INSPEKSI BERBASIS RISIKO DAN PENENTUAN UMUR SISA JALUR PIPA KURAU DAN SEPARATOR V-201 EMP MALACCA STRAIT. Oleh : ALRIZAL DIYATNO NIM

Transkripsi

1 INSPEKSI BERBASIS RISIKO DAN PENENTUAN UMUR SISA JALUR PIPA KURAU DAN SEPARATOR V-201 EMP MALACCA STRAIT Tugas Sarjana Diajukan untuk memenuhi syarat kelulusan tingkat sarjana Program Studi Teknik Metalurgi Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan Institut Teknologi Bandung Oleh : ALRIZAL DIYATNO NIM PROGRAM STUDI TEKNIK METALLURGI FAKULTAS TEKNIK PERTAMBANGAN DAN PERMINYAKAN INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG 2009

2 LEMBAR PENGESAHAN INSPEKSI BERBASIS RISIKO DAN PENENTUAN UMUR SISA JALUR PIPA KURAU DAN SEPARATOR V-201 EMP MALACCA STRAIT Telah diperiksa dan dinyatakan sah sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Sarjana Teknik dari Program Studi Teknik Metalurgi, Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan, Institut Teknologi Bandung Bandung, 30 Maret 2009 Pembimbing (Dr. Akhmad Ardian Korda, ST., MT.)

3 INSPEKSI BERBASIS RISIKO DAN PENENTUAN UMUR SISA JALUR PIPA KURAU DAN SEPARATOR V-201 EMP MALACCA STRAIT ABSTRAK Pipeline Kurau dan separator EMP Malacca Strait telah beroperasi selama 20 tahun dan terakhir kali diinspeksi pada tahun 2005, sedangkan pemeriksaan visual dilakukan satu kali setiap tahunnya. Separator berfungsi untuk memisahkan fluida-fluida yang mengalir dari pipa menjadi 3 fasa yaitu gas, minyak, dan air, sedangkan pipeline berfungsi untuk mengalirkan fluida tersebut. Kegagalan terhadap kedua peralatan tersebut akan mengakibatkan kerugian yang sangat besar. Mengingat kondisi pipeline dan separator yang telah aging maka perlu dilakukan suatu program inspeksi berbasis risiko (RBI) untuk mengevaluasi tingkat kemungkinan dan dampak kegagalan fasilitas tersebut sebagai umpan balik bagi program inspeksi Inspeksi Berbasis Risiko memberikan hubungan antara mekanisme kerusakan (failure mechanism) dengan program inspeksi yang digunakan untuk menurunkan risiko. Pada penelitian ini, penerapan analisis risiko pipa jalur Kurau dan Separator V-201 dilakukan secara RBI semikuantitatif dengan memanfaatkan perangkat lunak yang mengacu pada API 581 dimana akan didapatkan suatu nilai kemungkinan dan dampak dari kegagalan. Nilai kemungkinan kegagalan merupakan penjumlahan dari faktor-faktor kegagalan seperti penipisan, kelelahan mekanik, korosi retak tegang, dan kerusakan luar. Nilai dampak kegagalan merupakan luas area yang dapat rusak atau terbakar apabila terjadi kegagalan pada pipeline maupun separator. Hasil kali antara nilai kemungkinan dan dampak kegagalan dituangkan dalam bentuk matriks risiko dengan nilai 1 5 pada kemungkinan kegagalan dimana nilai 5 adalah nilai dengan kemungkinan kegagalan tertinggi dan nilai A E pada dampak kegagalan dimana nilai E adalah nilai dengan dampak akibat kegagalan yang paling berbahaya. Inspeksi dilakukan secara visual dan mengukur ketebalan dinding pipa menggunakan Portable Ultrasonic Testing yang dilakukan terhadap pipa 12 dari sumur Tanjung Mayo BM, pipa 12 BM BK, pipa 12 BK BH, pipa 12 BH BG tie in, pipa 8 AC2 AC3, pipa 12 AC2 BG, pipa 16 BG BG Tie in, pipa 16 BG Tie in Separator V-201, dan separator V-201. Umur pipa dihitung dari hasil pengukuran ketebalan dengan asumsi korosi yang terjadi adalah korosi merata. Metode perhitungan umur pipa menggunakan tegangan hoop yang bekerja pada pipa sesuai dengan ASME B31.4 dengan 3 batasan yaitu SMYS (Specified Minimum Yield Strength) x safety factor (0,72), SMYS, dan Ultimate Tensile Strength. Hasil analisis menunjukkan pipa 12 jalur Tanjung Mayo sumur BM, pipa 12 BM BK, dan pipa 12 BH BG tie in memiliki tingkat kemungkinan dan konsekuensi kegagalan yang paling tinggi dengan kategori 4D. Konsekuensi tertinggi dimiliki oleh separator V-201 dengan nilai luas area keterbakaran 20809,24 ft 2. Namun dengan nilai kemungkinan kegagalan yang kecil yaitu 2,7 sehingga tidak dikategorikan memiliki kategorisasi tinggi. Pipa 8 AC3 AC2 memiliki nilai konsekuensi sebesar 356,45 ft 2 yang merupakan konsekuensi terkecil dari seluruh segmen yang dianalisis. Variasi nilai konsekuensi disebabkan oleh fluida representatif, temperatur, tekanan, laju alir, dan diameter pipa. Nilai kemungkinan kegagalan tertinggi dimiliki oleh pipa 12 BM BK yaitu 414 sedangkan separator V-201 memiliki nilai kemungkinan kegagalan terkecil yaitu 2,7. Adapun mekanisme kerusakan yang terjadi pada pipa milik EMP Malacca Strait adalah berupa penipisan, kelelahan mekanik, dan kerusakan luar. Umur pipa yang paling pendek adalah pipa 12 BH BG tie in dimana pipa akan memasuki batas umur pakai pada tahun Peralatan yang memiliki memiliki umur sisa yang paling panjang adalah separator V-201. Umur sisa pipa yang paling lama adalah pipa 16 BG Tie in separator V-201 yaitu 45 tahun

4 Risk Based Inspection and Pipe Remining Life Measurement in Pipe Kurau Stripe, and Separator V-201 EMP Malacca Strait ABSTRACT Pipeline in Kurau and separator EMP Malacca Strait has already operated for 20 years and the last inspection has already done in The visual checking is being conducted once in a year. Separator is useful for separating the fluid which flows from the pipes into 3 phases which are gas, oil, and water. Pipes also used for flowing that fluid. The failures in those equipments will affected in a loss for the company. Because of the pipeline and separator condition which have already old, so the company should conduct the risk based inspection (RBI) to evaluate the probability level and failures effect as the feedback to the inspection program. Risk based inspection gives the relationship between failure mechanism with the inspection program which used for decreasing the risk. In this final project, the application of pipes risk analysis in Kurau stripe and separator V-201 will use RBI semiquantitative method with using software which refers to API 581. It will find a value of probability and the failure effect. The value of failure probability is the summation from failure factors such as thinning, mechanical fatigue, Stress Corrosion Cracking, and external damage. The value of failure effect is a wide area which can damaged and burned down easily if there is a failure in pipeline and separator. The multiplication result between the probability value and failure effect will describe in matrix form with the value from 1 to 5 which 5 is the highest probability value. There is also value form A to E in failure effect where E is the value with the most risky failure effect. The inspection will be conducted as visual and the measurement of the piping wall thickness with using Portable Ultrasonic Testing. It also conducted for pipe 12 from Tanjung Mayo well BM, pipe 12 BM BK, pipe 12 BK BH, pipe 12 BH BG tie in, pipe 8 AC2 AC3, pipe 12 AC2 BG, pipe 16 BG BG Tie in, pipe 16 BG Tie in Separator V-201, and separator V-201. The pipe age will be calculated from the result of thickness measurement with the assumption that the corossion that happened is thickness corossion. This calculation of pipe age method is using hoop stress in the pipes that suitable to ASME B31.4 with 3 limitations which are SMYS (Specified Minimum Yield Strength) x safety factor (0,72), SMYS, and Ultimate Tensile Strength. The analysis result shows that pipes in 12 Tanjung Mayo stripe BM well, pipes 12 BM BK, and pipes 12 BH BG tie in have the highest failure probability and consequneces with 4D as its category. Separator V-201 has the highest consequences with the wide flammable area value is 20809,24 ft 2 but with the small probability value which is 2,7 so that it can t categorize as the high category. Pipe 8 AC3 AC2 has the consequences value as 356,45 ft 2 which is the smallest consequences from the analysis in all of the segments. The variation of consequences value is caused by representatif fluid, temperature, pressure, flow rate, and pipe diameter. Pipe 12 BM BK has the highest value of failures probability as 414 while separator V-201 has the smallest value of failures probability as 2.7. In addition the failures mechanism which happened in EMP Malacca Strait s pipes are the the failures which comes from thinning, mechanical fatigue, and external damage. The shortest age of pipe is pipe 12 BH BG tie in where the pipe will enter the age limitation in year Equipment and pipe which have the longest residual age are separator V-201 and pipe 16 BG Tie in separator V-201 as 45 years respectively.

5

6 KATA PENGANTAR Puji syukur penyusun panjatkan ke hadirat Allah SWT, yang dengan ridho, rahmat, hidayah serta nikmat-nya lah penyusun diberikan kekuatan untuk menyelesaikan tugas akhir ini. Tugas akhir ini berjudul Inspeksi Berbasis Risiko dan Penentuan Umur Sisa Jalur Pipa Kurau dan Separator V-201 EMP Malacca Strait. Tugas Akhir ini diajukan sebagai syarat kelulusan sarjana teknik di Program Studi Teknik Metalurgi, Fakultas Teknik Pertambangan dan Perminyakan, Institut Teknologi Bandung. Laporan Tugas Akhir ini dapat diselesaikan tak lepas dari bantuan berbagai pihak. Untuk itu dengan penuh rasa hormat penyusun menyampaikan banyak terima kasih kepada : 1. Dr. Ir. Sunara Purwadaria sebagai Ketua Program Studi Teknik Metalurgi Institut Teknologi Bandung dan sebagai dosen penguji atas kritikan dan saran yang diberikan kepada penyusun. 2. Dr. Akhmad Ardian Korda, ST., MT., selaku dosen pembimbing yang telah memberikan arahan, saran, bimbingan dan masukan kepada penyusun. 3. Dr. Ir. Ismi Handayani, MT., selaku dosen penguji atas kritikan dan saran yang diberikan kepada penyusun. 4. Prof. Dr. Ir. Syoni Soepriyanto, M.Sc., selaku dosen wali yang telah memberikan arahan, saran, bimbingan dan masukan kepada penyusun. 5. Dr. Ir. Ahmad Taufik Joenoes, M.Eng., yang telah memberikan saran dan masukan dalam penyusunan tugas akhir ini. 6. Bapak Satrio Mursabdo selaku pembimbing di kantor terima kasih atas semua kebaikan dan waktu yang bapak luangkan di tengah-tengah kesibukannya. 7. Bapak Agus Gangsar selaku pembimbing di lapangan EMP Malacca Strait terima kasih atas segala diskusi, masukan, arahan dan saran yang bapak berikan selama di lapangan maupun di kantor. 8. Ibu Susi, Ibu Tati andaria, Pak Subaga, Pak Adi, Mas gahara, Mas Budi, Mas Adji, Mas Yosi, Pak Qodir, Pak Abdul, Mbak Tria, Pak Habibie, Pak Manik, dan seluruh karyawan EMP Malacca Strait atas bantuan yang telah diberikan. -i-

7 9. Seluruh dosen di Program Studi Teknik Metalurgi atas ilmu yang telah disampaikan. Semoga ilmu ini dapat bermanfaat di kemudian hari. 10. Seluruh Staf Pegawai dan Tata Usaha di Program Studi Teknik Metalurgi atas bantuan dan kesabarannya melayani mahasiswa. 11. Ayah, Ibu, Mas Ardhi, Mas Iyan dan seluruh keluarga besar yang senantiasa memberikan cinta, kasih, doa, dan dukungan kepada penyusun yang membuat penyusun terus bersemangat dalam mengejar cita-cita. 12. Anindya dan keluarga yang dengan segala pengertian, kasih sayang, dan rasa cinta yang tertanam untuk penyusun dan keluarga penyusun membuat penyusun semakin bersemangat dalam mengejar mimpi dan masa depan. 13. The Magnificent Seven Pulung, Nurman, Andry, Lidyan, Zul, Hendra I did it Bro!! Jangan lupakan temannya apabila sudah sukses, doaku menyertaimu. 14. mamen-mamen metalurgi Fika, Diyah, Iyeth, Chandra, Alfon, Jacky, Panji, Risen, Alex, Caca, Pungki, Wahyu dan seluruh mahasiswa metalurgi 2003,2004,2005,2006 dan 2007 sukses untuk kalian, doaku menyertaimu 15. Denis Hentriesa yang selama penyusun di Jakarta selalu membantu penyusun baik moril maupun materil. Penyusun berusaha menyelesaikan tugas akhir ini dengan sebaik-baiknya dengan waktu yang tersedia. Penyusun menyadari bahwa sebagai insan manusia, tak luput dari kesalahan dan kekurangan. Akhirnya penyusun berharap agar laporan ini dapat bermanfaat bagi para pembaca, terutama pihak-pihak yang menekuni dan mendalami bidang ini. Terima kasih. -ii-

8 DAFTAR ISI KATA PENGANTAR... i DAFTAR ISI... iii DAFTAR GAMBAR... vii DAFTAR TABEL... ix DAFTAR LAMPIRAN... xii DAFTAR SIMBOL... xiii BAB I PENDAHULUAN Latar Belakang Tujuan Penelitian Batasan Masalah Metodologi Penelitian Sistematika Penulisan... 4 BAB II ANALISIS PERHITUNGAN BERBASIS RISIKO Inspeksi Berbasis Risiko Berdasarkan API Tingkatan Analisis Risiko Dalam RBI API Analisis Kualitatif Analisis Semikuantitatif Analisis Kuantitatif Langkah-Langkah Analisis RBI Perencanaan Penetapan Sasaran dan Tujuan Penyaringan Awal Penetapan Batasan Operasi Pemilihan Metode Analisis Pengumpulan Data dan Informasi Penciritemuan Mekanisme Kerusakan Perhitungan Kemungkinan Kegagalan Perhitungan Konsekuensi Kegagalan Penentuan Risiko Sistem Perpipaan Kategori dan Komponen Pipeline iii-

9 API 5L X Separator Fungsi Separator Konsep Pemisahan Pada Separator Tipe Separator Perhitungan analisis Tegangan Berdasarkan ASME B31.4 Untuk Fluida Liquid Tegangan Hoop Tekanan Operasi Maksimum yang Diizinkan Mitigasi Inspeksi Modifikasi Kondisi Operasi Perbaikan (Repair) BAB III PERHITUNGAN RISIKO Diagram Alir Perhitungan Risiko Data Design, Operasi, dan Pemeliharaan Separator V-201 Kurau Plant Pipa 12 Tanjung Mayo BM Pipa 12 BM-BK Pipa 12 BK-BH Pipa 12 BH-BG tie in Pipa 8 AC2-AC Pipa 12 AC3-BG Pipa 16 BG-BG tie in Pipa 16 BG tie in Separator Kurau Plant Perhitungan Kategori Konsekuensi Penentuan Fluida Representatif Penentuan Jumlah Fluida yang Lepas Penentuan Ukuran Lubang Kebocoran Penentuan Laju Pelepasan Fluida Penentuan Jenis Pelepasan Fluida Penentuan Konsekuensi Keterbakaran dan Faktor Modifikasi Penentuan Konsekuensi Racun iv-

10 Penentuan Kategori Konsekuensi Perhitungan Kemungkinan Kegagalan Subfaktor Modul Teknik Penipisan Subfaktor Modul Teknik Tube Tungku Subfaktor Modul Teknik Retak akibat Korosi dan Tegangan Subfaktor Modul Teknik Patah Getas Subfaktor Modul Teknik HTHA Subfaktor Modul Teknik Kelelahan Mekanik Subfaktor Modul Teknik Pelapis Subfaktor Modul Teknik Kerusakan Luar Penentuan Kategori Kemungkinan Penentuan Umur Pipa dan Separator Penentuan Ketebalan Minimun Penentuan Laju Korosi Menghitung Umur Pipa dan Separator Dengan Pengaruh Penipisan Menghitung Umur Pipa dan Separator Dengan Pengaruh Penipisan 84 BAB 4 PEMBAHASAN Analisis Kategorisasi Risiko Pipa 12 Tanjung Mayo BM Pipa 12 BM-BK Pipa 12 BK-BH Pipa 12 BH-BG tie in Pipa 8 AC2-AC Pipa 12 AC3-BG Pipa 16 BG-BG tie in Pipa 16 BG tie in Separator Kurau Plant Separator V Kategorisasi Konsekuensi Kegagalan Kategorisasi Kemungkinan Kegagalan Penentuan Umur Pipa dan Separator Analisis Penipisan Analisis Tegangan Umpan Balik Inspeksi Berbasis Risiko v-

11 4.4. Ringkasan BAB V KESIMPULAN DAN SARAN Kesimpulan Saran DAFTAR PUSTAKA LAMPIRAN vi-

12 DAFTAR GAMBAR Gambar 1.1. Diagram alir penelitian... 4 Gambar 2.1. Definisi Risiko... 6 Gambar 2.2. Hubungan antara risiko dan tingkat inspeksi... 8 Gambar 2.3. Pelaksanaan RBI yang terintegrasi... 9 Gambar 2.4. Pelapisan bagian dalam pipa Gambar 2.5. Bagan perhitungan kemungkinan kegagalan Gambar 2.6. Bagan perhitungan konsekuensi kegagalan Gambar 2.7. Kategori risiko analisis RBI semikuantitatif Gambar 2.8. Contoh model komputer sistem perpipaan Gambar 2.9. Kurva uji tarik beserta daerah kegagalan Gambar Separator vertikal Gambar Separator horizontal Gambar Separator bulat (spherical) Gambar Tegangan yang terjadi pada dinding pipa Gambar 3.1. Diagram alir perhitungan risiko Gambar 3.2. Grafik tahun vs tebal pipa Gambar 3.3. Penentuan umur pipa dengan analisis tegangan hoop dan dengan batas SMYS x 0, Gambar 5.1. Tingkat dan kategorisasi pipa yang dianalisis Gambar 5.2. Laju korosi pada BM Tj.Mayo Gambar 5.3. Nilai kemungkinan kegagalan pipa jalur BM Tj.Mayo Gambar 5.4. Chemical Inhibitor Gambar 5.5. Pipa Jalur BM Tj.Mayo Gambar 5.6. Laju korosi pipa 12 BM BK Gambar 5.7. Nilai kemungkinan kegagalan pipa 12 BM BK Gambar 5.8. Laju korosi pipa 12 BK BH Gambar 5.9. Nilai kemungkinan kegagalan pipa 12 BK BH Gambar Profil jarak terhadap laju korosi pipa 12 BH BG Tie in Gambar Profil jarak terhadap nilai kemungkinan kegagalan BH BG Tie in vii-

13 Gambar Pengaruh diameter pipa dan flow rate terhadap nilai konsekuensi kegagagalan Gambar Pengaruh fluida representatif terhadap konsekuensi kegagalan Gambar Banyaknya inspeksi yang disarankan untuk mengurangi nilai kemungkinan kegagalan viii-

14 DAFTAR TABEL Tabel 2.1. Contoh daftar pertanyaan saringan untuk HTHA Tabel 2.2. Kekuatan luluh dan kekuatan tarik untuk beberapa grade pipa Tabel 2.3. Faktor temperatur T untuk pipa baja Tabel 2.4. Faktor penyembungan longitudinal untuk baja Tabel 2.5. Faktor desain untuk konstruksi pipa baja Tabel 3.1. Data operasi, desain, dan pemeliharaan separator V-201 Kurau Plant 40 Tabel 3.2. Data operasi, desain, dan pemeliharaan pipa 12 Tanjung Mayo - BM 41 Tabel 3.3. Data operasi, desain, dan pemeliharaan pipa 12 BM BK Tabel 3.4. Data operasi, desain, dan pemeliharaan pipa 12 BK BH Tabel 3.5. Data operasi, desain, dan pemeliharaan pipa 12 BH BG Tie in Tabel 3.6. Data operasi, desain, dan pemeliharaan pipa 8 AC2 AC Tabel 3.7. Data operasi, desain, dan pemeliharaan pipa 12 AC3 - BG Tabel 3.8. Data operasi, desain, dan pemeliharaan pipa 16 BG BG Tie in Tabel 3.9. Data operasi, desain, dan pemeliharaan pipa 16 BG Tie in separator V Tabel Tabel data fluida pipa 12 AC3 BG Tabel Fluida representatif dalam API Tabel Hasil perhitungan fluida representatif Tabel Hasil perhitungan jumlah fluida yang terlepas Tabel Frekuensi kebocoran berbagai ukuran lubang Tabel Laju pelepasan pipa 12 AC3 BG untuk masing-masing lubang Tabel Jenis pelepasan fluida yang terlepas pipa 12 AC3 BG Tabel Persamaan luas konsekuensi kerusakan dan konsekuensi kematian untuk jenis pelepasan terus menerus (continuous) bilamana T operasi < (AIT + 80 o F) Tabel Persamaan luas konsekuensi kerusakan dan konsekuensi kematian untuk jenis pelepasan seketika ( instantaneous ) bilamana T operasi < (AIT + 80 o F) ix-

15 Tabel Persamaan luas konsekuensi kerusakan dan konsekuensi kematian untuk jenis pelepasan terus menerus (continuous) bilamana T operasi > (AIT + 80 o F) Tabel Persamaan luas konsekuensi kerusakan dan konsekuensi kematian untuk jenis pelepasan seketika (instantaneous) bilamana T operasi < (AIT + 80 o F) Tabel Peringkat sistem deteksi dan isolasi Tabel Faktor penyesuaian laju pelepasan dan konsekuensi keterbakaran Tabel Persamaan luas daerah konsekuensi keterbakaran ( A dalam ft 2, V lepas dalam lb/s ) Tabel Nilai A dari masing-masing ukuran bocor pipa 12 AC3 BG Tabel Nilai faktor modifikasi Tabel Nilai konsekuensi setelah dikalikan nilai modifikasi Tabel Nilai frekuensi kebocoran masing-masing lubang Tabel Kategorisasi konsekuensi Tabel Penentuan kategorisasi konsekuensi Tabel Nilai konsekuensi dan nilai kategorisasi separator dan pipa yang dianalisis Tabel Subfaktor modul teknik penipisan Tabel Faktor keyakinan terhadap data laju korosi Tabel Faktor desain berlebih Tabel Nilai laju korosi Tabel Nilai TMSF penipisan separator dan pipa-pipa yang dianalisis Tabel Batas temperatur terjadinya mulur Tabel Batas tegangan terjadinya mulur Tabel Catatan kegagalan kelelahan Tabel Kecurigaan getaran Tabel Faktor koreksi terhadap getaran Tabel Sumber getaran Tabel Perbaikan yang pernah dilakukan Tabel Kompleksitas sistem perpipaan Tabel Desain percabangan Tabel Kondisi pipa Tabel Diameter cabang x-

16 Tabel Asumsi laju korosi luar untuk kerusakan luar baja karbon dan baja paduan rendah Tabel Kategorisasi kemungkinan kegagalan Tabel Nilai kemungkinan dan nilai kategorisasi separator serta pipa yang dianalisis Tabel 4.1. Hasil perhitungan kemungkinan dan konsekuensi Tj.Mayo BM Tabel 4.2. Hasil perhitungan kemungkinan dan konsekuensi BM BK Tabel 4.3. Hasil perhitungan kemungkinan dan konsekuensi BK BH Tabel 4.4. Hasil perhitungan kemungkinan dan konsekuensi BH BG Tie in Tabel 4.5. Hasil perhitungan kemungkinan dan konsekuensi AC2 AC Tabel 4.6. Hasil perhitungan kemungkinan dan konsekuensi AC3 BG Tabel 4.7. Hasil perhitungan kemungkinan dan konsekuensi BG BG Tie in Tabel 4.8. Hasil perhitungan kemungkinan dan konsekuensi BG Tie in separator V Tabel 4.9. Hasil perhitungan kemungkinan dan konsekuensi separator V Tabel 4.10.Umur sisa peralatan dengan analisis penipisan Tabel 4.11.Umur sisa peralatan dengan menggunakan tegangan hoop Tabel Nilai M.A.O.P dan tingkat keamanan pipa Tabel Saran inspeksi dari hasil analisis perhitungan risiko semikuantitatif xi-

17 DAFTAR LAMPIRAN Lampiran A Operasi Jalur Pipa dan Pemeliharaan EMP Malacca Strait Lampiran B Process Flow Diagram EMP Malacca Strai Lampiran C Maping analisis penelitian Lampiran D Daftar pertanyaan inspeksi Lampiran E Metode inspeksi xii-

18 DAFTAR SIMBOL RBI = Risk Based Inspection PoF = Probability of Failure CoF = Consequence of Failure TMSF = Technical Modul Sub Faktor UT = Ultrasonic Testing SCC = Stress Corrosion Cracking CUI = Corrosion Under Insulation P op = Tekanan Operasi HTHA = High Temperature Hydrogen Attack EMP = Energi Mega Persada BOPD = Barrel Oil Per Day NBP = Normal Boiling Point MW = Molecular Weight AIT = Auto Ignation Temperature A = Luas area MDMT= Material Design Minimum Temperature σ = tegangan (stress) ε = regangan (strain) σ HS = tegangan Hoop (Hoop stress) NDT = Non Destructive Testing CR = laju korosi (corrosion rate) SF = Safety Factor SMYS = Specified Minimum Yield Strength UTS = Ultimate Tensile Strength MAOP = Maximum Allowable Operating Pressure ASME = American Society of Mechanical Engineers API = American Petroleum Institute -xiii-

19 -xiv-