia, 12640
*Koresponden Email: amamfachrur@gmail.com

## ASESMEN KOROSI & ANALISIS RISIKO KUALITATIF PADA VERTIKAL BEJANA TEKAN

## 1. PENDAHULUAN
Proses pemeriksaan dan inspeksi yang dilakukan dalam instalasi minyak dan gas bumi merupakan suatu hal yang penting dan keharusan dalam menunjang aspek keselamatan dan keandalan peralatan. Untuk itu perlu dirancang program inspeksi yang tepat. Karena keselamatan merupakan aspek paling penting  yang  tidak  boleh  diabaikan,  karena  hal  tersebut  berkaitan  dengan  keselamatan  asset, keselamatan lingkungan dan keselamatan sumber daya manusia[1].
Salah  satu  faktor  kerusakan  dan  ancaman  dalam  peralatan  minyak  dan  gas  bumi  adalah  korosi. Korosi dapat  menjadi  penyebab  kerusakan  yang  membatasi  usia,  lubang,  dan  retakan  pada  peralatan yang  pada  gilirannya  dapat  menyebabkan  hilangnya  penahan  cairan  hidrokarbon  dan  cairan  proses lainnya[2].  Korosi  bisa  menjadi  penyebab  utama  kegagalan  fungsi  dan  itu  bisa  terjadi  pada  seluruh peralatan  di  dunia  industri  minyak  dan  gas  bumi,  petrokimia, power  plant , geothermal  plant ,  nuklir plant dan sebagainya. Seperti kegagalan fungsi berupa korosi sampai rusak (pecah) pada belokan pipa U (return  bend) pada  sebuah  alat  penukar  kalor (heat  exchanger) yang  telah  mengalami  korosi sebelumnya[3]. Hal-hal tersebut dapat terjadi pada unit peralatan dikarenakan pengurangan ketebalan material  bejana  tekan  yang  disebabkan  oleh  faktor  korosi[4].  Oleh  karena  itu  Penilaian  kondisi  dan umur komponen teknik harus mendapat perhatian besar untuk alasan keamanan dan ekonomi [5][6].
Disisi  lain  banyak  komponen  yang  dapat  digunakan  melebihi  umur  desain  yang direkomendasikan.  Pemakaian  bejana  tekan  akan  mengalami  kegagalan  jika  tidak  dilakukan pengecekan dan perawatan secara berkala[2]. Oleh karena itu evaluasi ulang terhadap komponen yang sudah  lama  terpasang  dan  beroperasi  penting  dilakukan  agar  dapat  dilakukan  dengan  aman  dan baik[7].  Metode  dan  cara  yang  paling  efektif  adalah  melakukan Remaining  Life  Assessment  (RLA). Metode ini dapat dipergunakan pada seluruh peralatan bertekanan baik dalam industri minyak dan gas serta  industri  lainnya,  seperti  pemeriksaan  RLA  pada tubes  boiler di power  plants yang  telah beroperasi  150.000  jam  dan  beroperasi  dalam  temperatur  tinggi  dan  tingkat stress  and  aggressive environment [8] . Selain  itu  metode  RLA  juga  dapat  dipergunakan  untuk  unit  peralatan  yang  belum terpasang atau belum beroperasi seperti pemeriksaan berbasis RLA pada high pressure steam pipe di industri palm oil yang berfungsi untuk menyalurkan uap bertekanan dan temperatur tinggi hamper [9]. Dalam  penelitian  ini  suatu  bejana  tekan  telah  terpasang  sejak  tahun  1970  dan  telah  berhenti beroperasi  sejak  tahun  2011  dengan  kondisi  keterbatasan  data  teknis  serta previous data  inspeksi bejana  tekan  vertikal  ini  akan  kembali  dioperasikan.  Untuk  mendapatkan  kepastian  keamanan  dan keselamatan  penggunaan  maka  perlu  dilakukan assessment .  Metode  yang  dipergunakan  dalam penelitian  ini  adalah Non-Destructive  Test  Ultrasonic  Test yang  dipergunakan  untuk  melakukan pengukuran  terhadap  ketebalan  bejana  tekan  dengan  memanfaatkan  gelombang ultrasound sehingga ketebalan material dapat dideteksi dan diukur[10]. Dan pengkajian ulang akan dilakukan pada bejana tekan tersebut agar mendapatkan data teknis dan tingkat risiko secara kualitatif sehingga penggunaan kembali bejana tekan mendapatkan kepastian keamanan dan keselamatan.

## 2. METODE
Metode  yang  dilakukan  dalam  mengobservasi,  mengumpulkan  data  dan  melakukan assessment pada bejana tekan vertikal ini adalah visual inspeksi, pengukuran ketebalan menggunakan Ultrasonic Measurement, Corrosion Assessment,  Engineering Calculation dan Damage Mechanism Assessment. Selanjutnya  menentukan rencana  inspeksi  sehingga  diharapkan  dapat  memperkirakan  tingkat  risiko secara kualitatif dan hasil kelayakan dari bejana tekan ini.  Secara singkat metode dari setiap tahapan dideskripsikan yang dijelaskan pada gambar 1.
Gambar 1. Diagram alir penelitian.
a. Visual inspeksi.
Inspeksi  visual  merupakan  aktivitas  yang  dilakukan  secara  langsung  untuk  mengetahui kondisi  bejana  tekan  dengan  memperhatikan  poin-poin  dari  setiap  bagian  kritikal  pada  bejana tekan.
b. Engineering calculation
Tahapan  kalkulasi  mengacu  pada  semua  persamaan  yang  relevan  dengan  bejana  tekan vertikal seperti kalkulasi laju korosi, ketebalan yang dipersyaratkan, MAWP serta kalkulasi sisa umur  layan  (RLA).  Kalkulasi Corrosion  Rate untuk  proses  penipisan  yang  terjadi  akibat mechanical  failure ditentukan  oleh  perbedaan  hasil  pengujian thickness  measurement dengan kemudian  dipergunakan  dalam  kalkulasi  dengan  pembagian  setelah  mendapatkan  data ketebalan. Persamaan yang dipergunakan untuk menghitung laju korosi bersumber dari API 510 Bab 7.1[11] dengan persamaan.
𝐿𝑇 = 𝑡 𝑖𝑛𝑖𝑡𝑖𝑎𝑙 − 𝑡 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙
𝑡𝑖𝑚𝑒 𝑖𝑛𝑖𝑡𝑖𝑎𝑙 − 𝑡𝑖𝑚𝑒 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 (1)
𝑆𝑇 = 𝑡 𝑝𝑟𝑒𝑣𝑖𝑜𝑢𝑠 − 𝑡 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 𝑡𝑖𝑚𝑒 𝑝𝑟𝑒𝑣𝑖𝑜𝑢𝑠 − 𝑡𝑖𝑚𝑒 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 (2)
Dimana   :
t previous : Tebal sebelumnya yang diukur selama inspeksi sebelumnya.
t initial : Ketebalan awal saat fabrikasi t actual
: Ketebalan pengukuran terakhir
ST : Laju korosi ( short term) LT : Laju korosi yang dihitung menggunakan ketebalan awal ( long term)
Hasil  dari  MAWP  perhitungan  tidak  diperbolehkan  lebih  dari  MAWP  awal  kecuali dilakukan derating. Pada servis yang korosif, nilai dari ketebalan dinding yang digunakan untuk

## ASESMEN KOROSI & ANALISIS RISIKO KUALITATIF PADA VERTIKAL BEJANA TEKAN
perhitungan adalah nilai ketebalan aktual yang didapat dari hasil inspeksi dikurangi dengan dua kali perkiraan laju korosi sebelum tanggal inspeksi [1] sehingga persamaan.
𝑡 = 𝑡 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 − 2(𝐶 𝑟𝑎𝑡𝑒 𝑥 𝐼 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑛𝑎𝑙 ) (3)
Dimana   :
C rate
: Laju korosi dalam mm per tahun (mm/yr)
I internall : Jangka waktu dari inspeksi internal atau on-stream yang akan dilakukan ke depannya dalam tahun.
t actual : Ketebalan dinding actual (CML) dalam milimeter, diukur pada saat inspeksi dilakukan.
Selanjutnya  adalah  menghitung Maximum  Allowable  Working  Pressure dengan menggunakan persamaan yang terdapat pada ASME Sect. VII Div. 1 untuk bagian shell & head
[1] yaitu:
𝑀𝐴𝑊𝑃 𝐻𝑒𝑎𝑑 = 2.𝑆.𝐸.𝑡 𝐾𝑐𝑜𝑟.𝐷+(0,2𝑡) (4) 𝑀𝐴𝑊𝑃 𝑆ℎ𝑒𝑙𝑙 = 𝑆.𝐸.𝑡 𝑅+(0,6𝑡) (5)
Kalkulasi  selanjutnya  merupakan  kalkulasi  untuk  menentukan  nilai  sisa  umur  layan  atau Remaining  Life menggunakan  formula  yang  terdapat  pada  API  510  Bab  7.2, remaining  life bejana tekan dapat dikalkulasikan dengan persamaan sebagai berikut :
𝑅𝐿 = 𝑡 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 −𝑡 𝑟𝑒𝑞𝑢𝑖𝑟𝑒𝑑 𝐶 𝑟𝑎𝑡𝑒 (6) Dimana   : T actual : Tebal actual pada sebuah CML (mm).
T Required : Tebal yang di minimum yang dipersyaratkan dalam operasional.
c. Non-Destructive Examination
Dijelaskan  dalam  API  510  bahwa  memungkinkan  bagi  inspektur  untuk  melakukan  inspeksi dalam  kondisi on-stream sebagai  pengganti  inspeksi  internal  pada  kondisi  tertentu[4]. Pengukuran ketebalan aktual pada shell & head bejana tekan serta nosel diperlukan pada setiap bejana  tekan.  Jumlah  pengambilan  titik  pengukuran  tebal  yang  dilakukan  pada  bejana  tekan harus  memenuhi/mewakili  persyaratan  dalam  pemeriksaan  internal.  Jumlah  dan  lokasi  titik pengukuran  ketebalan  harus  mempertimbangkan  hasil  dari  pemeriksaan  sebelumnya,  jika tersedia  dan  potensi  konsekuensi  akibat  kebocoran.  Secara  umum,  bejana  tekan  dengan  laju korosi rendah akan memerlukan lokasi pengukuran ketebalan lebih sedikit dibandingkan dengan bejana tekan dengan laju korosi tinggi[12].
d. Qualitative Risk Assessment
Untuk  menentukan  tingkat  risiko  secara  kualitatif  terdapat  2  variabel  yang  harus  ditentukan terlebih  dahulu  yaitu  nilai  dari Probability  of  Failure  (POF) dan  nilai  dari Consequence  of Failure  (COF) [13] . Setelah  mendapatkan  nilai  dari  kedua  variabel  tersebut  maka  selanjutnya dapat  menentukan  tingkat  risiko  dari  peralatan  tersebut  dengan  mengalikan  kedua  nya  dan  di plot ke dalam matrik risiko.

## 3. HASIL DAN PEMBAHASAN
a. Data teknis
Sebelum  melakukan  inspeksi  serta  survey  pada  bejana  tekan,  dilakukan  penelaahan dokumen  teknis  terhadap  bejana  tekan.  Dari  dokumen  teknis  didapat  data  bejana  tekan berdasarkan tabel 1.
Tabel 1. General data Equipment Pressure Vessel (Storage Drum) Year Built 1970 Design Pressure 7 kg/cm² Design Temperature 61 °C Material SA-283 Gr. C (SS41) Dimension 1050 mm (ID) x 3200 mm (TL/TL) Design code Asme Sect. VIII Div. 1 RT / Joint Efficiency Spot / 0,85 Service Crude Oil Corrosion Allowance 3 mm Operating Pressure No Data Operating Temperature   No Data Flow Hydro dynamic Loading Static Insulation No Data Last year inspection 2011
Dari  hasil  telaah  desain  dan  dokumen  teknis  juga  didapat  bahwa  ketebalan  terakhir  pada tahun 2011 adalah 7 mm.
b. Damage mechanism
Selanjutnya  merupakan  proses  observasi  berbasis  pada  factor damage  mechanism atau kerusakan  mekanis  pada  bejana  tekan.  Berdasarkan  pada  tabel B-1  Damage  Mechanism  & Defect Screening Table (ASME PCC-3) [13] ada beberapa parameter yang mempengaruhi jenis kerusakan yakni:
• Material.
• Temperatur operasi.
• Fluida.
• Lingkungan.
• Aliran.
• Beban.
Data-data  tersebut  mengacu  pada  kondisi  terkini  bejana  tekan  hasil  dari visual  check dan observasi langsung ke lapangan. Sehingga didapat hasil damage mechanism yang sesuai dengan kondisi aktual. Selanjutnya seleksi mekanisme kerusakan berdasarkan tabel 2 screening ASME PCC  3  sesuai  dengan  mekanisme  kerusakan  yang  umum  terjadi  dengan  pendekatan  API  571. Setelah  dilakukan  analisis  pada  bejana  tekan  terdapat  beberapa  kemungkinan  mekanisme kerusakan pada bejana tekan sesuai tabel 2.
Tabel 2. Mekanisme kerusakan yang mungkin terjadi.
No Damage Mechanism Mode Possibility  Area Remark 1 Atmospheric Corrosion Metal loss High Shell Slightly Corroded 2 Carbon Dioxide Corrosion Metal loss Low - 3 Erosion / Erosion-corrosion Metal loss Low - 4 Fatigue Cracking Low -

## ASESMEN KOROSI & ANALISIS RISIKO KUALITATIF PADA VERTIKAL BEJANA TEKAN
5 Galvanic Corrosion Metal loss Low - 6 Hydrogen Embrittlement Metallurgical Damage Low - 7 Microbiologically Induced Corrosion Metal Loss Low - 8 Localized / Pitting Corrosion Metal Loss Low - 9 Soil Corrosion Metal Loss N/A - 10 Uniform Corrosion Metal Loss High Shell Slightly Corroded 11 Wet H2S Damage (Blistering/HOSONIC/SSC) Cracking Low -
Sehingga dapat disimpulkan bahwa mekanisme kerusakan yang paling dominan dari bejana tekan  tersebut  adalah atmospheric  corrosion dan Uniform  Corrosion yang  terjadi  pada  bagian shell .
c. Rencana inspeksi
Metode  pelaksanaan  NDE  harus  dievaluasi  untuk  memastikan  bahwa  metode  analisa tersebut  harus  dapat  mengidentifikasi  mekanisme  kerusakan  dan  beberapa  indikasi  potensi kerusakan  yang  terjadi.  Sehingga  berdasarkan  metode  inspeksi  dan  monitoring,  perencanaan inspeksi yang diajukan untuk bejana tekan sesuai tabel 3.

## Tabel 3. Inspection methods base on damage mechanism
No Damage Mechanism Inspection Methods Coverage Area 1 Atmospheric Corrosion Visual Inspection >95 % visual inspection of the exposed surface area with follow-up by UT, RT or pit gauge as required [12] Shell 2 Carbon Dioxide Corrosion Ultrasonic Thickness or Profile Radiography 50 to 100 % Ultrasonic Scanning Coverage (automated or manual) [12] - 3 Erosion / Erosion- corrosion Visual Inspection & Ultrasonic Thickness or Radiography Visual examination of suspected or troublesome areas, as well as UT checks or RT can be used to detect the extent of metal loss -
4 Fatigue Visual Inspection, Surface Inspection Methods or Measurement of Vibration Using Special Monitoring Equipment Visual examination of all parts, especially supports, all fillet welded supports and attachments, small branch connection with unsupported valves or controllers since all of these are susceptible to failure by fatigue. Visual examination of any cyclic motion of the pipe. Surface inspection methods (PT, MT) can be effective in
a focused and frequent inspection plan. [12] - 5 Galvanic Corrosion Visual Inspection & Ultrasonic Thickness or Radiography 50 to 100 % Ultrasonic Scanning Coverage (automated or manual) [12] - 6 Hydrogen Embrittlement PT, MT or WMFT For surface cracking inspection (whole surface) [12] - 7 Microbiologically Induced Corrosion Visual Inspection & Ultrasonic Thickness or Radiography 50 to 100% coverage using automated ultrasonic scanning, or profile radiography in areas specified by a corrosion engineer or other knowledgeable specialist [12] - 8 Localized / Pitting Corrosion Visual Inspection & Ultrasonic Thickness or Radiography 51 to 100% coverage using automated ultrasonic scanning, or profile radiography in areas specified by a corrosion engineer or other knowledgeable specialist [12] - 9 Soil Corrosion Visual Inspection & Ultrasonic Thickness or Radiography 52 to 100% coverage using automated ultrasonic scanning, or profile radiography in areas specified by a corrosion engineer or other knowledgeable specialist [12] - 10 Uniform Corrosion Visual Inspection & Ultrasonic Thickness or Radiography 50 to 100 % Ultrasonic Scanning Coverage (automated or manual) [12] Shell 11 Wet H2S Damage (Blistering/HOSONIC/SSC) Ultrasonic Testing Automated shear wave ultrasonic testing of >20 % weldments [12] -

## d. Hasil inspeksi
Secara  umum  hasil  inspeksi  visual  yang  telah  dilakukan  pada  vertikal  bejana  tekan menunjukan  bahwa  tidak  adanya major  degradation atau  deformasi  permanen  yang  akan mempengaruhi  keberlangsungan  unit  dalam  beroperasi.  Selain  visual  inspeksi  dilakukan  juga pengujian  ketebalan  pada  unit  vertikal  bejana  tekan  kemudian  dari  hasil  pengukuran  bejana

## ASESMEN KOROSI & ANALISIS RISIKO KUALITATIF PADA VERTIKAL BEJANA TEKAN
tekan  dilakukan  proses  kalkulasi  untuk  menentukan  nilai  dari corrosion  rate dan maximum allowable  working  pressure (MAWP).  Berdasarkan  hasil  inspeksi  dan  pengukuran  ketebalan serta hasil kalkulasi maka diperoleh bahwa nilai corrosion rate actual tidak dapat dipergunakan, hal  tersebut  dikarenakan  nilai  ketebalan actual lebih  besar  dibandingkan  nilai  ketebalan sebelumnya sehingga nilai corrosion rate yang diambil sebagai acuan untuk proses perhitungan adalah  nilai corrosion  rate yang  terdapat  pada Pressure  Vessel  Handbook yang  ditulis  oleh Eugene M. [2] yaitu sebesar 0,127 mm/thn. Selanjutnya data yang diperoleh akan dipergunakan untuk  menghitung  nilai Thickness  for  MAWP  &  Maximum  Allowable  Working  Pressure (MAWP). Sementara  nilai thickness  for  MAWP menggunakan  komputasi  dalam  kondisi corrosive  service berdasarkan  pada API  510  Chapter  7.3.3 .  dan  nilai  hasil  seluruh  proses kalkulasi disajikan dalam tabel 4.
Tabel 4. Hasil kalkulasi
Component Actual Thickness (mm) Thickness for MAWP Calc. (mm) Corrosion Rate (mm/yr) Year Prev. Inspection Required thickness (mm) MAWP (kg/cm 2 ) Remaining life (years) Top Head 7,35 6,33 0,127 2011 3,9 11,17 27 Shell 6,89 5,87 0,127 2011 4 10,36 23 Bottom Head 6,89 5,87 0,127 2011 3,9 10,36 24 N1 (12") 11,32 10,3 0,127 2011 0,89 10,36 82 N2 (8") 11,32 11,23 0,127 2011 0,59 11,17 92
Berdasarkan keterangan pada tabel 4 nilai dari sisa umur layan (RL) pada shell adalah 23 tahun  dengan  nilai  MAWP  adalah  10,36  kg/cm 2 .  Dari  tabel  4  menginformasikan  bahwa minimum  interval  inspeksi  yang  harus  dilakukan  adalah  setiap  3  tahun  sekali.  Hal  tersebut mengacu  pada  aturan  pemerintah  sementara  maksimal  interval  inspeksi  yang  harus  dilakukan berdasarkan pada hasil kalkulasi adalah 10 tahun

## e. Qualitative Risk Assessment
Terdapat  2  variabel  yang  dipergunakan  untuk  menilai  tingkat  risiko  dari  penggunaan bejana tekan. Variabel-variabel tersebut adalah nilai Probability of Failure (PoF) dan nilai dari Consequence  of  Failure  (CoF). Nilai  PoF  pada  aspek  penilaian  risiko vertical pressure  vessel dibagi menjadi 8 damage factor yaitu:
• Localized Thinning
• General Thinning
• External Condition
• Wet H2S Damage (Blistering, HIC, SOHIC, SSC)
• Dimensional Changes
• Support
• Third party Damage
• Safety Devices
Sementara  nilai  CoF  untuk  menentukan  tingkat  risiko  dari vertical  pressure  vessel diklasifikasikan menjadi 2 faktor utama yaitu faktor SHE ( safety, health & environment) dan ekonomi.  Tabel  matriks  yang  dipergunakan  pada  aspek  penilaian  risiko  untuk vertical pressure  vessel adalah  6  x  5.  Proses  asesmen  pada vertical  pressure  vessel menggunakan tabulasi  dan  formula  dalam  proses  perhitungannya.  Dari  hasil  perhitungan  PoF  dan  CoF
didapatkan risiko untuk vertical pressure vessel ini berada pada level 2D yang artinya adalah medium  high .  Gambar  2  matriks  risiko  secara  sederhana  dapat  digambarkan  dalam  bentuk visualisasi.
F E D X C B A 1 2
3 4 5 Gambar 2. Risk assessment vertical pressure vessel

## 4. SIMPULAN
Vertikal  bejana  tekan  dalam  keadaan  layak  beroperasi  dengan  kondisi  temperatur  operasi  tidak melebihi 61 °C dan tekanan operasi tidak melebihi nilai MAWP kalkulasi yaitu sebesar 10,36 kg/cm 2 . Walaupun terdapat beberapa spot korosi namun masih dalam batas toleransi yang diperbolehkan. Nilai laju  korosi  pada  vertikal  bejana  tekan  sebesar  0,127  mm/tahun  dengan  sisa  umur  layan  minimum adalah sebesar 23 tahun. Sedangkan untuk tingkat risiko dari vertikal bejana tekan ini adalah kategori 2D  atau  kategori medium  risk. Rekomendasi  yang  perlu  dilakukan  pada  vertikal  bejana  tekan  ini adalah  melakukan  perawatan  berdasarkan  metode fit  for  service dengan  tahapan  sebagai  berikut: Melakukan inspeksi rutin oleh inspektur, QC, atau pihak terkait untuk deteksi awal potensi kegagalan sistem atau kerusakan yang terjadi seperti (bocor fluida kerja, spill out dan sebagainya yang mungkin bisa mengganggu jalannya operasional) mengacu kepada API 510–5.5.4. Melakukan pengecekan rutin pada  katup  pengaman  berdasarkan  pada  API  510–6.6  dan  API  R–576.  Dan  melakukan condition monitoring locations (CMLs) dan point-point pemeriksaan dicatat dan direkam secara permanen agar dilakukan pengukuran berulang pada CML yang sama berdasarkan pada API 510 – 5.6.2.5 & 5.6.3.1

## REFERENSI
[[1] A.  F.  Rozie,  “Remaining  Life  Assessment  Dan  Kasus  Laju  Korosi  Pada  Lpg  Storage  Tank Kapasitas  50  Ton,” JTTM    J.  Terap.  Tek.  Mesin ,  vol.  1,  no.  2,  pp.  96–106,  2020,  doi: 10.37373/msn.v1i2.26.
[2] E.  Shekari,  F.  Khan,  and  S.  Ahmed,  “Economic  risk  analysis  of  pitting  corrosion  in  process facilities,” Int. J. Press. Vessel. Pip. , vol. 157, pp. 51–62, 2017, doi: 10.1016/j.ijpvp.2017.08.005.
[3] D. N. Adnyana, “F o a h e r b d t l - t l o,” pp. 19–30, 2019.
[4] U.  Test, “ANALISA  SISA  UMUR  PEMAKAIAN  (REMAINING  LIFE  ASSESMENT)  AIR RECEIVER  COMPRESSOR  TANK  MENGGUNAKAN  METODE  ULTRASONIC  TEST Fuad Khoirul 1 , Muh Amin 2 , Muhammad Subri 3 ABSTRAK,” vol. 17, no. 1, pp. 10–20.
[5] A. Nana et al. , “Determination of Corrosion Rate and Remaining Life of Pressure Vessel Using Ultrasonic Thickness Testing Technique,” vol. 3, no. 2, pp. 43–50, 2014.

## ASESMEN KOROSI & ANALISIS RISIKO KUALITATIF PADA VERTIKAL BEJANA TEKAN
[6] J. Emblemsvåg and L. E. Kjølstad, “Qualitative risk analysis: Some problems and remedies,” Manag. Decis. , vol. 44, no. 3, pp. 395–408, 2006, doi: 10.1108/00251740610656278.
[7] M. Nurbanasari, “Evaluation and Remaining Life Assessment of Separator and Demister in a Geothermal  Power  Generation  Plant,”  vol.  9,  no.  1,  pp.  1–4,  2017,  doi: 10.7763/IJET.2017.V9.946.
[8] A. K. Ray et al. , “Remaining life assessment of service exposed reheater and superheater tubes in a boiler of a thermal power plant,” High Temp. Mater. Process. , vol. 21, no. 1–2, pp. 109– 121, 2002, doi: 10.1515/HTMP.2002.21.1-2.109.
[9] D. N. Adnyana, “M e l t a h p s p p o p p,” no. 2018, pp. 109–124, 2019.
[10] E. S. Ameh, “Fitness for Service Assessment of Ageing Pressure Vessel Experiencing External Corrosion:  A  Case  Study,” Int.  J.  Eng.  Sci. ,  vol.  06,  no.  02,  pp.  12–16,  2017,  doi: 10.9790/1813-0602011216.
[11] P. Vessel, I. Code, W. Inspection, N. Examination, F. Procedures, and F. Operators, “Api-510 Pressure Vessel Inspector,” vol. 2018, no. May 2016, pp. 1–8, 2018.
[12] T. R. Chandrupatla, “Remaining life estimation of engineering components,” SAE Tech. Pap. , no. January, pp. 1–17, 1995, doi: 10.4271/951044.
[13] A.  Ali  and  H.  Sabry,  “Implementing  a  successful  risk  based  inspection  program,” Soc.  Pet. Eng.  -  Abu  Dhabi  Int.  Pet.  Exhib.  Conf.  2019,  ADIP  2019 ,  no.  November,  pp.  11–14,  2019, doi: 10.2118/197790-ms.
[12]  Boiler, A. S. M. E., and Pressure Vessel Code. "Section viii division 1." Rules for construction of pressure vessels, Appendix 1 (2010): 1-1.
[13]  Code,  Pressure  Vessel  Inspection.  "API  510." Washington,  DC:  American  Petroleum  Institute (1981).