Abstrak—Seiring perkembangan eksplorasi minyak dan gas bumi di dunia, perusahaan minyak dan gas di Indonesia juga turut berlomba-lomba untuk mendapatkan ladang minyak dan gas bumi sebanyak-banyaknya. Perkembangan ini turut dipengaruhi oleh aturan-aturan pemerintah mengenai keselamatan dan pencegahan bahaya baik pada unit yang dikelola maupun tenaga kerja pengelola. Untuk itu semua perlatan-peralatan (unit kerja) harus dijamin kehandalaannya agar tidak menimbulkan bahaya baik bagi pekerja maupun lingkungan. Subjek penelitian dalam tugas akhir ini ialah pada pressure vessel yang dimiliki oleh Terminal LPG Semarang. Kemungkinan bahaya yang dapat menyebabkan kerusakan pada pressure vessel perlu dianalisis agar dapat meminimalkan resiko yang akan terjadi. Metode Risk Based Inspection (RBI) diharapkan dapat meminimalkan resiko yang ada pada pressure vessel. Penilaian resiko dalam tugas akhir ini mengacu pada standar API RP 581. Untuk mengetahui besarnya resiko yang ada pada plant, maka terlebih dahulu harus dihitung besarnya probabilitas kegagalan dan konsekuensi apabila terjadi kegagalan. Langkah selanjutnya ialah membandingkan besarnya resiko yang didapat dengan target resiko yang dimiliki oleh perusahaan. Dari hasil perbandingan ini dapat diketahui tingkat resiko pressure vessel, sehingga dapat ditentukan jadwal inspeksi dan metode inspeksi yang tepat.
Kata Kunci—API RP 581, inspeksi, konsekuensi, pressure vessel, probabilitas, resiko, risk based inspection.

## I. PENDAHULUAN
ALAH satu alat penunjang dalam eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi ialah pressure vessel . Pressure vessel didefinisikan sebagai bejana/wadah yang didesain untuk dapat menahan tekanan baik internal maupun eksternal. [1] Terminal LPG Semarang memiliki beberapa unit pressure vessel jenis storage tank . Setiap pressure vessel memiliki umur produksi yang sangat bergantung pada jenis dan penggunaan pressure vessel itu sendiri. Apabila terus dilakukan pengoperasian melebihi umur yang seharusnya, dikhawatirkan dapat mengakibatkan bahaya-bahaya yang tidak diinginkan.
Kemungkinan bahaya yang dapat menyebabkan kerusakan pada pressure vessel perlu dianalisis agar dapat meminimalkan resiko yang akan terjadi. Identifikasi bahaya tersebut harus dapat mewakili semua potensi bahaya yang berpengaruh terhadap kinerja pressure vessel . Sehingga, setelah diperhitungkan analisis resiko dan langkah mitigasinya, perlu
di pertimbangkan pula jadwal dan metode inspeksi. Hal ini dilakukan agar kinerja pressure vessel dapat maksimal sehingga akan didapatkan hasil produksi yang sebaik- baiknya.[2]
Risk based inspection (RBI) adalah suatu metode pendekatan secara modern yang dapat digunakan sebagai tools inspeksi terhadap peralatan berdasarkan kemungkinan- kemungkinan resiko yang dapat terjadi baik dari segi failure , cost , environtment , safety , dan juga operasi. Diharapkan dengan menggunakan RBI dapat memberikan hasil perhitungan yang akurat terhadap resiko pada pressure vessel sehingga dapat dilakukan upaya-upaya pengendalian yang memadai untuk mencegah terjadinya kegagalan. [3]
Proses penilaian resiko dilakukan untuk mengidentifikasi seluruh kemungkinan yang mungkin dapat membahayakan kesehatan manusia, lingkungan, proses produksi, maupun peralatan. Langkah awal dari risk assessment adalah identifikasi bahaya dan dampak dari bahaya tersebut. Siapa saja dan apa saja yang akan terkena dampak dari bahaya tersebut. [4]
Metode RBI mendefinisikan tingkat resiko peralatan yang dianalisis sebagai kombinasi dari dua parameter yaitu peluang kegagalan dan konsekuensi kegagalan. Analisis peluang kegagalan berhubungan dengan besar kecilnya peluang sebuah peralatan mengalami kegagalan. Sedangkan analisis konsekuensi kegagalan berhubungan dengan dampak yang dihasilkan dari kejadian kegagalan. [5]

## II. METODOLOGI PENELITIAN
Studi yang dilakukan adalah bertujuan untuk mengetahui tingkat resiko pada pressure vessel . Tingkat resiko dapat diketahui dengan menghitung besarnya resiko yang dimiliki oleh peralatan, kemudian membandingkannya dengan target resiko. Dari perbandingan ini dapat diketahui tingkat resiko yang ada, apakah dibawah risk target atau telah melebihi risk target .
Penilaian resiko dilakukan dengan mengombinasikan besarnya peluang kegagalan dan konsekuensi kegagalan. Sehingga langkah awal dalam studi RBI ini ialah menghitung besarnya probabilitas kegagalan. Probabilitas kegagalan sangat dipengaruhi oleh penyebab kegagalan. API 581 memberikan 21 penyebab kegagalan. Penentuan penyebab kegagalan dilakukan dengan screening kriteria seperti yang
Analisis Remaining Life dan Penjadwalan Program Inspeksi pada Pressure Vessel dengan

## Menggunakan Metode Risk Based Inspection

## (RBI)
Dyah Arina Wahyu L, Dwi Priyanta dan Dhimas Widhi H.
Jurusan Teknik Sistem Perkapalan, Fakultas Teknologi Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS)
Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya 60111 Indonesia
e-mail : priyanta@its.ac.id
S
diberikan oleh API 581.
Langkah selanjutnya setelah didapatkan probabilitas kegagalan ialah menghitung besarnya konsekuensi kegagalan. Konsekuensi kegagalan dipengaruhi oleh ukuran lubang pelepasan, laju pelepasan atau massa pelepasan, sistem deteksi dan isolasi, dll.
Setelah probabilitas dan konsekuensi kegagalan didapat, maka dapat dihitung besarnya resiko pada saat dilakukan RBI. Besarnya resiko yang ada selanjutnya dibandingkan dengan risk target , dan dilakukan penilaian RBI. Penilaian RBI dilakukan untuk mengetahui jadwal inspeksi dan metode inspeksi yang tepat untuk pressure vessel .

## III. ANALISIS DATA DAN PEMBAHASAN

## A. Probabilitas Kegagalan
Probabilitas kegagalan dihitung menggunakan persamaan 1 berikut ini : PoF = gff x FMS x DF (1) Dimana : PoF  : Probabilitas kegagalan
gff : generic failure frequency F MS : factor management systems DF : damage factor
Nilai gff menyatakan besarnya frekuensi kegagalan pada masing-masing peralatan. Nilai generic failure frequency diberikan oleh API 581. Sedangkan FMS menunjukan faktor sistem manajemen yang dimiliki oleh perusahaan. Penentuan nilai factor management system dilakukan oleh pihak perusahaan. Penilaian tersebut berdasarkan daftar pertanyaan- pertanyaan seperti pada Annex 2B API 581.
Damage factor merupakan faktor yang paling mempengaruhi penyebab kegagalan peralatan. Penentuan damage factor dilakukan dengan melakukan screening seperti yang diberikan oleh API 581. Hasil damage factor untuk pressure vessel ialah thinning damage factor dan external damage factor ( multiple damage factor ). Sedangkan damage factor untuk piping systems ialah mechanical fatigue . Perhitungan damage factor pada pressure vessel dipengaruhi oleh kategori keefektivitasan inspeksi yang telah dilakukan. Inspeksi yang telah dilakukan ialah 2 kali dengan metode inspeksi visual examination dengan pengukuran ketebalan. Kategori efektivitas inspeksi menentukan parameter damage factor . Sehingga besarnya damage factor dapat ditentukan berdasarkan tabel 5.1 API 581.
Perhitungan damage factor untuk piping system dipengaruhi oleh kondisi sistem perpipaan. Kondisi tersebut meliputi kejadian kegagalan pada sistem perpipaan, getaran yang terjadi sistem perpipaan, modifikasi yang pernah dilakukan pada sistem perpipaan, fittings pada sistem perpipaan, dll. Ringkasan hasil perhitungan probabilitas pressure vessel kegagalan dapat dilihat pada Lampiran A. Sedangkan ringkasan probabilitas piping system dapat dilihat pada Lampiran B.

## B. Konsekuensi kegagalan
Konsekuensi kegagalan dihitung dengan menggunakan persamaan 2 berikut ini :
max , (2)
Dimana :
= Konsekuensi area component damage (ft 2 ) = Konsekuensi area personel injury (ft 2 )
Besarnya konsekuensi area component damage dihitung dengan menggunakan persamaan 3 berikut ini : max , , (3)
Dimana :
= Konsekuensi area flammable/explosion (ft 2 ) = Konsekuensi area toxic (ft 2 ) = Konsekuensi area non-toxic non-flammable (ft 2 )
Sedangkan konsekuensi area personel injury dapat dihitung dengan menggunakan persamaan 4 di bawah ini :
max , , (4)
Dimana :
= Konsekuensi area flammable/explosion (ft 2 ) = Konsekuensi area toxic (ft 2 )
= Konsekuensi area non-toxic non-flammable (ft 2 ) API 581 secara umum memberikan 2 kategori konsekuensi, yakni konsekuensi area component damage dan personel injury .  Konsekuensi area sangat dipengaruhi oleh massa fluida dan ukuran lubang pelepasan. Analisi konsekuensi dilakukan pada masing-masing ukuran lubang pelepasan. API 581 memberikan 4 ukuran lubang untuk pressure vessel yaitu ¼ inch, 1 inch, 4 inch, dan 16 inch.
Langkah perhitungan konsekuensi untuk pressure vessel dan piping system ialah sama. Perbedaan hanya terletak pada ukuran lubang yang dianalisis. Untuk pipa, API 581 memberikan ukuran lubang pelepasan mulai ¼ inch sampai dengan ukuran diameter pipa tersebut. Misal untuk pipa 2”, maka ukuran lubang pelepasannya ialah ¼ inch, 1 inch, dan 2 inch ( rupture ).
Ringkasan perhitungan konsekuensi area untuk pressure vessel dapat dilihat pada lampiran C. Sedangkan tabel 1 dibawah ini menunjukkan hasil akhir konsekuensi area pada sistem perpipaan.
Table 1 konsekuensi area pada piping system
No. Peralatan  Konsekuensi (ft 2 ) 1. Pipa 2“ tangki V110 2387.885 2. Pipa 2“ tangki V110 2387.885 3. Pipa 2“ tangki V110 2387.885 4. Pipa 2“ tangki V110 2387.885 5. Pipa 4“ tangki V110 69040.89 6. Pipa 4“ tangki V110 69040.89 7. Pipa 4“ tangki V110 69040.89 8. Pipa 4“ tangki V110 69040.89

## C. Penilaian Resiko
Resiko dihitung pada kondisi RBI date dan Plan date . Besarnya resiko dihitung dengan menggunakan persamaan 5 di bawah ini :
(5)
Dimana : PoF : Probabilitas Kegagalan
CoF : Konsekuensi kegagalan Tingkat resiko pada pressure vessel dapat diketahui dengan membandingkan hasil perhitungan resiko pada RBI date dan Plan date dengan besarnya risk target . Maka dari itu resiko dihitung dengan rumusan 5 diatas.
Tabel 2 di bawah ini menunjukkan besarnya resiko pada masing-masing pressure vessel .
Tabel 2. Resiko pada Masing-masing Pressure Vessel
No. Equipment Pada RBI date Pada Plan date 1. PoF PV-110 17.732 65.0195 2. PoF PV-120 17.732 65.0195 3. PoF PV-130 17.732 65.0195 4. PoF PV-140 17.732 65.0195
Penentuan resiko untuk piping system dibatasi cukup pada risk matrix . Risk matrix merupakan kombinasi antara kategori probabilitas dengan kategori konsekuensi. Tabel 3 berikut ini menampilkan kategori probilitas kegagalan dan konsekuensi kegagalan.
Tabel 3. Kategori Resiko Probability Category (1) Consequence Category (2) Category Range Category  Range (ft 2 ) 1 Df ≤ 2 A CA ≤ 100 2 2 < Df ≤ 20 B 100 < CA ≤ 1000 3 20 < Df ≤ 100 C 1000 < CA ≤ 3000 4 100 < Df ≤ 1000 D 3000 < CA ≤ 10000 5 Df > 1000 E CA > 10000
Sedangkan tabel 8 berikut ini menunjukkan kategori resiko pada piping system.
Table 4. Kategori Resiko pada Piping System
No. Equipment Risk Category
1. Pipe 2” 1C 2. Pipe 4”
1E

## D. Risk Based Inspection (RBI)
Penilaian RBI dilakukan dengan membandingkan besarnya resiko pada saat RBI date dan plan date dengan besarnya risk target. Gambar 1 dibawah ini menunjukkan tingkat resiko pressure vessel .
Gambar 1. Grafik Perbandingan RBI date dan Plan date
Titik perpotongan antara resiko dengan risk target menunjukkan waktu inspeksi yang akan dilakukan. Inspeksi
dilakukan bertujuan untuk meminimalkan resiko.
Jadwal (waktu) inspeksi dihitung dengan cara menarik garis dari perpotongan resiko dengan risk target. Tabel 9 berikut ini menunjukkan waktu inspeksi pada masing-masing pressure vessel.
Tabel 5. Waktu Inspeksi pada Masing-masing Pressure Vessel No. Equipment Waktu (years) 1. PV-110 9.42 2. PV-120 9.42 3. PV-130 9.42 4. PV-140 9.42
Besarnya resiko setelah dilakukan inspeksi dihitung dengan mengombinasikan probabilitas kegagalan yang baru dengan konsekuensi kegagalan peralatan. Tabel 10 di bawah ini menunjukkan besarnya resiko pada masing-masing pressure vessel setelah dilakukan inspeksi.
Tabel 6. Besarnya resiko pada masing-masing pressure vessel setelah dilakukan inspeksi
No. Equipment Risk 1. PV-110 14.77 2. PV-120 14.77 3. PV-130 14.77 4. PV-140 14.77
E. Kategori Resiko pada Piping Systems
Tingkat resiko pada piping sistem ditentukan dari risk matrix seperti yang diberikan dalam API 581. Sebelumnya, harus ditentukan terlebih dahulu kategori resiko dengan mengombinasikan probabilitas kegagalan dengan konsekuensi kegagalan. Gambar 2 berikut ini menunjukkan tingkat resiko pressure vessel .
Kategori tingkat resiko untuk pipa 2 inch berada pada kategori medium . Sedangkan tingkat resiko pada 4 inch berada pada kategori medium high . Dibutuhkan suatu mitigasi agar dapat meminimalkan resiko yang ada.

## IV. KESIMPULAN
Kesimpulan dari studi RBI ini ialah :
1. Besarnya resiko pada pressure vessel V110, V120, V130,
dan V140 adalah 17.732 ft2. Besarnya resiko pada masing-masing pressure vessel adalah sama, hal ini dikarenakan data pada masing-masing pressure vessel sama.
0 50 100 0 5 10 15 20 25 Risk (ft2/year) Years Kurva RBI date VS Plan date
RBI Date Plan Date Series4 Risk Target
Gambar 2. Risk Matrix of Piping System
2. Inspection planning untuk pressure vessel V110, V120,
V130, dan V140 diestimasikan pada tahun ke-9 setelah dilakukan analisis RBI, yaitu pada tanggal 22 Juni 2025.
3. Umur sisa ( remaining life ) pressure vessel V110, V120,
V130, dan V140 yaitu 11,1 tahun.
4. Jadwal dan metode inspeksi untuk pengoperasian selama 20 tahun, yaitu :
a. Metode inspeksi
Metode inspeksi yang diharapkan dapat diaplikasikan yaitu UT thickness .
b. Jadwal inspeksi
Jadwal inspeksi berdasarkan analisis RBI ialah pada 22 Juni 2025. Hasil tersebut lebih lama dibandingkan ketentuan SKPP Migas, yaitu setiap 3 tahun sekali. Perbedaan jadwal inspeksi tersebut dapat disebabkan oleh data yang kurang lengkap.

## UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis mengucapkan terima kasih kepada bapak Ir. Dwi Pritanta, M.SE dan DR. Dhimas Widhi H., ST., M.Sc selaku dosen pembimbing yang telah memberikan masukan selama pengerjaan tugas akhir ini. Penulis juga mengucapkan terima kasih kepada seluruh karyawan/i Terminal LPG Semarang yang telah membantu baik selama pengambilan data maupun selama pengerjaan studi ini.

## DAFTAR PUSTAKA
[1] American Petroleum Institute (API). 2006. Pressure Vessel Inspection Codes API 510 Ninth Edition. Washington, D.C : API Publishing Services.
[2] Kharismawati, Intan. 2012. Peniaian Resiko dan Perencanaan Program Inspeksi pada Pressure Vessel dengan Menggunakan Metode Risk Based Inspection . Surabaya : ITS.
[3] Zaidun, Yasin. 2010. Analisa Perbandingan Metode Assessment Berbasis Resiko dengan Metode Assessment Berbasis Waktu pada Stasiun Pengolahan Gas. Jakarta : UI.
[4] Muhlbauer, WK. 2004. Pipeline Risk Management Manual, 3rd Edition. Elsevier Inc.

## LAMPIRAN A

## Ringkasan Perhitungan : Probabilitas Kegagalan
Equipment Type   : Pressure Vessel Equipment No.     : PV-110
Probability of Failure 1. Multiple Damage Factor Yes / No 2. Type of Damage Factor Thinning DF External DF 3. Number of Inspection 2 2 4. Category of Inspection C (fairly effective) D (poorly effective) 5. RBI Date 22 – 02 – 2016 22 – 06 – 2016 6. Plan Date 22 – 02 – 2036 22 – 02 – 2036 7. Age at RBI Date 6.5 years 6.5 years 8. Age at Plan Date 26.5 years 26.5 years 9. Thickness at last inspection 58.7 (mm) 58.7 (mm) 10. Age of Coating Inst. Omitted 12.5 years 11. Time-in Service Omitted 6.5 years 12. Base Corrosion Rate Omitted 0.127 mm/yrs 13. Corrosion Rate 0.54 mm/yrs 0.127 mm/yrs 14. Thickness Minimum 53.725 mm 53.725 mm 15. Art damage factor at RBI 0.00 0.00
Date 16. Art damage factor at Plan Date 0.13 0.12 17. DF at RBI Date 5 1 18. DF at Plan Date 20 2 19. Total DF at RBI Date 6 20. Total DF at Plan Date 22 21. Total Generic Failure Frequency (gff) 3.06E-05 22. Factor Management System (F SM ) 0.779 23. Probability of Failure at RBI Date 0.000143 24. Probability of Failure at Plan Date 0.000524

## LAMPIRAN B

## Ringkasan Perhitungan : Konsekuensi Kegagalan
Equipment Type : Piping System at PV-V110 Probability of Failure 1. Diameter of Pipe 2” 4” 2. Base Damage Factor for Pipeline Failure 50 1 3. Base Damage Factor for Audible Shaking 500 500 4. Adjustment Factor for Audible Shaking 1 1 5. Cyclic Loading Type 50 50 6. Base Damage Factor for Piping 500 500 7. Adjustment for Corrective Action 1 1 8. Adjustment for Pipe Complexity 0.002 0.002 9. Adjustment for Condition of Pipe 1 1 10. Adjustment for Joint Type or Branch Design 2 2 11. Adjustment for Branch Diameter 0.02 0.02 12. Final Damage Factor 0.04 0.04

## LAMPIRAN C Ringkasan Perhitungan : Konsekuensi Kegagalan
Equipment Type   : Pressure Vessel Equipment No.     : PV-110 PERHITUNGAN VAPOR RELEASE RATE
Step I Menentukan fluid properties
1. Fluid Representative C 3 – C 4 2. Stored Phase Liquid 3. After Release Phase Gas Step II Menghitung Vapor Release Rate (W n )
1.
Release hole size ¼ inch 1 inch 4 inch 16 inch 2. Generic failure freq.
8.00
E-06 2.00 E-07 2.00 E-06 6.00 E-05 3. Gff total 7.02E-05 4. Tekanan transisi 17.3 psi 5. Tekanan penyimpanan 175 psi 6. Vapor Release Rate 0.35 lb/s 5.57 lb/s 89.1 lb/s 1425 lb/s Step III Mengestimasikan fluid inventory
7. Mass comp 84025 lbs 8. Mass inv 257075 lbs 9. W max8 357 lb/s 10. Mass add 62.6 lbs 1002 lbs 1602
9 lbs 6419 3.42
lbs
11. Mass avail 8408 7.61 lbs 8502 6.82 lbs 1000 54.2 1 lbs 1482 18.4 lbs
Step IV Menentukan Tipe Pelepasan 12. Waktu pelepasan 2874 7.51 scnd 1796 .71 scnd 112. 29 scnd 7.01 8 scnd 13. Tipe pelepasan Cont inuo us Insta ntan eous Insta ntan eous Insta ntan eous
Step V Menentukan Dampak Sistem Deteksi dan Isolasi 14. Kategori sistem deteksi B 15. Kategori sistem isolasi B 16. Reduction factor (fact di ) 0.15 17. Leak duration (ld max ) 40 mnts 30 mnts 20 mnts N/A Step VI
Menentukan Laju Pelepasan atau Massa Pelepasan
18. Laju pelepasan ( rate ) 0.3 lb/s Omit ted Omit ted Omit ted 19. Masa pelepasan ( mass ) Omit ted 8515 .52 lbs 9083 2.21 lbs 1482 18.4 lbs Step
VII Menghitung Konsekuensi Area Flammable/Explosion
20.
Reduction factor (fact mi ) 0.2
21. Energy efficiency factor Omit ted 0.72 4.83 5.68 22. Auto-ignition Not Likely Continouos Release Component Damage 11.7 ft 2 Omit ted Omit ted Omit ted
23. Auto-ignition Likely Continuous Release Component Damage 74.2 ft 2 Omit ted Omit ted Omit ted
24. Auto-ignition Not Likely Instantaneous Release Component Damage Omit ted 2096 7.01 ft 2 1719 2.8 ft 2 2079 9.48 ft 2 25. Auto-ignition Likely, Instantaneous Release Component Damage Omit ted 1736 60.1 ft 2 1150 76.4
9 ft 2
1332 14.9 ft 2
26. Auto-ignition Not Likely Continouos
Release Personel Injury 29.6 ft 2 Omit ted Omit ted Omit ted
27. Auto-ignition Likely Continuous Release Personel Injury 198 ft 2 Omit ted Omit ted Omit ted 28.
Auto-ignition Not Likely Instantaneous
Release Personel Injury Omit ted 5678 4.91 ft 2 4998 9.99 ft 2 6137 1.78 ft 2 29. Auto-ignition Likely, Instantaneous Release Personel Injury Omit ted 5875 01.7 ft 2 3893 10.2
1 ft 2 4056 0.61 ft 2 30. Blending factor
0.00
55 1 1 1 31. AIT blending factor 0 32. Auto-ignition Likely Component Damage 73.8 ft 2 1736 60.0 ft 2 1150 76.4 9 ft 2 1332 14.9 ft 2
33. Auto-ignition Likely Personel Injury 197 ft 2 5875 01.7 ft 2
3893 10.2 1 ft 2
4506 73.5 ft 2 34. Auto-ignition Not Likely Component Damage 11.6 ft 2 2096 7.05 ft 2 1719 2.80 4 ft 2 2079 9.48 ft 2 35. Auto-ignition Not 29.5 5678 4998 6137
Likely Personel Injury ft 2 4.91 ft 2 9.92 ft 2 1.78
ft 2 36. AIT blended Consequence Area for Component Damage 11.6 ft 2 2096 7.05 ft 2 1719 2.8 ft 2 2079 9.48
ft 2 37. AIT blended Consequence Area for Personel Injury 29.5 ft 2 5678 4.91 ft 2 4998 9.92 ft 2 6137 1.78 ft 2 38. Final Consequence Area for Component
Damage 42047.097 ft 2 39. Final Consequence Area for Personel
Injury 123983.004 ft 2
40. Consequence Area 123983.004 ft 2