## Institut Riset dan Publikasi Indonesia (IRPI)
MALCOM: Indonesian Journal of Machine Learning and Computer Science
Journal Homepage: https://journal.irpi.or.id/index.php/malcom Vol. 4 Iss. 1 January 2024, pp: 317-328 ISSN(P): 2797-2313 | ISSN(E): 2775-8575

## Implementation of the Risk Based Inspection Method in Storage Tanks at PT. ABC in Determining Inspection Intervals and Methods

## Implementasi Metode Risk Based Inspection pada Storage Tank di PT. ABC dalam Penentuan Interval dan Metode Inspeksi
Siti Nurbayanah 1* , Johny W. Soedarsono 2 , Badrul Munir 3 , Mirza Mahendra 4
1,2,3 Department Metallurgy and Material, Faculty of Engineering, Universitas Indonesia, Indonesia
4 Directorate General of Oil and Gas, Ministry of Energy and Mineral Resources, DKI Jakarta, Indonesia
E-Mail: 1 s.nurbayanah@gmail.com, 2 johny.ws@gmail.com, badrulmunir@gmail.com, 4 mirzamahendra@gmail.com
Received Oct 12th 2023; Revised Dec 18th 2023; Accepted Jan 25th 2024 Corresponding Author: Siti Nurbayanah

## Abstract
PT. ABC is a company engaged in the trading of processed oil and natural gas in Indonesia, underscores the importance of storage tanks in the fuel distribution operation. Despite their vital role, storage tanks often face corrosion risks due to the primary construction material, such as carbon steel. This corrosion can lead to equipment failure, potentially damaging tank  system  components  and  even  releasing  products  into  the  environment.  In  the  Indonesian  context,  government regulations (Regulation No. 32 of 2021) mandate that every storage tank for oil or natural gas in the oil and gas industry undergo  technical  and  safety  inspections.  This  study  focuses  on  a  risk-based  inspection  using  API  581  Risk  Based Inspection. This approach designs an inspection program based on the risk level associated with the equipment. From the calculation  and  analysis  results,  it  is  concluded  that  the  storage  tank  has  a  moderate  risk  level  (1D)  with  the  lowest remaining equipment life of 15 years (180 months) and a maximum corrosion rate of 0.127 mm/year. These values are still within the permissible risk limits, indicating the need for preventive measures and proper maintenance to ensure safe and efficient operational sustainability.
Keyword: Carbon Steel, Corrosion, Remaining Life, Risk Based inspection, Storage Tank

## Abstrak
PT. ABC merupakan perusahaan perdagangan olahan minyak dan gas bumi di Indonesia, menekankan pentingnya tangki timbun atau storage tank dalam operasional penyaluran bahan bakar. Meskipun vital, storage tank sering menghadapi risiko korosi karena  bahan konstruksi utama,  seperti  baja  (Carbon  Steel).  Korosi  ini dapat  menyebabkan kegagalan  peralatan, yang  berpotensi  merusak  komponen  sistem  tangki  dan  bahkan  melepaskan  produk  ke  lingkungan.  Dalam  konteks Indonesia, regulasi pemerintah (Peraturan No. 32 Tahun 2021) menetapkan bahwa setiap tangki penyimpanan minyak atau gas  alam  di  industri  minyak  dan  gas  harus  menjalani  pemeriksaan  teknis  dan  keselamatan.  Penelitian  ini  fokus  pada pemeriksaan  berbasis  risiko  dengan  menggunakan  API 581  Risk Based  Inspection.  Pendekatan ini  merancang  program inspeksi berdasarkan tingkat risiko terkait dengan peralatan. Dari hasil perhitungan dan analisis, disimpulkan bahwa storage tank  memiliki  tingkat  risiko  sedang  (1D)  dengan  sisa  umur  terendah  pada  peralatan  selama  15  tahun  (180  bulan)  dan corrosion rate maksimum sebesar 0,127 mm/tahun. Nilai-nilai ini masih berada dalam batas nilai risiko yang diperbolehkan, mengindikasikan  kebutuhan  untuk  tindakan  pencegahan  dan  pemeliharaan  yang  tepat  guna  memastikan  keberlanjutan operasional yang aman dan efisien.
Kata Kunci: Baja, Korosi, Remaining Life, Risk Based Inspection, Storage, Tank

## 1. PENDAHULUAN
Perusahaan PT. ABC adalah Perusahaan yang bergerak dibidang perdagangan olahan minyak dan gas bumi di Indonesia. Dalam pengoperasian penyaluran bahan bakar dibutuhkan penyimpanan sementara yaitu storage tank. Tangki timbun, atau yang lebih dikenal sebagai storage tank, menjadi peralatan krusial dalam industri minyak dan gas. Fungsinya adalah untuk menyimpan berbagai jenis fluida, termasuk minyak mentah,
bahan bakar minyak (BBM), dan produk hasil pengolahan lainnya [1]. Namun, mereka sering kali menghadapi risiko korosi karena bahan konstruksi yang umumnya digunakan, seperti baja [2] Korosi menjadi faktor yang dapat menyebabkan risiko kegagalan pada peralatan dalam sektor industri minyak dan gas bumi. Ketika terjadi kegagalan peralatan, beberapa insiden umum seperti kebocoran media proses, kerusakan parsial peralatan, dan penutupan unit tanpa perencanaan dapat terjadi secara luas. Korosi yang tidak terkendali dapat merusak atau bahkan  menghancurkan  komponen-komponen  sistem  tangki.  Hal  ini  dapat  mengakibatkan  terbentuknya lubang  atau  kegagalan  struktural  pada  tangki,  yang  berpotensi  melepaskan  produk  yang  disimpan  ke lingkungan, menyebabkan kerugian materi dan bahkan risiko kehilangan nyawa [3]. Ini menunjukkan bahwa tangki penyimpanan di kilang minyak dan gas di Indonesia memerlukan perhatian lebih, terutama dalam aspek keselamatan.
Dikarenakan  pentingnya keselamatan  tangki penyimpanan minyak, pemerintah  mengaturnya  sebagai langkah  untuk  mencegah  kecelakaan  di  tangki  dengan  melakukan  pemeriksaan  teknis  untuk  menentukan kehandalan peralatan. Ini adalah aspek umum yang juga diatur dalam berbagai negara dengan peraturan mereka sendiri.  Di  Indonesia  sendiri  ini  diatur  oleh  peraturan  pemerintah  nomor  32  tahun  2021  Setiap  tangki penyimpanan  yang  menyimpan  minyak  atau  gas  alam  dalam  industri  minyak  dan  gas  harus  menjalani pemeriksaan  teknis  dan  pemeriksaan  keselamatan.  Pemeriksaan  teknis  dan  pemeriksaan  keselamatan  dapat dilakukan secara berkala berdasarkan suatu periode waktu tertentu atau sekali setiap empat tahun (pemeriksaan berbasis waktu) atau hasil dari analisis risiko atau pemeriksaan berbasis risiko [3-4]. Kecendrungan Perusahaan di Indonesia menggunakan pemeriksaan berbasis waktu [5].
Pada  penelitian  akan berfokus  dengan  pemeriksaan  berbasis  risiko  berdasarkan  API  581  Risk  Based Inspection yaitu suatu pendekatan yang digunakan untuk merancang program atau jadwal inspeksi berdasarkan tingkat  risiko  yang  terkait  dengan  peralatan  [4,6].  Jika  suatu  peralatan  memiliki  risiko  yang  tinggi,  maka frekuensi  inspeksi  pada  peralatan  tersebut  akan  lebih  sering  dibandingkan  dengan  peralatan  yang  memiliki risiko  rendah.  Penggunaan  RBI  diharapkan  dapat  meningkatkan  keselamatan,  mengurangi  biaya  inspeksi, maksimalkan produksi, mencegah kerusakan berat pada peralatan, dan memungkinkan inspeksi peralatan yang lebih fleksibel [4,7]. Studi oleh Purba et al. berhasil mengoptimalkan inspeksi dengan menggunakan metode RBI yang dapat mengurangi biaya inspeksi secara signifikan [8].
Metode RBI memiliki potensi keuntungan yang signifikan, yaitu meningkatkan waktu operasional dan produktivitas  fasilitas  proses  sambil  tetap  memperhatikan  dan  memelihara  tingkat  risiko  yang  setara[9]. Pendekatan berbasis risiko umumnya menggunakan matriks risiko dengan menggabungkan probabilitas dan konsekuensi,  yang  memberikan  pandangan  yang  lebih  holistik[10].  Meskipun  penelitian  sebelumnya  telah melibatkan Risk Based Inspection pada berbagai peralatan dan unit dalam industri minyak dan gas bumi, untuk fluida gasoline belum pernah dilakukan.
Penelitian  ini  menjadi  lebih  mendalam  karena  menyoroti  urgensi  analisis  risiko  pada  Storage  Tank. Tingkat urgensi ini tinggi karena tank ini beroperasi dengan fluida kerja yang sangat mudah terbakar, sehingga risiko  yang  terkait  dengan  keselamatan  dan  keandalan  peralatan  menjadi  lebih  kritis[11].  Storage  Tank memiliki peran krusial dalam sistem pengolahan minyak dan gas bumi[12].
Melalui pendekatan ini, penelitian ini mengisi celah dalam literatur dengan memfokuskan pada analisis risiko  khusus  pada  Storage  Tank  dengan  fluida  gasoline.  Diharapkan  bahwa  hasil  penelitian  ini  akan memberikan wawasan yang berharga, memperbaiki strategi pemeliharaan, dan memberikan kontribusi pada pengembangan praktik terbaik dalam manajemen risiko dan keamanan peralatan industri minyak dan gas bumi.

## 2. METODOLOGI PENELITIAN
Gambar 1. Skema Penelitia
Analisis  RBI  melibatkan  dua  prosedur  utama,  yakni  perhitungan  probabilitas  kegagalan  (POF)  dan perhitungan konsekuensi kegagalan (COF). Untuk melakukan perhitungan dan analisis RBI, diperlukan data
Mulai Studi literatur Pengambilan data : General data NDT report (terakhir) History maintenance
Maintenance Program
Penentuan damage mechanism, Corrosion rate dan Remaining life
Menentukan Probability of failure dan Consequence of failure dan Risk Matrix Pembahasan dan kesimpulan Selesai
inspeksi tangki selama 10 tahun terakhir. Dikarenakan perusahaan mengalami kesulitan dalam menyediakan data  lengkap,  analisis  kuantitatif  tidak  dapat  dilakukan. Risk  based  inspection didefinisikan  sebagai  suatu proses penilaian risiko dan manajemen yang difokuskan pada loss of cointainment peralatan di fasilitas industri pengolahan, yang disebabkan oleh deteriorasi material. Komponen-komponen potensial dengan risiko tinggi mungkin memerlukan perhatian lebih dari pihak manajemen, mungkin melalui penyesuaian rencana inspeksi.
Biaya peningkatan upaya inspeksi kadang-kadang dapat diimbangi dengan mengurangi upaya inspeksi yang berlebihan di area yang diidentifikasi memiliki risiko lebih rendah [13]. Oleh karena itu, pendekatan semi kuantitatif menjadi solusi untuk mengatasi kendala awal tersebut. Metode Kuantitatif merupakan metode yang menganalisis  data  kerusakan  mesin  berdasarkan  dengan  perhitungan  data  yang  sudah  komplek  [14].  Pada flowchart  penelitian  diatas  langkah  pertama  dilakukan  itu  adalah  dengan  mengumpulkan  dan  mereview dokumen teknis storage tank seperti datasheet, drawing, Riwayat perbaikan, data UT thickness, dan inspeksi yang pernah dilakukan. Setelah itu menentukan damage mechanism dan laju korosi serta remaining life dari storage tank.
Penilaian kondisi tangki, mengacu pada beberapa parameter sebagai berikut:
1. Atap Tangki
Pelat atap terkorosi dengan tebal rata-rata kurang dari 0.09 inch dalam area 100 in 2 atau pelat atap yang terdapat banyak lubang harus diperbaiki atau diganti berdasarkan API 653 Sec. 4.2.1.2 [15].
2. Dinding Tangki
Ketebalan minimum untuk tiap dinding yang telah dihitung harus tidak boleh kurang dari 0.1 inch untuk setiap dinding berdasarkan API 653 Sec. 4.3.3.1. [15].
3. Dasar Tangki
Ketebalan pelat dasar minimum di dasar tangkiharus lebih kecil dari setengah ketebalan pelat dasar asli (tidak termasuk tunjangan korosi asli) atau 50% dari tmin lebih rendah tetapi tidak kurang dari 0.1 inch berdasarkan API 653 Sec. 4.4.5.4. [15].
4. Projection Plate
Ketebalan  proyeksi  pelat  pada  dasar  di  luar  dinding  yang  diukur  pada  ujung  lasan  fillet  bagian  luar dasar-ke-dinding harus tidak kurang dari 0.1 inch. Proyeksi pelat pada bagian dasar terluar di dinding- ke-dasar las harus minimal 3 / 8 inch berdasarkan API 653 Sec. 4.4.5.7. [15].
5. Kemiringan, Kebulatan, Settlement Evaluasi mengacu pada API 653 Sec. 10.
6. Minimum Ketebalan pada Dinding Tangki
Ketika menentukan ketebalan minimum yang dapat diterima untuk seluruh tangki, tmin dihitung sebagai berikut (API 653 Sec 4.3.3.1): [15].
𝑡𝑚𝑖𝑛 = 2.6 (𝐻−1)𝐷𝐺 𝑆𝐸 (1)
Dimana:
Tmin = adalah  ketebalan  minimum  yang  diperbolehkan  (inch).  Namun,  tmin  tidak  boleh kurang dari 0.1 in. untuk setiap tangki;
D = adalah diameter nominal tangki (ft); H = adalah  ketinggian  dari  bagian  bawah  shell  yang  sedang  dipertimbangkan  sampai tingkatcairan maksimum (ft);
G = adalah gravitasi spesifik tertinggi darikonten; S = adalah tegangan maksimum yang diijinkan (lbf/in2); gunakan yang lebih kecil dari 0.80Y atau 0.429T untuk bagian bottom dan dinding kedua; gunakan yang lebih kecil dari 0.88Yatau 0.472T untuk dinding lain. Y = adalah kekuatan luluh minimum yang dari pelat; gunakan 30,000 lbf/in2 jika tidak diketahui;
T = adalah kekuatan tarik minimum pelat yang ditentukan atau 80,000 lbf / in 2 ; gunakan 55,000 lbf/in 2 jika tidak diketahui; E = adalah nilai efisiensi sambungan untuk tangki. Gunakan Tabel 4.2 dari API 653 jika E tidak diketahui.
7. Ketebalan Minimum Dasar Tangki
Metode untuk mennghitung ketebalan minimumpada dasar tangki adalah sebagai berikut (API 653 Sec. 4.4.5.1): [15]
𝑀𝑅𝑇 = (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑢𝑚 𝑜𝑓 𝑅𝑇 𝑏𝑐 𝑜𝑟 𝑅𝑇 𝑖𝑝 ) −   𝑂 𝑟 (𝑆 𝑡 𝑃 𝑟 + 𝑈𝑃 𝑟 ) (2)
Dimana:
MRT
= adalah ketebalan minimum yang tersisa pada akhir interval O r ; O r
= adalah interval operasi layanan (tahun keinspeksi internal berikutnya);
RT bc = adalah ketebalan minimum yang tersisadari korosi sisi bawah setelah perbaikan;
RT ip = adalah ketebalan minimum yang tersisadari korosi internal setelah perbaikan;
S t P r
= adalah laju korosi maksimum yang tidak diperbaiki di sisi atas;
UP r = adalah laju korosi maksimum di sisi bawah.
8. Laju Korosi Laju korosi dihitung berdasar rumus berikut:
𝐿𝑜𝑛𝑔 𝑇𝑒𝑟𝑚 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑜𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑟𝑎𝑡𝑒 (𝐿𝑇) = 𝑡𝑖𝑛𝑖𝑡𝑖𝑎𝑙−𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙
𝑡𝑖𝑚𝑒 𝑏𝑒𝑡𝑤𝑒𝑒𝑛 𝑡𝑖𝑛𝑖𝑡𝑖𝑎𝑙 𝑎𝑛𝑑 𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 (𝑦𝑒𝑎𝑟) (3)
𝑆ℎ𝑜𝑟𝑡 𝑇𝑒𝑟𝑚 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑜𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑟𝑎𝑡𝑒 (𝑆𝑇) = 𝑡𝑝𝑟𝑒𝑣𝑖𝑜𝑢𝑠−𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 𝑡𝑖𝑚𝑒 𝑏𝑒𝑡𝑤𝑒𝑒𝑛 𝑡𝑝𝑟𝑒𝑣𝑖𝑜𝑢𝑠 𝑎𝑛𝑑 𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 (𝑦𝑒𝑎𝑟) (4)
Dimana:
t previous = Tebal sebelumnya yang diukur selama inspeksi sebelumnya.
t initial = Ketebalan pada saat fabrikasi.
t aktual = Ketebalan pengukuran terakhir.
Apabila  hasil  perhitungan  laju  korosi  tidak  didapatkan  (short  term  maupun  long  term)  maka  akan menggunakan perhitungan laju korosi dari standar API 581 Section 2.B.14 antara lain : a. Soil Side Corrosion Rate (External Corrosion)
Faktor-faktor  yang  mempengaruhi  korosi  sisi  tanah  adalah  jenis  tanah  (F SR ),  jenis  pad  (F PA ), pengeringan air (F TD ), perlindungan katodik (F CP ), desain bottom tangki (F TB ) dan suhu operasi (F ST ) dari proses yang disimpan. Penentuan laju korosi sisi tanah (CR S ) dihitung sebagai berikut:
𝐶𝑅𝑠 = 𝐶𝑅 𝑆𝐵 . 𝐹 𝑆𝑅 . 𝐹 𝑃𝐴 . 𝐹 𝑇𝐷 . 𝐹 𝐶𝑃 . 𝐹 𝑇𝐵 . 𝐹 𝑆𝑇 (5)
Dimana:
CR SB = laju korosi dasar sisi tanah. Jika data ini tidak tersedia, maka laju korosi sisi tanah dasar dapat diasumsikan 0.13 mm/y (5 mpy).
b. Product Side Corrosion Rate (Internal Corrosion)
Faktor-faktor yang mempengaruhi korosi sisi produk adalah jenis produk (F PC ), temperature operasi (F PT ), system coil (F SC ), dan keberadaan air di tangki (F WD ). Penentuan laju korosi sisi produk (CR P ) dihitung sebagai berikut:
𝐶𝑅 𝑃 = 𝐶𝑅 𝑃𝐵 . 𝐹 𝑃𝐶 . 𝐹 𝑃𝑇 . 𝐹 𝑆𝐶 . 𝐹 𝑊𝐷 (6)
Dimana:
CR PB = Laju  korosi  baku  dari  bagian  produk,  Jika  data  tidak  tersedia,  maka  dapat diasumsikan 0.05 mm/y (2 mpy)
c. Tingkat Korosi Kombinasi
Disarankan bahwa laju korosi gabungan tidak boleh ditetapkan lebih rendah dari 2 mils per tahun.
- Opsi 1 - Dalam hal ini, laju internal dan eksternal adalah tambahan.
- Opsi 2 - Dalam hal ini, pengguna memilih yang lebih besar dari keduanya.
9. Sisa Umur Layan
Sisa umur dari Tangki (dalam tahun) dapat dihitung dengan rumus berikut ini:
𝑅𝑒𝑠𝑖𝑑𝑢𝑎𝑙 𝑙𝑖𝑓𝑒 = 𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙−𝑡𝑟𝑒𝑞𝑢𝑖𝑟𝑒𝑑
𝐶𝑜𝑟𝑟𝑜𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑟𝑎𝑡𝑒 (7)
Dimana: t aktual = ketebalan pengukuran terakhir.
t required = tebal  yang  diperlukan  pada  komponen,  sebagai  pengukuran  t  aktual.  Dihitung dengan rumus desain.
10. Mekanisme Kerusakan
Seleksi mekanisme kerusakan menggunakan ASME PCC 3 sesuai kriteria yang umum terjadi dari API 571.
11. Penilaian Risiko
Analisis risiko adalah kegiatan untuk mengidentifikasi dan menganalisis penyebab-penyebab potensial serta konsekuensi-konsekuensi yang mungkin terjadi secara kuantitatif, semi-kuantitatif, dan kualitatif. Seperti  yang  ditunjukkan  dalam  persamaan  dibawah,  risiko  didefinisikan  sebagai  kombinasi  antara probabilitas  terjadinya  suatu  peristiwa  dalam  suatu  periode  waktu  tertentu  dan  konsekuensi  dari peristiwa tersebut.
𝑅𝐼𝑆𝐾 = 𝑃𝑜𝐹  × 𝐶𝑜𝐹 (8) 𝑃𝑂𝐹 = 𝐷𝐹𝑡 𝑥 𝐺𝐹𝐹 𝑥 𝐹𝑀 (9)
Dimana: POF = Probability of Failure GFF = Generic Failure Frequency DF t = Total Damage Factor FMS = Management System Factor (nilai average 50% API 581 Sec. 3.5.4)
Setelah  itu  menentukan Total  damage  factor dapat  dilakukan  dengan menggunakan  formula  sebagai berikut:
𝐷𝐹𝑡 = 𝐷𝐹 𝑡 ℎ 𝑖𝑛 + 𝐷𝐹 𝑒𝑥𝑡 d + 𝐷𝐹 𝑠𝑐𝑐 + 𝐷𝐹 𝐻𝑇𝐻𝐴 + 𝐷𝐹 𝑏𝑟𝑖𝑡 + 𝐷𝐹 𝑚𝑓𝑎𝑡 (10)
Frekuensi  Kegagalan  Umum,  atau  Gff,  adalah  probabilitas  kegagalan  yang  dikembangkan  oleh  API untuk jenis komponen tertentu berdasarkan data besar dari populasi industri kilang minyak, gas, dan petrokimia. Konsekuensi dari kegagalan, atau CoF, adalah dampak dari kegagalan tangki, dalam hal ini, kehilangan kekekalan. CoF dapat dihitung baik berdasarkan area (level 1) maupun berdasarkan risiko keuangan (level 2). Konsekuensi berdasarkan area dihitung berdasarkan jenis fluida, fase, dan kondisi operasional  peralatan.  Kemudian,  konsekuensi  keuangan  dihitung  langsung  dengan  mengalikan  area yang  terkena  dampak  dengan  biaya  per  unit  area  dan  kemudian  menambahkannya  dengan  biaya gangguan bisnis dan biaya pembersihan lingkungan. Dalam penelitian ini, COF yang digunakan adalah level 1, atau berdasarkan area. Berikut adalah tabel kategori PoF dan CoF menurut API 581.
Tabel 1 . Range Category of PoF and CoF POF Categories POF Range COF Categories COF Range Area Based, CA (m2) 1 POF ≤ 3.06E-05 A CA ≤ 9.29 2 3.06E-05 < POF ≤ 3.06E-04 B 9.29 < CA ≤ 92.9 3 3.06E-04 < POF ≤ 3.06E-03 C 92.9 < CA ≤ 929 4 3.06E-03 < POF ≤ 3.06E-02 D 929 < CA ≤ 9290 5 POF > 3.06E-02 E CA > 9290

## 3. PEMBAHASAN
Penelahaan dokumen teknis terkait peralatan berdasarkan kriteria yang ditunjukkan pada table 2.
Tabel 2. Equipment Data Review Parameter Value Demineralizedce Type of Equipment Vertical Storage Tank General Arrangement Tag No T-05A General Arrangement Owner PT. ABC General Arrangement Construction Code API 650 General Arrangement
Parameter Value Demineralizedce Type of Roof Fixed Roof General Arrangement Year Built 2001 General Arrangement Material Specification SA 283 Gr. C General Arrangement Design Pressure ATM General Arrangement Design Temperature 55 o C General Arrangement Operating Pressure ATM General Arrangement Operating Temperature 38 o C General Arrangement Tank Diameter 24952 mm General Arrangement Tank Height 11180 mm General Arrangement Max. Liquid Level 8944 mm General Arrangement Capacity 5339.038 KL General Arrangement Safe Working Capacity 4371 KL General Arrangement Fluid Service Gasoline General Arrangement Specific Gravity 0.8 General Arrangement Joint Efficiency 0.85 General Arrangement Total of Shell Course 6 General Arrangement Joint Type Butt Weld General Arrangement
Penelahaan dokumen terkait jenis perawatan dan inspeksi yang dilakukan pada peralatan ditunjukkan pada tabel 3.
Tabel 3. Inspection & Maintenance History Type of Activity Year Findings As Built 2001 Acceptable criteria for as built as built engineering design calculation Acceptable criteria for dimension examination Acceptable criteria for hydrotest and magnetic particle examination Acceptable criteria for painting visual inspection Cleaning Bottom Plate 2018 Cleaning at internal bottom plate
Tabel diatas menunjukkan catatan perawatan dari peralatan T-05A. Tidak terdapat Riwayat perbaikan pada peralatan dan memiliki dokumen desain teknis yang lengkap dan sesuai dengan API 650.

## 3.1 Damage Mechanism
Beberapa  kemungkinan  jenis  mekanisme  kerusakan  yang  diduga  terjadi  pada  peralatan  berdasarkan jenis  material, kondisi operasi dan fluida antara lain:
1. General corrosion , mekanisme kerusakan disebabkan oleh komposisi fluida yang terjadi pada bagian dalam shell dan product-side di bagian bottom
2. External Corrosion , mekanisme kerusakan yang kemungkinan terjadi pada area ekstenal shell dan soil- side di bagian bottom
Table 4. Damage Mechanism Screening Fluid Composition Operating Material Specification Damage Mechanism Remarks Kg/cm2 oC Type Mode Gasoline ATM 38 Carbon Steel General Corrosion Metal Loss Internal  damage  factor  due  to  fluid content at storage tank Atmospheric Corrosion Metal Loss External  damage  factor  due  to atmospheric condition Product Side Corrosion Metal Loss Internal damage factor at product-side of bottom plate Soil Side Corrosion Metal Loss External  damage  factor  condition  as follow: • Soil-side of bottom plate
• Cathodic  and  RPB  system  at  tank not available based on drawing and datasheet
3.2 Corrosion Rate Approach
Hasil perhitungan dari laju korosi ditunjukkanpada tabel 5.
Tabel 5. Result of Corrosion Rate Calculation Component TNom (mm) TPrev (mm) T Act (mm) Year Corrosion rate (mm/year) Built Prev Insp Long Term Short Term Soil Side Product side Combination General Pitting and Localized Roof - - 5.81 2001 - 2021 - - - - 0.127 - Course 1 - - 7.00 2001 - 2021 - - - 0.055 - 0.055 Course 2 - - 7.02 2001 - 2021 - - - 0.055 - 0.055 Course 3 - - 6.43 2001 - 2021 - - - 0.055 - 0.055 Course 4 - - 6.04 2001 - 2021 - - - 0.055 - 0.055 Course 5 - - 6.21 2001 - 2021 - - - 0.055 - 0.055 Course 6 - - 6.02 2001 - 2021 - - - 0.055 - 0.055 Annular - - 10.79 2001 - - - - - - 0.127 -

## Note:
1. Maximum  value  of  corrosion  rate  between  Long  Term  and  Short  Term.  If  corrosion  rate  unable  to calculate, its
2. assumed as maximum value of Soil Side, Product Side Corrosion Rate and Combination Corrosion Rate
3. Combination corrosion rate between Soil-Side (External Corrosion) and Product-Side Corrosion Rate (Internal Corrosion) determination based on API 581
4. Minimum thickness actual based on latest inspection data.

## 3.3 Thickness Approach
Hasil perhitungan ketebalan peralatan ditunjukkan sesuai tabel 6 sesuai kondisi normal operasi (Max. Fill Height).
Table 6. Thickness Required Calculations Component TNom (mm) Tact (mm) 1 Thickness (mm) – API 653 Thicknee (mm) – NFPA 780 4 Remarks 5 Calculation 2 Required 3 Roof - 5.81 - - 4.8 Acceptable Course 1 - 7.00 6.175 2.54 - Acceptable Course 2 - 7.02 4.856 2.54 - Acceptable Course 3 - 6.43 3.216 2.54 - Acceptable Course 4 - 6.04 2.017 2.54 - Acceptable Course 5 - 6.21 0.819 2.54 - Acceptable Course 6 - 6.02 0.123 2.54 - Acceptable Annular - 10.79 4.318 2.54 - Acceptable

## Note:
1. Minimum thickness actual based on latest inspection data. Detailed can be seen at Appendix B
2. Based on calculation equation at API 653 Sec. 4.4.5.4
3. Minimum required thickness from API 653 Sec. 4.3.3.1
4. Minimum thickness considered protected against lighting as per NFPA 780 Section 7.4.1
5. Acceptable when minimum actual thickness greater than required thickness
Ketebalan  roof  pada  tangki  memenuhi  persyaratan  minimum  ketebalan  sesuai  NFPA  780.  Namun peralatan sudah dilindungi oleh fasilitas tower penyalur petir yang tersedia pada instalasi. Fasilitas penyalur petir direkomendasikan agar dilakukan perawatan sehingga mencukupi untuk melindungi tangki dari bahaya sambaran petir.

## 3.4 Plumbness
Hasil pengukuran dan perhitungan dari kemiringan tangki ditampilkan pada tabel 7.
Tabel 7. Result of Plumbness Measurement Point Angle (deg) Plumbness Measurement (mm) Tollerance (± mm) Criteria Point 1 0 60 111.8 Acceptable Point 2 36 60 111.8 Acceptable
Point Angle (deg) Plumbness Measurement (mm) Tollerance (± mm) Criteria Point 3 72 -29 111.8 Acceptable Point 4 108 60 111.8 Acceptable Point 5 144 -60 111.8 Acceptable Point 6 180 -20 111.8 Acceptable Point 7 216 60 111.8 Acceptable Point 8 252 -10 111.8 Acceptable Point 9 288 100 111.8 Acceptable Point 10 324 -100 111.8 Acceptable Note:
Acceptable when measurement lower than tolerance (API 653)

## 3.5 Settlement
Hasil pengukuran dan perhitungan dari settlement tangki ditampilkan pada tabel 8.
Tabel 8. Result of Settlement Measurement Point Measurement Measured Elevation Out of Plane (mm) Permissible Out-of- plane Settlement - Smax Criteria (API 653) Deflection (UI) Settlement (SI) Settlement Point 1 0 250.00 0 5.50 55.42 Acceptable Point 2 36 257.00 -7 -6.50 55.42 Acceptable Point 3 72 251.00 -1 3.00 55.42 Acceptable Point 4 108 251.00 -1 1.50 55.42 Acceptable Point 5 144 254.00 -4 1.00 55.42 Acceptable Point 6 180 259.00 -9 -2.50 55.42 Acceptable Point 7 216 259.00 -9 -3.00 55.42 Acceptable Point 8 252 253.00 -3 2.00 55.42 Acceptable Point 9 288 251.00 -1 2.50 55.42 Acceptable Point 10 324 254.00 -4 -3.50 55.42 Acceptable
Note:
Acceptable  when  actual  settlement  lower  than  max-out  of  plumbness  tolerance  Permissible  Out-of  - Plane Settlement Smax (API 653)
Berdasarkan  tinjauan  integritas  pada  peralatan  tangki  timbun  sesuai  perhitungan  keteknikalnya, peralatan  masih  dalam  rentang  acceptable.  Hasil  pengukuran  ketebalan  memenuhi  kriteria  sesuai  API  653 (Ketebalan  aktual  lebih  besar  dari  ketebalan  yang  dibutuhkan)  serta  hasil  dari  pengukuran  plumbness  dan settlement tangki dalam rentang yang sesuai API 653

## 3.6 Remaining Life
Hasil perhitungan sisa umur layan sesuai kondisi operasi (Max. Fill Height) ditunjukkan sesuai table 9.
Tabel 9. Remaining life Calculation Component Nominal Thickness (mm) Actual Thickness (mm) Required Thickness (mm) Corrosion Rate (mm/yr) RL (years) Roof - 5.81 - 0.127 27.7 Course 1 - 7.00 6.175 0.055 15 Course 2 - 7.02 4.856 0.055 39.3 Course 3 - 6.43 3.216 0.055 58.4 Course 4 - 6.04 2.54 0.055 63.6 Course 5 - 6.21 2.54 0.055 66.7 Course 6 - 6.02 2.54 0.055 63.2 Annular - 10.79 4.318 0.127 50.9

## Note:
1. Based on minimum thickness required from API 653
2. Maximum  value  of  corrosion  rate  between  Long-Term  Corrosion,  Short-Term  Corrosion  Rate,  Soil- Side(External Corrosion) and Product-Side Corrosion Rate (Internal Corrosion) determination based on API 581
3. Minimum thickness actual based on latest inspection data
Hasil penilaian sisa umur layan peralatan antara lain:
1.   Sisa umur layan terendah pada peralatan adalah 15 tahun (180 Bulan) 2.   Nilai laju korosi maksimum pada peralatan adalah 0,127 mm/years

## 3.7 Risk Assessment
Berdasarkan API 581, faktor kerusakan terbagimenjadi enam jenis, yang ditunjukkan pada tabel 10.
Tabel 10. Damage Factor Types and Descriptions No Damage Factor Type Suspect Remark Yes No 1 Thinning Metal loss √ All Component Should be Checked for Thinning 2 External Damage Metal loss a. Atmospheric Corrosion √ All Component Should be Checked for Atmospheric External Corrossion b. Corrosion Under Insulation √ No Insulation 3 Stress Corrosion Cracking (SCC) Cracking a) Caustic or Sodium Hydroxide (NaOH) √ No record of NaOH b) Amine √ No record of Amine c) H2S Content √ No record of H2S Content d) Carbonate (CO3) √ No record of Carbonate (CO3) e) Polythionic Acid √ No record of Polythionic Acid f) Chloride Acid √ No record of Chloride Acid g) Hydroflouric Acid √ No record of Hydroflouric Acid 4 High Temperature Hydrogen Attack (HTHA) Screening Criteria : a. The material is carbon steel, C-½ Mo, or a Cr-Mo low alloy steel (such as ½ Cr-½ Mo, 1
Cr-½ Mo, 1¼ Cr-½ Mo, 2¼ Cr-1 Mo, 3 Cr-1 Mo, 5 Cr-½ Mo, 7 Cr-1 Mo, and 9 Cr-1 Mo)
b) The operating temperature is greater than 177°C (350°F) c) The operating hydrogen partial pressure is greater than 0.345 MPa (50 psia) Cracking √ No record of Hydrogen Partial Pressure 5 Mechanical Fatigue (Piping Only) Cracking √ - 6 Brittle Fracture Screening Criteria : a) The material is carbon steel or a low alloy steel, see Tabel 20.1 API 581 b) Minimum Design Metal Temperature
(MDMT), or Minimum Allowable
Temperature (MAT) is unknown c) Component is operate at or below the MDMT or MAT under normal or upset conditions. Cracking √ Operating Temperature greater than MDMT/MAT
Penilaian risiko pada peralatan mengacu pada API 581. Kriteria PoF mengacu pada damage factor (DF) dan generic failure frequency (GFF). Sedangkan CoF diestimasi menggunakan perhitungan Level 1 berbasis area. Hasil penilaian risiko pada peralatan ditunjukkan sesuai tabel 11.
Tabel 11 . Result of Risk Assessment
Gambar 2. Result of Risk Category
Hasil penilaian risiko peralatan antara lain:
1. Risiko peralatan dalam kategori Medium (1D)
2. Kategori PoF merupakan estimasi nilai akibat pengaruh faktor kerusakan internal thinning (general corrosion dan productside corrosion) dan external thinning (soilside Corrosion and atmospheric corrosion)
3. Kategori CoF merupakan estimasi area yang terdampak karena fluida yang keluar akibat Loss of Containment pada bagian shell

## 3.7 Inspection Plan
Perencanaan dan metode inspeksi yang dianjurkan ditunjukkan pada tabel 11.
Tabel 12. Inspection Plan and Coverage No Mekanisme Kerusakan Metode Inspeksi Cakupan Area 1 Atmospheric Corrosion Inspeksi Visual Melakukan  inspeksi  visual  dengan  cakupan >95% pada peralatan Roof, Shell 2 General Corrosion UT Thickness / Scanning Melakukan  pengukuran  ketebalan  pada peralatan dengan cakupan 100% Spot UT atau > 10% Scanning UT atau >10% profil radiografi untuk area yang sudah ditentukan Roof, Shell 3 Product-Side & Soil-Side Corrosion UT Thickness / Scanning Inspeksi  visual  dengan  cakupan  100%,  diikuti dengan  pengukuran  ketebalan  100%  Spot  UT atau > 50% Floor Scan Bottom
Rekomendasi perencanaan dan metode inspeksi yang dilakukan dari luar tanki ditunjukkan pada tabel 13.
Tabel 13 . Interval Inspection from Outside Tank
No Jenis Inspeksi Paragraph Keterangan Interval 1 Inspeksi Rutin In- Service API 653 Sec. 6.3.1 Oleh Pemilik/Operator 1 Bulan 1 Bulanan 2 Inspeksi Eksternal API 653 Sec. 6.2.3 Regulasi 4 Tahun 4 Tahun API 653 Sec. 6.3.2.1 Minimum 5 Tahun API 653 Sec. 6.3.2.1 RCA/4N1 20 Tahun 3 Inspeksi Pengukuran Ketebalan
Minimum Residual Life Calculation
Roof Plate 20 Tahun 4 Years Shell Plate
20 Tahun Annular Plate - Tahun API 653 Sec. 6.3.3.2.a Corrosion Rate Unknown 5 Tahun API 653 Sec. 6.3.3.2.b Corrosion Rate Known (RCA/2N1) 20 Tahun atau 15 Tahun API 653 Sec. 6.2.3 Regulasi 4 Tahun Tabel 14 . Interval Inspection from internal No Jenis Inspeksi parapgraph Keterangan Interval 1 Inspeksi Internal API 653 Sec. 6.4.2.1 Inisial Inspeksi Internal 10 Tahun Perencananaan Internal Inspeksi pada tahun 2028) Fiberglass-reinforced lining of the product-side of the tank bottom 0 Tahun
No Jenis Inspeksi parapgraph Keterangan Interval installed per API RP 652 Installation of an internal thin-film coating as installed per API RP 652. 0 Tahun Cathodic protection of the soil-side of the tank bottom installed, maintained, and inspected per API RP 651. 0 Tahun Release prevention barrier installed per API 650, Annex I. 0 Tahun

## Note:
1. RCA is the difference between the minimum measured shell thickness and the required thickness and N is the shell corrosion rate.
2. Internal inspection is a cummulative value based on available criteria of tanks safeguard as per Table 6.1 API 653. If tank safeguards not found, the value of years should be zero (0).
3. Interval of internal inspection is the result from addition of the year built or internal inspection (if any) and bottom plate (year) and the cumulative value of tanks safeguard criteria (year).
4. Internal bottom inspection was held at 2018, it’s recommended to perform internal bottom inspection with maximum interval period at 2028.

## 4. KESIMPULAN
Dari hasil perhitungan yang ditampilkan tabel 7 dan tabel 9 dapat disimpulkan bahwa tingkat risiko dari storage tank adalah Medium (1D) dan memiliki nilai Remaining life terendah pada peralatan adalah 15 tahun (180 Bulan) serta nilai corrosion rate maksimum pada peralatan adalah 0,127 mm/years. Nilai ini masih dalam batas  nilai  risiko  yang  diperbolehkan.  Interval  pemeriksaan  storange  tank  di  atas  4  tahun,  dengan  batas maksimum 10 tahun. Inspeksi teknis pada tangki penyimpanan di kilang minyak dan gas dengan menggunakan metode  RBI  terbukti  lebih  efisien  dan  efektif  dibandingkan  dengan  pemeriksaan  berdasarkan  waktu  secara rutin.

## UCAPAN TERIMAKASIH
Kami dengan tulus ingin menyampaikan rasa terimakasih kepada semua pihak yang telah berpartisipasi dan memberikan kontribusi berharga dalam penelitian ini. Ucapan terima kasih kami sampaikan kepada seluruh individu dan lembaga yang telah memberikan bantuan serta dukungan yang luar biasa dalam memperlancar jalannya penelitian ini. Adapun kepada semua yang telah memberikan dukungan, nasihat, dan bantuan teknis selama  proses  penelitian,  kami  ingin  mengucapkan rasa  terima  kasih  yang  sebesar-besarnya  atas  kontribusi yang berarti bagi kelancaran penyelesaian penelitian ini.

## REFERENSI
[1] A.P.I. (API), Welded Steel Tanks for Oil Storage, API Standard 650, Am. Pet. Inst.(2001).
[2] Kharisma AA, Givari AF, Mulyana IS. Desain Dan Analisis Kekuatan Tangki Fire Water Storage Tank Tipe  Fix  Cone  Roof  Kapasitas  1500  Kl  Dengan  Perhitungan  Aktual  Dan  Simulasi  Software.  Jurnal Ilmiah Teknologi dan Rekayasa. 2021;26(1):69–78.
[3] E. Bardal, Corrosion and Protection (Springer Science & Business Media, 2007).
[4] API. Risk Based Inspection. Vol.581 . API; 2016.
[5] ESDM.  (2021).  Permen  ESDM  No.  32  Tahun  2021  tentang  Inspeksi  Teknis  dan  Pemeriksaan Keselamatan Instalasi dan Peralatan pada Kegiatan Usaha Minyak dan Gas Bumi.
[6] Ratnasari,  P.,  Alhilman,  J.,  &  Pamoso,  A.(2019).  Penilaian  Risiko,  Estimasi  IntervalInspeksi,  dan Metode Inspeksi pada Hydrocarbon Piping Menggunakan Metode Risk Based Inspection (RBI). Jurnal INTECH Teknik Industri Universitas Serang Raya, 5(2), 67–74.
[7] Vianello et al., 2016,A risk-based tool to support the inspection management in chemical plants,Journal of Loss Prevention in the Process Industries,Volume 41,2016,Pages 154-168,ISSN 0950-4230
[8] Purba,  Martha  Laura,  Endang  Budiasih,  and  Fransikus  Tatas  Dwi  Atmaji.  Usulan  Optimasi  Interval Inspeksi  Dan  Estimasi  Remaining  Life  Pada  Pressure  Vessel  Menggunakan  Metode  Risk  Based Inspection (RBI) Dengan Pendekatan Semi-Kuantitatif. 2020.
[9] S. W. Tien,  W.  T.  Hwang, and C. H. Tsai, “Study  of a risk-based piping inspection guideline system,” ISA Trans., vol. 46, no. 1, pp. 119–126, 2007, doi: 10.1016/j.isatra.2006.06.006.
[10] 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.
[11] 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
[12] 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.
[13] M.R. SHISHESAZ, M. NAZARNEZHAD BAJESTANI, S.J. HASHEMI, E.SHEKARI, Comparison of  API  510  pressure  vessels  inspection  planning  with  API581  risk-based  inspection  planning approaches, Int. J. Press. Vessel. Pip. 111–112(2013). https://doi.org/10.1016/j.ijpvp.2013.07.007.
[14] M. Al Qathafi and Sulistijono, “Studi Aplikasi Metode Risk Based Inspection ( RBI ) Semi-Kuantitatif API 581 pada Production Separator,” vol. 4, no. 1, 2015
[15] A.P.I. (API), Aboveground Storage Tank Inspector, API Standard 653, Am. Pet. Inst. (2001).