Bab 3 Metodologi Quantitative Risk Assessment untuk Equipment

Transkripsi

1 Bab 3 Metodologi Quantitative Risk Assessment untuk Equipment 3.1 Penggunaan Empat Tipe Lubang dalam DNV-RP-G101 Didalam analisis risk menurut DNV, ukuran lubang disederhanakan menjadi empat jenis yakni small, medium, large, dan rupture (Tabel 3.1). Hal ini dimaksudkan untuk mempermudah analisis sehingga perhitungan tidak perlu dilakukan untuk setiap ukuran lubang. Dalam aplikasinya dalam analisis risk, hampir setiap tahapan analisis menggunakan analisis dan perhitungan yang berbeda karena perbedaan ukuran lubang tersebut. Secara umum, analisis dilakukan empat kali, yakni untuk tiap ukuran lubang. Tabel 3.1 Ukuran Lubang dalam DNV [1] Jenis lubang Range ukuran Kecil (small) 0 s/d 5 mm Mengengah (medium) 5-25 mm Besar (large) > 25 mm Pecah (rupture) Max. Diameter Peralatan 3.2 Penentuan Mekanisme Degradasi Penentuan mekanisme degradasi penting dilakukan untuk menentukan inspeksi atau metode monitoring yang optimum. Mekanisme degradasi setiap komponen peralatan spesifik bergantung kepada jenis material, produk servis dan kondisi servisnya. Secara umum mekanisme degradasi dibagi menjadi dua jenis, yaitu internal degradation dan external degradation (corrosion). 17

2 Gambar 3.1 Diagram Alir Penentuan Degradation Mechanism Penentuan Tipe Material Penentuan tipe material yang digunakan di suatu peralatan. Material ini penting untuk menentukan mekanisme degradasi. Tabel dibawah merupakan tipetipe material yang dipakai dalam tugas akhir ini. 18

3 Tabel 3.2 Tipe Material dalam DNV [1] CS SS Material Type Description Carbon Steel Stainless Steel Includes Carbon and Carbon-Manganese steels, low alloy steels dengan SMYS kurang dari 420 Mpa Austenitic stainless steels tipe UNS S304xx, UNS S316xx, UNS S321xx atau sejenis dengan 22Cr duplex UNS S31803 dan 25 Cr super-duplex UNS S32550, UNS S32750 stainless steels atau sejenis dengan Super austenitic stainless steel tipe 6Mo, UNS S31254 Ti Titanium Wrought titanium alloys CuNi Copper Nickel alloys 90/10 Cu-Ni atau sejenis FRP Ni Lainnya Fibre Reinforced Polymer Nickel based alloys Material selain diatas Fibre Reinforced Polymer material dengan polyester atau matriks epoxy dan glass atau carbon fibre Nickel based alloys Semua material yang tidak dijelaskan diatas Penentuan Product Service Code Product Service berguna untuk menjelaskan fungsi kerja dari peralatan yang akan dianalisis, pada tabel 3.3 dibawah ini akan dilengkapi juga dari pegkodean product service, deskripsi fungsi dari peralatannya dan internal degradation yang biasa terjadi. Evaluasi yang salah dengan mekanisme degradasinya dapat terjadi bila fluida kerjanya tidak sama dengan yang ada di deskripsi product service-nya. 19

4 Tabel 3.3 Product Service dalam DNV [1] Product Service Code Description Degradation Group AI Air Instrument Insignificant Compressed air system for pneumatic controllers and valve actuators and purging of electrical motors and panels. Comprises dry, inert gas. AP Air Plant Waters Compressed air system for air hoists/winches, air motors, sand blasting, spray painting, air tools and motor purging. Typically, not dried, so parts may contain water vapour and condensation. Condensed water can be considered as being fresh BC Bulk Cement Chemicals Cement powder. Generally in dry form BL Cement Liquid Additive Chemicals May be proprietary liquids. Plasticisers, accelelators and retarders added as liquid to liquid cement to adjust the flow and curing characteristic CA Chemical Methanol Insignificant Used to prevent and dissolve hydrates in water containing hydrocarbon gas systems. Should contains less than 2% water by volume. May be used as water scavenger CB Chemical Biocide Chemicals May be proprietary fluid biocide such as glutaraldehyde, or chlorine (from electrolysis of seawater or from addition of sodium hypochlorite,etc) CC Chemical Catalyst Chemicals May be proprietary fluid catalyst for chemical reaction controls CD Chemical, Scale inhibitor Chemicals Product May be proprietary scale inhibitor used to prevent scale problems Degradation Service Description arising from BaSO 4 (typically downhole) and CaCO 3 (typically surface Group Code and heater problems) CF Chemical, surface active fluid Chemicals May be proprietary fluid surfactant with dual hydrocarbon and polar character and dissolves partly in hydrocarbon and partly in aqueous phases CG Chemical, Glycol Insignificant 100% glycol, which is not considered corrosive CH Chemical, AFFF Insignificant Fire fighting foam additive to firewater CJ ph Controller Chemicals May be proprietary chemical for buffers typically to raise the ph CK Corrosion Inhibitor Insignificant May be proprietary fluid for injection as corrosion protection. Usually not corrosive in undiluted concentration CM Cement High/Low Pressure Chemicals Cement mixed with a carrier, usually seawater, and used downhole. Likely to be erosive CN Chemical, Mud Additive Chemicals Typically mud acids (e.g.hcl, HF) CO Chemical, Oxygen Scavenger Chemicals Oxygen scavenger. (Typically, sodium bisulphite Na 2 S). Corrosiveness depends on type, and possibly concentration and temperature. Moderate to low concentration can be tolerated in variety of materials, but high concentrations may be corrosive. CP Chemical, Polyelectrolyte/Flocculent Chemicals May be proprietary fluid flocculent for oil content control in produced water 20

5 Product Service Code Description Degradation Group May be proprietary fluid flocculent for oil content control in produced water CS Chemical, Sodium Hypochlorite Solution Chemicals Concentrated NaClO for supply to each consumer. Corrosiveness depends on concentration and temperature CV Chemical, Wax Inhibitor Chemicals May be proprietary wax inhibitor for use in produced liquids to hinder formation of waxes as temperatures arereduced CW Chemical Glycol/Water (Rich Glycol to regenerator) Chemicals Regeneration system to remove water from glycol/water. Part of the gas drying system. The system is in contact with hydocarbons. This, and the rich part of the regenerator, is likely to be the most corrosive area of the system. System fluids are regularly checked for ph due to glycol breakdown. DC Closed Drain System Hydrocarbons Hydrocarbon liquids drains from platform equipment and piping, collected in a closed vessel. Intermittent use or low flow rates leading to stagnation. May have fuel gas blanket at low pressure. Liquids comprise hydrocarbon oil, gas, water, in proportions according to the equipment drained. There is potential for microbial action. DO Drain, Open Waters Drain fro helideck, roof drain and drain from test lines, etc. Mostly seawater and rainwater, butsome oil likely. Under atmospheric pressure Product DS Drain, Sewer/Sanitary Degradation Waters Service Description Closed system. Drain from living quarters containing domestic Group Code sewage DW Drain Water/Storm Waters Open system. Accumulated water from sea spray and rain led to floor gullies FC Completion Fluid High/Low Pressure Chemicals FJ Fuel, Jet Insignificant Clean, water-free aviation fuel (kerosene) for helicopters GA Gas Fire fighting/co 2 Dry, typically bottled, CO 2 used extinguishing gas GF Gas Fuel Insignificant Process gas used to fuel compressors and generators. Dried hydrocarbon gas with CO 2 and H 2 S in the same quantities as th process system. GI Gas Inert Insignificant Inert gas, such as nitrogen or dry CO2. Note: Some installations use exhaust gas for inerting storage tanks with this product service code, and these should be considered as cold exhaust gas MB Mud, Bulk/Solid Chemicals Storage of mud components prior to mixing 21

6 Product Service Code Description MK Mud, Kill Mud pumped into the well for well control purposes. May contain heavy densities of byrites or other solids ML Mud, low pressure Chemicals As MH OF Oil Fuel (Diesel oil) Insignificant Diesel fuel for use in cranes, generators and well pressure equalisation. Usually dry, but may contain water and organic matter that settles in low / stagnant points OH Oil hydraulic Insignificant Clean, dry, filtered hydraulic oil for actuators OL Oil lubricating Insignificant Clean, dry, filtered oil for lubrication purposes OS Oil seal Insignificant Clean, dry, filtered seal oil for gas compressors. May contain amounts of dissolved process gas PB Process Blow down Hydrocarbons Wet hydrocarbon gas. Parts of system are Vents and Flare. Will Product contain CO2 and H2S in the same proportions as Degradation Service Description the systems blown down. Normally purged with fuel gas at low Group Code pressure PL Process Hydrocarbon Liquids Hydrocarbons Untreated liquid hydrocarbons (Post inlet separator).contains some gas but mostly hydrocarbon liquid with some water, dissolved CO2 and H2S, potential for sand. May also contain small amounts of CO2 corrosion inhibitor, scale inhibitor, emulsion breaker and other chemicals. Water contains high levels of dissolved salts from the reservoir. If water injection is part of the process, may contain bacteria that can colonise stagnant areas PS Process Hydrocarbons Vapour Wet Hydrocarbons Wet untreated gas where water vapour is expected to condense into liquid. Contains CO2 and H2S in the same proportions as the reservoir PT Process Hydrocarbons Two Phase Hydrocarbons Untreated two phase flow upstream of inlet separator. Contains oil, gas, water, sand, also CO2 and H2S in the same proportions as the reservoir.may also have inhibitor and stabilisation chemicals injected close to wellhead. Ifwater injection is part of the process, may contain bacteria that can colonise stagnant areas PV Process Hydrocarbons Vapour Wet Hydrocarbons Dry hydrocarbon gas where water is not expected to condense as liquid. (Post separator). Contains CO2 and H2S in the same proportions as the reservoir PW Produced water system Hydrocarbons Water from the production separators. It contains water with dissolved CO2 and H2S in the same proportions as the reservoir, and some oil. Sand may be carried over from the separator 22 Degradation Group MH Mud, high pressure Chemicals High pressure mud pumping system for deliverance of drilling and completion fluids in normal use. May contain well intervention fluids, Completion and packer brine fluids, Mud acids (HCl, HF), well stimulation fluids, scale inhibitors, methanol, diesel, varying densities of byrites or other solids

7 Product Service Code Description Degradation Group SP Steam, Process Not Included SU Steam, Utility/Plant Not Included WA Water, Sea aanti-liquefaction Waters WB Water, Sea Ballast/Grout Waters Oxygen rich seawater that may be treated with biocides/chlorination WG Water, Grouting Systems Waters Used for makeup of cementitious grout during installation or drilling operations. May be either raw seawater or desalinated seawater WH Water, Fresh/Glycol (TEG) Heating Medium Waters Heating medium providing required heat load to process and utility equipment. Fresh or desalinated water mixed with TEG. May also contain Product Degradation Service corrosion Description inhibitor. Regularly checked for ph due Group Code to breakdown of the TEG WJ Water, Jet Water Jet water supply for removing of sand from separators, cleaning of tanks etc. May be supplied from produced water, fresh water, disinfected, or treated seawater. May also require addition of anti-scale chemicals WP Water, Fresh, Raw Water Desalinated, oxygen rich, untreated water WQ Water, Fresh, Hot (closed circuit) Water Fresh or desalinated, oxygen rich, untreated hot water for living quarter and equivalent WS Water, Sea Water Oxygen rich, seawater for distribution to the various platform users. May be treated with chlorination to prevent biological growth within the system 3.3 Penentuan CoF Perhitungan CoF dibedakan menjadi dua faktor, yaitu ignited dan unignited. Kedua faktor tersebut dihitung terpisah tergantung kepada mekanisme kegagalannya dan karakteristik dari sistem tersebut. Berikut diagram alir untuk perhitungan CoF. 23

8 Gambar 3.2 Diagram Alir Penentuan CoF Gambar 3.3 Diagram Alir Penentuan CoF bagian perhitungan unignited 24

9 Gambar 3.4 Diagram Alir Penentuan CoF bagian perhitungan ignited Nilai CoF dari tiga faktor, yaitu Safety Consequence, Economic Consequence, dan Environment Consequence dapat dihitung menggunakan persamaan dalam table

10 Probability of Occurrence Tabel 3.4 Perhitungan nilai CoF dalam DNV [1] CoF of End Events Contribution Factor Safety Economic Environment Safety Economic Environ. P3 S3 B3 E3 P3 x S3 P3 x B3 P3 x E3 P2 S2 B2 E2 P2 x S2 P2 x B2 P2 x E2 P1 S1 B1 E1 P1 x S1 P1 x B1 P1 x E1 Total CoF (P3 x S3)+ (P2 x S2)+ (P1 x S1) (P3 x B3) + (P2 x B2) + (P1 x B1) (P3 x E3) + (P2 x E2) + (P1 x E1) Deskripsi Sistem Deskripsi sistem dari peralatan yang dianalis, memiliki empat faktor yang menentukan sistem dari peralatan tersebut, yaitu: 1. Modul Bagian topside pada instalasi offshore biasanya dibangun dengan modul dan tingkat yang terpisah. Modul-modul yang terpisah ini memiliki fungsi yang spesifik dan pemisah yang aktif dan pasif sehingga dapat memitigasi efek dari keusakan atau kegagalan yang terjadi. 2. Isolatable Section Isolatable section (atau disebut juga inventory group) dapat dihubungkan dengan jumlah maksimum dari fluida berbahaya (hazardous) yang dapat bocor saat adanya kejadian kebocoran. 3. Representative Material (fluid) Representative Material ditentukan pertama berdasarkan Normal Boiling Point (NBP), kedua berdasarkan berat molekul, dan terakhir berdasarkan densitasnya. Rumus yang digunakan adalah sebagai berikut: Sifat mix = x i Sifat i (3.1) Dimana, Sifat mix = Sifat campuran 26

11 x i Sifat i = fraksi mol fluida i = Sifat fluida i yang dianalisis Tabel 3.2 menunjukkan daftar representative material di dalam API 581. Tabel 3.5 Representative Material dalam API 581 [2] Representative Material Contoh Applicable Material C1-C2 Methane, ethane, ethylene, LNG C3-C4 Propane, butane, isobutane, LPG C5 Pentane C6-C8 C9-C12 C13-C16 C17-C25 Bensin, naphtha, light straight run, heptane Diesel, kerosene Jet fuel, kerosene Gas oil, typical crude C25+ Residuum, heavy crude H2 H2S HF Air (Cair) Uap Air Asam (low) Asam (medium) Asam (high) Aromatik Hidrogen Hidrogen Sulfida Hidrogen Fluorida Air (cair) Uap air Low-pressure acid with caustic Low-pressure acid with caustic Low-pressure acid with caustic Benzene, toluene, zylene 4. Sumber Ignition Sumber dari ignition pada suatu modul dapat dihitung dalam bentuk jumlah peralatan (equipment count) dalam jumlah terpisah dari pompa, kompresor, dan generator. Sebagai tambahan jumlah dari hot work hour harus dapat diperhitungkan sesuai dengan kegiatan yang ada di platform. 27

12 3.3.2 Penentuan Mass Leak Rate Mass leak rate adalah fungsi dari tekanan dan ukuran dari lubangnya. Penentuan mass leak rate dilakukan berdasarkan jenis fluida kerjanya, apakah liquid atau gas. Setelah fluida kerjanya didefinisikan maka mass leak rate fluidanya dapat dihitung bergnatung kepada tekanan kerja dari peralatan yang dianalisis. Gambar 3.5 Mass Leak Rate dua fasa fluida berdasarkan DNV [1] 28

13 3.3.3 Penentuan Release Rate Penentuan Release Rate digambarkan dalam diagram alir pada Gambar 3.6. Data yang dibutuhkan dalam penentuannya adalah sebagai berikut: 1. Fasa fluida setelah lepas dari pressure boundary 2. Tekanan atmosfer dan operasi 3. Sifat-sifat fluida seperti yang ditunjukkan dalam variabel-variabel persamaan perhitungan release rate cair maupun gas Langkah pertama dari penentuan release rate adalah penentuan fasa fluida setelah dilepaskan dari pressure boundary. Cara penentuannya dapat dilihat pada Tabel

14 Tabel 3.6 Sifat-sifat Representative Material [2] 30

15 = k k a trans k P P c d L g p A C Q Δ = ρ ) ( + + = k k c d g k g RT km AP C sonic w = k k a k a c d g P P P P k k g RT M AP C subsonic w ) ( Gambar 3.6 Diagram Alir Penentuan Release Rate

16 Tabel 3.7 Penentuan Fasa Akhir Fluida [2] Fasa Fluida pada Kondisi Operasi Tunak Fasa Fluida pada Kondisi Lingkungan Tunak Penentuan Fasa Akhir Setelah Dilepaskan Gas Gas Modelkan sebagai gas Gas Cair Modelkan sebagai gas Cair Gas Modelkan sebagai gas. Jika titik didih fluida pada kondisi lingkungan tunak lebih dari 80 o F, modelkan sebagai cair Cair Cair Modelkan sebagai cair Setelah fasa akhir didapat, langkah-langkah selanjutnya dalam penentuan release rate dapat dilakukan, seperti yang ditunjukan oleh Gambar Penentuan Hole Size Distribution Hole size distribution merupakan ukuran lubang saat terjadinya kegagalan untuk setiap mekanisme degradasi yang ditetapkan sesuai dengan ukuran lubang standar yang telah didefinisikan dalam subbab 3.1. Tabel 3.8 Hole Size Distribution dalam DNV [1] Table C-3 CO 2 Uniform and local corrosion hole sizes distribution Equivalent hole diameter % Distribution Uniform Local Less than and = 5 mm 0 50 Above 5 mm to 25 mm 0 50 Greater than 25 mm 0 0 Rupture (full release) Table C-4 H 2 S cracking: Stable and unstable cracks hole sizes distribution Equivalent hole diameter % Distribution Stable ('leak ') Unstable ('burst') Less than and = 5 mm 0 0 Above 5 mm to 25 mm Greater than 25 mm 0 0 Rupture (full release) Table C-5 Erosion hole sizes distribution Equivalent hole diameter % Distribution Less than and = 5 mm 0 Above 5 mm to 25 mm 0 Greater than 25 mm 0 Rupture (full release)

17 Table C-6 Microbial corrosion hole sizes distribution % Distribution Equivalent hole diameter Carbon steel and copper based Stainless steels material Less than and = 5 mm 0 90 Above 5 mm to 25 mm Greater than 25 mm 0 0 Rupture (full release) 0 0 Table C-9 Carbon steel hole sizes distribution for aqueus corrosion Equivalent hole diameter % Distribution Less than and = 5 mm 0 Above 5 mm to 25 mm 0 Greater than 25 mm 100 Rupture (full release) 0 Table C-11 Stainless steel hole sizes distribution for aqueus corrosion of stsinless steel Equivalent hole diameter % Distribution Less than and = 5 mm 100 Above 5 mm to 25 mm 0 Greater than 25 mm 0 Rupture (full release) 0 Table C-13 Hole sizes distribution for Cu-Ni alloys Equivalent hole diameter % Distribution Less than and = 5 mm 0 Above 5 mm to 25 mm 0 Greater than 25 mm 100 Rupture (full release) 0 Table C-14 FRP hole sizes distribution for water systems Equivalent hole diameter % Distribution Less than and = 5 mm 0 Above 5 mm to 25 mm 0 Greater than 25 mm 0 Rupture (full release) 100 Table C-15 Hole sizes distribution for 'insignificant' systems % Distribution Stainless Equivalent hole diameter Carbon steel steelsand copper based material 33 Titanium based alloys Less than and = 5 mm Above 5 mm to 25 mm Greater than 25 mm Rupture (full release) Table C-16 Hole sizes distribution for "unknown" systems Equivalent hole diameter % Distribution Less than and = 5 mm 0 Above 5 mm to 25 mm 0 Greater than 25 mm 0 Rupture (full release) 100

18 Table C-19 Hole sizes distribution for athmospheric corrosion of carbon steel. Equivalent hole diameter % Distribution Less than and = 5 mm 90 Above 5 mm to 25 mm 9 Greater than 25 mm 1 Rupture (full release) 0 Table C-21 Hole sizes distribution for CUI of carbon steel. Equivalent hole diameter % Distribution Less than and = 5 mm 80 Above 5 mm to 25 mm 20 Greater than 25 mm 0 Rupture (full release) 0 Table C-22 Stainless steel atmospheric corrosion hole sizes Equivalent hole diameter % Distribution Less than and = 5 mm 100 Above 5 mm to 25 mm 0 Greater than 25 mm 0 Rupture (full release) 0 Table C-23 Hole sizes distribution for local corrosion of stainless steel. Equivalent hole diameter % Distribution Less than and = 5 mm 100 Above 5 mm to 25 mm 0 Greater than 25 mm 0 Rupture (full release) 0 Table C-24 H 2 S cracking: Stable ('leak') and Unstable ('burst') cracks hole sizes distribution Equivalent hole diameter % Distribution Stable ('leak ') Unstable ('burst') Less than and = 5 mm 0 0 Above 5 mm to 25 mm Greater than 25 mm 0 0 Rupture (full release) Penentuan Dispersion Modeling Setelah laju kebocoran ditentukan, langkah selanjutnya adalah membuat permodelan dari dispersion fluid. Gas bertekanan yang lepas akan bercampur dengan udara, liquid yang lepas akan membentuk aerosol (spray release) atau dalam bentuk kolam yang akan menguap. Dispersion diperlukan untuk 34

19 membentuk flammable atau awan uap beracun dan akan berdampak kepada personal dan peralatannya. Perhitungan dispersion umumnya memerlukan model simulasi komputer yang detail, tetapi hal ini sulit dilakukan dan dapat dibuat sederhana dengan parameter yang diperlukan : Volume dari modul (m 3 ) Kecepatan pergantian udara (jumlah pergantian udara per jam) Mechanically ventilated (berdasarkan pada kapasitas desain HVAC) Naturally ventilated (fungsi dari geometri modul, kecepatan angin dan arah mata angin yang dominan) No data (30 air changes per hour) Kerapatan gas dari fluida yang bocor (kg/m 3 ) Mass leak rate (kg/s) Equipment count (-) Mass Leak Rate Flash Fraction Gas Numberof Air Changes per Hour Volume of Module Gas Desnsity 3600 C = Time Volume of Module (3.2) Penentuan Probability of Ignition (P Ign ) Probability of ignition merupakan fungsi dari leak rate, concentration of flammable dan jumlah dari sumber ignition untuk setiap modul. Perhitungannya berhubungan dengan ukuran lubang kebocoran dan mencakup tiga faktor, yaitu: 1. Concentration Factor (P v ) C (3.3) P v = LEL Dimana : C adalah Concentration of Flammable atau Toxic Gas LEL : Lower Explosive Limit Untuk Methane nilai dari LEL-nya adalah 5 % Untuk Propane nilai dari LEL-nya adalah 2 % 35

20 Jika nilai C lebih besar dibandingkan dengan nilai LEL, maka ditetapkan bahwa nilai P v nya adalah Ignition Factor Related to Continuously Present Sources (P c ) P c = 1 ( 1 Q1 Area) ( 1 Q2 Hot Work Hours) ( 1- ( Q A # Pumps + Q B # Compressors + Q C # Generators) ) ( ) Q Area 4 Dimana nilai konstanta untuk P c adalah : Tabel 3.9 Kontanta untuk P c dalam DNV[1] Konstanta Oil Gas Q x x 10-6 Q x x 10-5 Q 3 A 4.4 x x 10-5 Q 3 B 1.5 x x 10-3 Q 3 C 3.5 x x 10-3 Q 4 7 x x 10-5 (3.4) 3. Ignition Factor Related to Random Discrete Sources (P d ) P d = 1 ( 1 R1 Area) ( 1- ( R + + )) ( ( )) 3A #Pumps R 3B #Compressors R 3C #Generators 1 R A + R B Area 4 4 (3.5) Dimana nilai konstanta untuk P d adalah : Tabel 3.10 Kontanta untuk P d dalam DNV[1] Konstanta Oil Gas R x x 10-5 R 3 A 2.0 x x 10-5 R 3 B 1.6 x x 10-3 R 3 C 3.7 x x 10-3 R 4 A 9.0 x x 10-6 R 4 B 3.5 x x

21 3.3.7 Penentuan Probability of Occurrence Pengembangan dari probability of occurrence bergantung kepada kejadian dari penyalaan, yaitu apakah terjadi atau tidak peristiwa tersebut. Dapat dibuat diagram alir event tree nya untuk setiap kasus dari ignition. Leak (PoF =1.00) No Ignition? Yes Escalation by Explosion? No Yes End Event 1 End Event 2 End Event 3 Gambar 3.7 Event Tree untuk Probability of Occurrence berdasarkan DNV [1] Setiap end event dari setiap kasus dari kebocoran memilki deskripsi tersendiri apakah peralatan tersebut mengalami penyalaan dan ledakan. Deskripsi detail dari setiap end event tertera dalam tabel Tabel 3.11 Deskripsi dan persamaan untuk setiap End Event dalam DNV[1] End event Deskripsi Occurrence probability No. 1 Adanya kebocoran, tetapi tidak diikuti dengan P 1 = (1 P Ign ) adanya penyalaan atau ledakan. 2 Adanya kebocoran dan bocoran dari gas diikuti dengan adanya penyalaan tetapi tidak adanya ledakan, hanya ada api. P 2 = P Ign (1 P Esc ) 37

22 3 Adanya kebocoran dan bocoran dari gasnya diikuti dengan adanya penyalaan. Hal ini diikuti dengan adanya ledakan, memberikan blast overpressure yang melebihi kapasitas desain dari blast wall. Menyebabkan kerusakan pada modul yang bersebelahan. P 3 = P Ign P Esc Penentuan Probability of Escalation (P Esc ) Sebuah ledakan yang terjadi setelah adanya penyalaan pada suatu modul kemungkinan merupakan hasil dari api atau ledakan yang menyebabkan kerusakan besar pada modul yang bersebelahan meskipun adanya pemisah oleh dinding api / ledakan. Perhitungan dari blast overpressure merupakan proses yang rumit diluar cakupan dokumen DNV-RP-G101 dan memerlukan analisis dari ledakan untuk memperkirakan blast overpressure. Maka bila tidak tersedia informasi mengenai hal tersebut maka dapat diperkirakan melalui prosedur yang konversatif. Probability of Escalation dapat dihitung dengan persamaan dibawah ini yang merupakan simulasi dari ProExp. P Esc = 1, jika: P Esc [ B] A EXP Blast Over Pressure = Blast Wall Design Pressure Blast Overpressure > 14 Blast Wall Design Pressure Blast Wall Design Pressure tidak diketahui (3.6) Blast Overpressure tidak diketahui Dimana blast overpressure dan blast wall desain pressure dalam satuan bar dan A dan B dalam tabel 3.12 dibawah, merupakan fungsi dari mass leak rate dari gas. Tabel 3.12 Faktor A dan B untuk P Esc dalam DNV[1] Mass Leak Rate (kg/s) A B < to >

23 Data Tentukan Mass Leak Rate (MLR) from Fig B-2 DNV-RP-G101 Hitung Available Volume = 0. 25π Length Diameter 2 Thickness ( ) 2 Hitung Available Mass = liquiddensity + mol liquid gas density mol AvailableVolume gas Hitung Amount of Release = MLR Hitung Time to Release = Available Mass MLR MLR = 0 Yes No Release terjadi saat rupture Yes No Material Titanium Yes No MLR > 10,000 Yes No Yes Time to release<1 No No release Instantaneous Continuous A Gambar 3.8 Diagram alir Probability of Escalation (bagian 1) 39

24 Gambar 3.9 Diagram alir Probability of Escalation (bagian 2) 40

25 Gambar 3.10 Diagram alir Probability of Escalation (bagian 3) 41

26 3.3.9 Penentuan Safety Consequences Safety consequence dihitung berdasarkan jumlah rata-rata dari personal yang hadir dalam modul yang mengalami kerusakan apakah immediately (kebocoran terjadi pada modul) atau delayed (akibat escalation). Dalam perhitungan jumlah dari kecelakaan, perbedaan populasi antara waktu malam dan siang harus diperhitungkan. Sebagai catatan bahwa lepasnya gas asphyxilating dapat menyebabkan kematian meskipun tidak adanya penyalaan. Cara perhitungan dari Safety consequence dapat dilakukan berdasarkan diagram alir pada gambar Ada dua jenis release type atau tipe pelepasan fluida, yakni kontinyu (continuous) dan instan (instantaneous). Pelepasan tipe kontinyu bersifat perlahan-lahan dan memakan waktu yang relatif lama, sedangkan pelepasan tipe instan bersifat lebih cepat dengan jumlah pelepasan fluida yang relatif besar. Beberapa hal yang perlu diketahui dalam penentuan release type adalah sebagai berikut: 1. Inventory Inventory adalah jumlah fluida yang terkandung di dalam equipment, yang dinyatakan dalam satuan pounds (lbs). 2. Release Rate 3. Detection & Isolation Rating Dari diagram alir diatas dapat disimpulkan bahwa ada dua asumsi untuk memodelkan safety consequence, yaitu berdasarkan tipe dari penyalaannya, yaitu: Ignited end event Seperti asumsi konserfatif, bahwa harus diasumsikan semua personal yang berada di daerah yang mengalami kerusakan mengalami cedera yang fatal. Non-Ignited end event Safety consequence tidak diterapkan secara spesifik tetapi tergantung kepada personal yang yang berada pada daerah yang mengalami kegagalan saat terjadi kegagalan yang cepat. Beberapa sebab yang mengakibatkan kematian atau cedera adalah ledakan yang 42

27 menghasilkan pecahan berkecepatan tinggi, tekanan tinggi yang tepat menghantam personal, dan lepasnya gas beracun (seperti H 2 S) Penentuan Economic Consequences Umumnya economic consequence dapat diperkirakan dari tiga komponen yaitu: 1. Material yang dibutuhkan untuk perbaikan. 2. Tenaga kerja dan mobilisasinya. 3. Produksi yang tertunda yang disebabkan saat instalasi tidak beroperasi sebagian atau seluruhnya. Nilai yang tinggi dari penghasilan instalasi offshore biasanya merupakan imbas dari komponen ketiga yaitu produksi yang tertunda adalah konstributor terbesar dari economic consequence. Perhitungan economic consequence dibagi menjadi dua berdasarkan kategori penyalaannya, yaitu: 1. Biaya perbaikan untuk modul ignited end event Diambil dari data proyek bangunan baru untuk instalasi dan nilai net present. Dan perkiraanya dilakukan berdasarkan kepada pengetahuan akan industri yang umum. Biaya perbaikan sebaiknya menghitung untuk perbaikan dan pergantian dari: Structural Electrical Control Piping Equipment 2. Biaya perbaikan untuk modul untuk non-ignited end event Dibatasi dari peralatan atau piping yang jatuh dengan sendirinya atau peralatan yang berada di sekitarnya. Economic consequence dihitung sebagai jumlah dari produksi yang hilang (produksi yang tertunda) dan biaya (termasuk didalamnya tenaga kerja dan mobilisasi) yang berhubungan dengan perbaikan atau pergantian dari peralatan 43

28 sebagai hasil dari kebocoran atau ledakan. Diagram alir perhitungan dari economic consequence adalah berikut: PLP Liquid ValueDaily Liquid PLP Gas ValueDaily Gas a = OutageDay B1 or B3 = Length a B1 or B3 = FailureCost a 6 Gambar 3.11 Diagram alir nilai CoF Safety consequence Tabel 3.13 Equipment Downtime [2] Tipe Deskripsi Outage Day Small Medium Large Rupture ColumnBTM Column ColumnTop Column Exchanger Heat Exchanger Tank Atmospheric Storage Tank Kompresor Kompresor

29 Gambar 3.12 Outage Day Berdasarkan Property Damage [2] Penentuan Environmental Consequences Environment consequence mengklasifikasikan pelepasan (release) menjadi minyak (termasuk di dalamnya kondensat), gas atau zat kimia. Pelepasan zat kimia biasanya menjadi permasalahan oleh pemerintahan dan perusahaan membatasi pelepasan tersebut ke lingkungan. Biasanya environment consequence dihubungkan dengan kasus yang tidak menyala (non-ignited). Untuk pelepasan minyak biasanya environment consequence-nya dipengaruhi oleh tiga faktor, yaitu: Reaksi Politik Reputasi Kerusakan Biaya pembersihan Untuk perhitungan biaya pelepasan minyak, digunakan persamaan berikut: C environment =V release (C cleanup + C lostproduct ) (3.7) Dimana: V release C cleanup C lostproduct = Volume dari minyak yang terbuang ke laut. = Biaya pembersihan. = Nilai dari minyak yang hilang dalam proses pelepasan. Secara umum perhitungan environment consequence ditunjukan dalam diagram alir berikut: 45

30 Gambar 3.13 Diagram alir environment consequence 3.4 Penentuan PoF Permodelan PoF bertujuan untuk menentukan mekanisme degradasi yang ditemukan di setiap peralatan yang dianalisis, menentukan PoF yang sebenarnya dari setiap peralatan sesuai dengan mekanisme degradasinya dan yang terakhir adalah mengevaluasi perkembangan dari kerusakan dan PoF-nya itu sendiri. Permodelan PoF dilakukan berdasarkan mekanisme degradasi untuk setiap peralatan. Mekanisme degradasi seperti yang sudah dijelaskan dalam subbab sebelumnya terbagi menjadi dua kelompok besar, yaitu degradasi internal dan degradasi eksternal. Untuk setiap mekanisme degradasinya dapat dihitung nilai dari PoF-nya. Untuk mengetahui cara perhitungan nilai dari PoF akan dijelaskan pada diagram alir dibawah ini. 46

31 Gambar 3.14 Diagram alir penentuan PoF Untuk analisis fatigue tidak dilakukan karena batasan dalam dokumen ini adalah untuk peralatan statik sehingga untuk peralatan berputar yang menghasilkan pembebanan dinamik dan menghasilkan kegagalan fatigue tidak dilakukan analisisnya. Dalam studi kasus di dalam tugas sarjana ini, damage mechanism yang terdeteksi berdasarkan hasil screening adalah sulfide stress cracking (SSC), hydrogen-induced cracking (HIC), stress-oriented hydrogen-induced cracking (SOHIC). Oleh karena itu, di dalam pengembangan metodologi yang dibahas pada Bab 3 ini, hanya metodologi yang berkaitan dengan ketiga damage mechanism tersebut saja yang akan dibahas. Untuk damage mechanism yang lain, pembaca dapat merujuk pada Appendix C DNV-RP-G101. Untuk itu pembahasannya 47

32 difokuskan kepada perhitungan nilai PoF akibat hydrocarbon system oleh CO 2 dan H 2 S. Hydrocarbon system harus dievaluasi untuk korosi dan retakan yang disebabkan oleh gas CO 2 dan H 2 S yang dapat terlarut dalam air yang terdapat dalam hydrocarbon. Dalam beberapa kasus korosi akibat mikroba (MIC) dapat terjadi juga dan juga kehadiran pasir pada sistem dapat menyebabkan erosi dimana aliran fluidanya akan mengenai permukaan pipa atau peralatan. Kehadiran dan komposisi dari air yang yang bervariasi pada pemrosesan dijelaskan dan diidentifikasikan dalam tabel Product Servicce Code, meskipun begitu terdapat batasan dalam menggunakan degradasi yang diharapkan ini. Berikut ini hal-hal yang harus dipertimbangkan: Perlakuan zat kimia (inhibitor) biasanya digunakan untuk membatasi korosi CO 2 dalam baja karbon dan titik pemberian inhibitor dan performanya harus dievaluasi Proses produksi hydrocarbon diperkirakan akan berubah seiring dengan waktu dan hal ini harus diperhatikan saat merencanakan inspeksi. Hydrocarbon system biasanya diterapkan dalam berbagai monitoring korosi dan mempunyai fokus inspeksi yang tinggi. Data service mungkin tersedia saat instalasi sudah berjalan, data ini sebaiknya dievaluasi dan digunakan dalam permodelan ini. Evaluasi permodelan PoF hanya dilakukan dalam empat mekanisme degradasi, yaitu: 1. Model CO 2 Perhitungan model CO 2 dilakukan sesuai dengan diagram alir dibawah. Disini dibedakan perhitungan korosi antara pemberian perlakuan kimia (inhibitor) dan tidak. Pada sistem yang tidak mendapat perlakuan kimia dibagi lagi menjadi dua kelompok, yaitu korosi CO 2 lokal dan uniform. Pengelompokan korosi ini harus memenuhi ciri-ciri berikut: Grup degradasinya merupakan hydrocarbon. Terdapat kandungan CO 2 dan H 2 O dalam komposisi fluidanya. 48

33 Untuk korosi CO 2 lokal fasa gasnya memiliki kecepatan fluida lebih dari 5 m/s, sedangkan untuk korosi CO 2 uniform fasa gasnya memiliki kecepatan fluida kurang dari 5 m/s. Temperatur operasinya berkisar antara 80 F. CO2 partial pressure lebih dari 1,45 psi. Tidak terdapat internal lining pada peralatan. Gambar 3.15 Diagram alir penentuan nilai PoF CO 2 Model 2. H 2 S Cracking Semua bentuk retakan akibat H 2 S sebaiknya dicegah dengan pemilihan material yang benar. Dalam perhitungan nilai PoF akibat mekanisme degradasi ini digunakan referensi EFC 16 dan NACE MR untuk melihat batasan dari material dan lasan. Bila material dan lasan termasuk dalam batasan yang ditetapkan maka nilai PoF = 10-5 atau bila melewati batasan dari referensi tersebut maka nilai PoF = 1. Ciri-ciri dari korosi akibat H 2 S adalah: 49

34 Grup degradasinya merupakan hydrocarbon Material dari peralatannya adalah baja karbon Terdapat kandungan H2S dan H20 dalam komposisi fluida. H2S partial pressure lebih dari 0.05 psi Gambar 3.16 Diagram alir penentuan PoF H 2 S cracking 3.5 Penentuan Risk Matrix Pengkategorian consequence dan probability memungkinkan pengkategorian risk ke dalam kategori-kategori tertentu yang lebih mudah ditangkap dengan cepat, yakni melalui risk matrix. Setelah diketahui nilai dari PoF dan CoF hasil dari perhitungan yang telah dideskripsikan di subbab sebelumnya, nilai-nilai tersebut dimasukan dalam ketegori masing-masing. Untuk CoF dibagi menjadi tiga presentasi risknya yaitu masing-masing oleh safety consequence, economic consequence dan environment consequence. Sedangkan 50

35 untuk penilaian PoF nya dilakukan sesuai dengan mekanisme degradasi yang terjadi pada peralatan tersebut dan berlaku sama untuk satu peralatan. Pengkategoriannya dapat dilihat pada Tabel 2.1 dan risk matrix dapat dilihat pada Gambar 3.17, Gambar 3.18, dan Gambar CAT ANNUAL PROBABILITY OF FAILURE 5 > 10-2 very high high to 10-3 medium to 10-4 low 1 < 10-5 very low Consequence Category Safety (PLL) A B C D E < < < <5.10 Gambar 3.17 Risk matrix untuk Safety Consequence CAT ANNUAL PROBABILITY OF FAILURE 5 > 10-2 very high high to 10-3 medium to 10-4 low 1 < 10-5 very low Consequence Category Economic(USD) A B C D E < < < < Gambar 3.18 Risk matrix untuk Economic Consequence 51

36 CAT ANNUAL PROBABILITY OF FAILURE 5 > 10-2 very high high to 10-3 medium to 10-4 low 1 < 10-5 very low Consequence Category A B C D E Environtment (Spill of oil) No spill of oil < 3 tonnes 3-7 tonnes 7-10 tonnes > 10 tonnes Gambar 3.19 Risk matrix untuk Environment Consequence High Medium High Medium Low Gambar 3.20 Deskripsi warna dari risk matrix 52