> A BC <10-5

Transkripsi

1 BAB V KESIMPULAN DAN SARAN 5.1 Kesimpulan Pipa Offshore Berdasarkan risk assessment yang telah dilakukan pada pipa gas offshore milik PT. Pertamina Hulu Energi-West Madura Offshore, maka dapat diambil kesimpulan sebagai berikut : 1. Dari penilaian risiko yang telah dilakukan terhadap pipa gas offshore PT. Pertamina Hulu Energi-West Madura Offshore didapatkan matrik risiko. Dari analaisis matrik risiko diperoleh: a. Risiko akibat pipa kejatuhan jangkar menunjukan bahwa jangkar terberat yaitu 7800 KG berada pada daerah yang dapat diterima (acceptable). Kondisi ini berlaku pada empat variasi kecepatan kapal yaitu 0,25 knot, 0,50 knot, 0,75 knot. Namun dari risk matrix dapat dilihat pada segment 2 dan 3 untuk kapal berkecapatan 0,25 memiliki peningkatan frekuensi yaitu mencapai level 2. Hazard : Dropped Anchor for DWT Bulk Carrier at Segment 3 and 2. Ship Speed 0,25, 0,50, 0,75. Trench Depth 0,6 m. Frequency Ranking Consequence Ranking > A BC <10-5 <5% 5%- 10% 10%- 15% 15%- 20% >20% 135

2 136 A B C Kapal dengan kecepatan 0,25 knot Kapal dengan kecepatan 0,50 knot Kapal degnan kecepatan 0,75 knot Hazard yang diakibatkan Anchor Drop dari kapal terbesar ( DWT) tidak akan memberikan konsekuensi apabila pipa tertanam paling tidak 0,6 m dibawah seabed. b. Risiko akibat tenggelamnya kapal berada pada daerah dapat diterima (acceptable). Kondisi ini diperoleh untuk seluruh ukuran kapal pada variasi kecepatan kapal yaitu, 0,25 knot, 0,50 knot, dan 0,75 knot. Konsekuensi yang ditimbulkan pada semua kondisi berada pada level 1, namun frekuensi kejadian untuk semua kecepatan dan semua segmen berada pada level 2. Hazard : Ship Sinking for DWT Bulk Carrier at Segment 1, 2, dan 3. Ship Speed 0,25, 0,50, 0,75. Trench Depth 0.1 m Frequency Ranking Consequence Ranking > ABC <10-5 <5% 5%- 10% 10%- 15% 15%- 20% >20%

3 137 A B C Kapal dengan kecepatan 0,25 knot Kapal dengan kecepatan 0,50 knot Kapal degnan kecepatan 0,75 knot Hazard yang diakibatkan Ship Sinking dari kapal terbesar ( DWT) tidak akan memberikan konsekuensi (level 1) apabila pipa tertanam paling tidak 0,1 m dibawah seabed. c. Risiko akibat pipa terseret jangkar yang menggunakan dengan menggunakan ukuran kapal terbesar yaitu sebesar DWT dengan daya mesin terbesar yaitu HP, jika dilihat pada risk matrix, masih berada pada level yang masih dapat diterima (acceptable). Namun dari risk matrix dapat dilihat pada segment 2 dan 3 untuk kapal berkecapatan 0,25 memiliki peningkatan frekuensi yaitu mencapai level 2. Jika dilihat juga dari perhitungan konsekuensi, drag anchor memberikan effect yang paling besar terhadap pipa, karena agar pipa aman paling tidak harus tertanam sedalam 1,3 m. Hazard : Dragged Anchor for DWT Bulk Carrier at Segment 2dan 3. Ship Speed 0,25, 0,50, 0,75. Trench Depth 1,1 m

4 138 Frequency Ranking Consequence Ranking > A BC <10-5 <5% 5%- 10% 10%- 15% 15%- 20% >20% A B C Kapal dengan kecepatan 0,25 knot Kapal dengan kecepatan 0,50 knot Kapal degnan kecepatan 0,75 knot Saran Setelah melakukan riset dengan tema risk assessment yang dilakukan pada pipa gas offshore milik PT. Pertamina Hulu Energi maka dapat diberikan beberapa saran sebagai berikut : 1. Penggunaan data yang tepat sebaiknya digunakan untuk menggantikan data yang masih menggunakan asumsi sehingga hasil dari risk assessment ini lebih akurat. 2. Pemilihan sistem proteksi pipa perlu ditinjau kembali agar didapatkan desain yang lebih efektif dan efisien. 3. Pemberian tanda sepanjang jalur pipa gas dengan menggunakan peralatan yang sesuai (misal : buoy) Pipa Onshore Berdasarkan risk assessment yang telah dilakukan pada pipa gas onshore milik PT. Pertamina Hulu Energi-West Madura Offshore, maka dapat diambil kesimpulan sebagai berikut :

5 139 a. Level risiko dengan model konsekuensi jet fire jika dilihat dari F-N curve untuk semua scenario hampir semua berada pada daerah unacceptable. Oleh karena itu perlu dilakukan mitigasi-mitigasi pengurangan frekuensi ataupun konsekuensi agar level risiko bisa berada pada daerah ALARP atau bila mungkin acceptable. Scenario : Jet Fire with leak size 0.025

6 140 Scenario : Jet Fire with leak size 0.1

7 141 Scenario : Jet Fire with leak size 0.1 b. Level risiko dengan model konsekuensi gas explosion jika dilihat dari F-N curve untuk semua scenario hampir semua berada pada daerah unacceptable. Oleh karena itu perlu dilakukan mitigasi-mitigasi pengurangan frekuensi ataupun konsekuensi agar level risiko bisa berada pada daerah ALARP atau bila mungkin acceptable.

8 142 Scenario : Gas Explosion c. Pada kasus gas dispersion, konsekuensi tidak menimbulkan efek ke populasi (number of fatalities) sehingga F-N curve dari kasus gas dispersion tidak akan muncul. Namun dari hasil modeling dengan menggunakan Shell Fred hanya dapat dilihat gambar penyebaran gas dari kebocoran gas hidrokarbon seperti gambar di bawah ini :

9 143

10 144 Saran Untuk Mitigasi : Tindakan mitigasi dapat dilakukan dengan cara mengurangi penyebab terjadinya kebocoran atau dengan mengurangi konsekuensi masyarakat yang terkena dampak tersebut. Pada kasus ini mitigasi dapat dilkuakan dengan 2 cara yaitu : 1. Mitigasi yang dilakukan sebelum kebocoran terjadi meliputi : - Sosialisasi berkala harus diberikan kepada penduduk yang tinggal di dekat jalur pipa darat agar mereka lebih mengerti tentang persyaratan keselamatn dan cara evakuasi jika suatu saat terjadi kebocoran pada pipa gas. - melakukan inspeksi periodic misalnya servei cathodic protection, survey crossing cable, dan instrumented inspection. - Tanda-tanda peringatan yang tepat harus disediakan sepanjang pipa unutk memperingatkan lembaga-lembaga public dan umum lainnya agar tidak melaksanakan pekerjaan penggalian di sekitar pipa. Meskipun nantinya dilakukan penggalian, harus dilakukan kajian-kajian terlebih dahulu agar tidak membahayakan pipa gas tersebut. 2. Mitigasi yang dilakukan jika kebocoran pipa sudah terjadi meliputi : - Dilakukan Shutdown Procedurs jika kebocoran terdeteksi. - Pemberitahuan terhadap terjadinya kebocoran pipa gas kepada instansi yang berwenang.