## PENILAIAN RISIKO DAN PENENTUAN SISA UMUR TERHADAP PIPA GAS TEE 24" DI PT.X DENGAN MENGGUNAKAN METODE RISK BASED INSPECTION
Gunawan Dwi Haryadi 1 *, Agus Suprihanto 1 , Auda Sephanya 1 , Ismoyo Haryanto 1
1 Departemen Teknik Mesin Universitas Diponegoro, Indonesia
Email: gunawan_dh@undip.ac.id

## ABSTRACT
Risk Based Inspection (RBI) of 24” oil pipe according API 581 has been conducted. The analysis shows that  the  piping system  has  medium  risk.  The  remaining  life is  between  6-7  years.  Because piping  failure  is  due  thinning,  the  next  inspection  using  NDT  is  suggested  not  more  half  of  the remaining life..
Keywords: API 581, oil pipe, Risk Based Inspection

## PENDAHULUAN
Perpipaan  merupakan  salah  satu  metode yang  paling  terjangkau  dan  praktis  yang  sudah diterapkan  pada  sistem  transportasi  minyak  dan gas sejak tahun 1950. Pipa telah digunakan sebagai salah  satu  metode  yang  paling  praktis  serta berharga  murah  untuk  transportasi  minyak  dan gas. Instalasi pipa untuk transmisi minyak dan gas telah  meningkat  drastis  dalam  30  tahun  terakhir (Pluvinage  dan  Elwany,  2013).  Namun,  dengan jaringan  pipa  minyak  dan  gas  yang  mulai berkembang dan lebih kompleks, kecelakaan yang disebabkan  oleh  kebocoran  jaringan  pipa  minyak dan  gas  dapat  terjadi.  Akibatnya,  masalah kegagalan pipa semakin banyak terjadi.
Faktor  ekonomis  dan  lingkungan  serta kehidupan  manusia  menjadi  pertimbangan  untuk melibatkan  masalah  saat  ini  sebagai  integritas struktural dan standar keamanan. Cacat eksternal, misalnya,  cacat  korosi,  goresan  benda  asing  dan erosi  pipa  alasan  kegagalan  besar  dari  jaringan pipa  minyak  dan  gas  (Pluvinage  dan  Elwany, 2013).  Oleh  karena  itu,  keamanan  saluran perpipaan minyak dan gas dalam berbagai kondisi termasuk adanya cacat, baik cacat eksternal yang dapat  dilihat  secara  visual  maupun  cacat  internal harus  dievaluasi  secara  seksama.  Salah  satu metode  yang  dapat  dilakukan  yaitu  dengan menjalankan risk assesment . Risk  assesment merupakan  metode  yang sistematis  untuk  menentukan  tingkat  risiko  yang dapat  diterima  atau  tidak  pada  suatu  kegiatan. Metode ini didefinisikan sebagai seluruh rangkaian  proses  identifikasi  kerusakan  dan estimasi  risiko  seperti likelihood , exposure , konsekuensi, dan safety level assesment . Risk  Based  Inspection (RBI)  merupakan suatu  metode  yang  erat  hubungannya  dengan pembahasan risk assesment . Perlu diketahui bahwa
Risk  Based  Inspection tidak  akan  menghilangkan risiko.  Kemungkinan  terjadinya  insiden  yang merugikan ( probability )  dan dampak  dari  insiden tersebut  ( consequence )  dari  suatu  peralatan  akan selalu  ada. Risk  Based  Inspection berguna  untuk membantu  dan  mengontrol  risiko  kepada  tingkat yang masih bisa diterima dengan memprioritaskan sumber  daya  kepada  peralatan  yang  diketahui memiliki risiko tinggi (API, 2008).
Oleh karena itu metode inspeksi berdasarkan  tingkat  resiko  atau  dikenal  dengan Risk Based Inspection (RBI) ini menjadi sangatlah penting untuk diketahui dan diterapkan agar setiap peralatan  yang  digunakan  dalam  industri  ini terkontrol  semua  kondisinya dan  mampu diambil langkah-langkah yang perlu agar pengoperasionalannya  berjalan  dengan  baik  dan aman.

## METODOLOGI PENELITIAN
Bahan yang digunakan untuk analisis Risk Based  Inspection (RBI)  API  581  adalah  data inspeksi yang diperoleh dari arsip perusahaan pada sistem pemipaan segmen :
a) Pipa Gas Tee KP 09+074 Ø 24”
b) Pipa Gas Tee KP 15+300Ø24”
c) Pipa Gas Tee KP 22+637Ø24”
Data-data tersebut selanjutnya diolah sesuai tahapan analisis seperti ditunjukkan pada Gambar 1.
Gambar 1. Diagram Alir Penelitian

## HASIL DAN PEMBAHASAN

## Probability of Failure
Nilai Probability  of  Failure didapat  dari nilai general frequency failure, damage factor, dan factor management system . Adapun  nilai  general frequency  failure didapat  dari  Table  4.1  pada  buku  API  581.  Nilai general frequency failure untuk setiap pipa dapat dilihat pada Tabel 1 di bawah ini.
Tabel 1. Nilai General Frequency Failure
Hasil  perhitungan damage  factor untuk setiap pipa dapat dilihat pada Tabel 2  di bawah ini.
Tabel 2. Nilai Damage Factor
Adapun  nilai factor  management  system didapat  dari  hasil  evaluasi  sistem  manajemen fasilitas (API 581, 2008). Nilai factor management system untuk setiap pipa dapat dilihat pada Tabel 3 di bawah ini.
Tabel 3. Nilai Factor Management System
Sehingga  untuk  nilai  dan  kategori  dari Probability  of  Failure setiap  pipa  dapat  dilihat pada Tabel 4 di bawah ini.
Tabel 4. Nilai Probability of Failure

## Consequence of Failure
Nilai Consequence  of  Failure didapat dari  penjumlahan  nilai Flammable  Consequence setiap  lubang  pada  pipa  yang  diakumulasikan menjadi satu. Adapun nilai Flammable Consequence untuk setiap pipa dapat dilihat pada Tabel 5.
Tabel 5. Nilai Flammable Consequence
Sehingga  untuk  nilai  dan  kategori  dari Consequence  of  Failure setiap  pipa  dapat  dilihat pada Tabel 6 di bawah ini.
Tabel 6. Nilai Consequence of Failure

## Tingkat Risiko Pipa
Nilai  risiko  ini  didapat  dari  kombinasi antara  nilai Probability  of  Failure dengan  nilai Consequence of Failure . Adapun nilai risiko untuk setiap pipa dapat dilihat pada Tabel 7 di bawah ini.
Tabel 7. Nilai Risiko
Sehingga posisi kategori risiko untuk setiap pipa  yang  dianalisis  menggunakan  metode  semi- kuantitatif secara matriks risiko 5x5 dapat dilihat pada Gambar 2 di bawah ini.

## Gambar 6. Matriks Risiko

## Remaining Life
Penentuan  sisa  umur  pakai  pada  pipa berkaitan  dengan  prioritas  inspeksi  pipa  yang memiliki  kategori  kegagalan  tertinggi  atau  bisa juga dikatakan sisa umur pakai yang lebih sedikit harus mendapat prioritas inspeksi.
Metode  penentuan  umur  pakai  pipa  pada penelitian kali ini ditentukan dengan cara analisis penipisan  logam  dengan  penentuan  T min dimana nilai tersebut merupakan ketebalan minimum yang diijinkan suatu pipa dalam beroperasi. Korosi yang terjadi  adalah  korosi  merata  sehingga  variabel yang  berubah  ada  pada  ketebalan  pipa.  Adapun nilai sisa umur pakai setiap pipa dapat dilihat pada Tabel 8 di bawah ini.
Tabel 8. Nilai Remaining Life
Merujuk  dari  tabel  hasil  perhitungan remaining life untuk setiap pipa, didapatkan nilai remaining life inspeksi berdasarkan tingkat risiko medium yaitu masing-masing:
a) Pipa  Gas Tee KP  09+074  Ø24"  dengan nilai remaining  life 6,5  tahun,  dengan tingkat risiko medium
b) Pipa  Gas Tee KP  15+300  Ø24"  dengan nilai remaining  life 6,875  tahun,  dengan tingkat risiko medium
c) Pipa  Gas Tee KP  22+637  Ø24"  dengan nilai remaining  life 6,375  tahun,  dengan tingkat risiko medium
Nilai remaining life terkecil terdeteksi pada Pipa Gas Tee KP 22+637 Ø24" dengan nilai 6,375 tahun.  Sedangkan  untuk  nilai  remaining  life terbesar terdeteksi pada Pipa Gas Tee KP 15+300 Ø24" dengan nilai 6,875 tahun.

## KESIMPULAN
Berdasarkan  perhitungan  dan  analisa  pada bab sebelumnya dapat ditarik kesimpulan sebagai berikut:
1. Nilai laju korosi pipa gas tee diameter 20 inch pada stasiun KP 09+074, KP 15+300, dan KP 22+637 adalah sebesar 0,008 inch / year .
2. Berdasarkan  analisis  risiko  dengan  metode
Risk Based Inspection API 581 terhadap pipa gas tee diameter 20 inch stasiun KP 09+074, KP  15+300,  dan  KP  22+637 didapat  bahwa ketiga pipa tersebut berada pada status risiko tingkat medium . 3. Sisa umur pipa gas tee diameter 20 inch pada stasiun  KP  09+074  adalah  6,5  tahun. Sedangkan  untuk  pipa  pada  stasiun  KP 15+300  adalah  6,875  tahun  dan  pipa  pada stasiun KP 22+637 adalah 6,375 tahun.
4. Interval  inspeksi  selanjutnya untuk pipa  gas tee diameter 20 inch pada stasiun KP 09+074, KP 15+300, dan KP 22+637 dilakukan setiap 30  bulan  (2,5  tahun)  sekali  menggunakan metode External NDT.

## DAFTAR PUSTAKA
[1] API,  2000. Risk-Based  Inspection  Based Resource Document .
[2] API, 2008.
Risk-Based Inspection Technology.
[3] Cheng,  M.  dan  Lu,  Y.,  2015. Automation  in Construction  Developing  a  risk  assessment method for complex pipe jacking construction projects. Automation  in  Construction,  58,
pp.48–59.
[4] Davis,  J..,  2001. Surface  Engineering  For Corrosion And Wear Resistance, Ohio: ASM International.
[5] Folga,  S.,  2007.  Natural  Gas  Pipeline Technology  Overview,  Argonne  National Laboratory.
[6] Kamsu-foguem, B., 2016. Information structuring  and  risk-based  inspection  for  the marine  oil  pipelines.  Physics  Procedia ,  56, pp.132–142. Available at: http://dx.doi.org/10.1016/j.apor.2016.01.009.
[7] Krishnasamy, L., Khan, F. dan Haddara, M., 2005. Development of a risk-based maintenance  (RBM)  strategy  for  a  power-
generating  plant .  Journal of Loss  Prevention in the Process Industries, 18(2), pp.69–81.
[8] MT150  Digital  Ultrasonic  Thickness  Gauge.
Tersedia
:
http://www.mitech-
ndt.com/en/Home/products_detail.php?flm=0 danlm=692danlim=danid=400 ,  diakses  10 September 2019
[9] Nace International, 2005. Preparation, Installation,  Analysis,  and  Interpretation  of Corrosion Coupons in Oilfield Operations.
[10] Nayyar, M., King, R. dan Crocker, S., 2000. Piping handbook .
[11] Ni.com,  2010.  “ Fundamentals  of  Ultrasonic Imaging  and  Flaw  Detection ”.  Tersedia  : http://www.ni.com/white-paper/3368/en/
[12] Noori,  S.A.  dan  Price,  J.W.H.,  2006. A  risk approach  to  the  management  of  boiler  tube thinning .  Nuclear  Engineering  and  Design, 236(4), pp.405–414.
[13] Perumal, K.E., 2014. Corrosion Risk Analysis
,  Risk  Based  Inspection  and  a  Case  Study
Concerning a Condensate Pipeline . Procedia Engineering, 86, pp.597–605.
[14] Pluvinage,  G.  dan  Elwany,  M.H.,  2013. Safety,  Reliability  and  Risk  Associated  with Water,  Oil  and  Gas  Pipelines ,  Vol.  53,
Springer., pp. 1689-1699.
[15] Robert E. Melchers, William R. Feutrill., 2001 Risk Assessment of LPG automotive refueling facilities, Reliability Engineering and System Safety 74, pp.283-290
[16] Satmoko, M.E.A. dkk., 2015. Risk Assessment On  Gas  Piping  Against  Corrosion  Using  A Risk  Based  Inspection  API  581 .,  Sens  1, pp.64–71.
[17] Vinod  G,  Bidhar  SK,  Kushwaha  HS,  Verma AK,  Srividya  A.,  2003. A  comprehensive framework for evaluation of piping reliability due  to  erosion  –  corrosion  for  risk-informed inservice inspection. , 82, pp.187–193.