BAB IV Studi Kasus Pada bab ini dilakukan studi kasus untuk menghitung kategori resiko dalam sebuah pipeline. Pada kesempatan kali ini penulis mengambil pipeline milik Vico Indonesia sebagai contoh untuk perhitungan kategori resiko. Pipeline yang diambil tersebut merupakan sebuah pipeline yang melintas pada jalan yang terletak pada daerah Handil Badak. Letak dari pipeline tersebut dapat dilihat pada gambar dibawah ini. 133
Gambar 5. 1 Sistem Pipeline milik Vico Indonesia 134
Berdasarkan gambar diatas, pembagian segmen dilakukan sepanjang pipeline. Dimana pada setiap segmen diambil daerah yang memiliki lokasi yang kritis dan mempunyai sifat yang sama sepanjang segmen. Pembagian segmen dilakukan dengan memotong pipeline didaerah yang melewati jalan. Dimana pembagian pada daerah yang melewati jalan tersebut dilakukan dengan memperhatikan beban fatigue yang mungkin terjadi. Dibawah ini ditunjukkan bagian pipeline yang akan kita hitung kategori resikonya. Dimana pada gambar dibawah ini dapat kita lihat bahwa pipeline tersebut melintasi jalan. Untuk lebih jelasnya dapat dilihat pada gambar dibawah ini. Gambar 5. 2 Pipeline yang melintasi jalan Dibawah ini akan ditunjukkan data umum yang digunakan untuk perhitungan dan hasil perhitungan dengan menggunakan methodologi Muhlbaeur dan API 581. 5.1 Data Perhitungan Dibawah ini ditunjukkan data data yang digunakan untuk menghitung kategori resiko dari pipeline. Pipeline pipeline yang dianalisis tersebut terdapat dalam satu tempat yang melintasi jalan. Pipeline pipeline tersebut dapat dilihat pada tabel dibawah ini. 135
Tabel 5. 1 Pipeline Pada PK 30+350 Pipeline Service No Crossing ID NPS Pipeline Location 1 PK 30+350 20" Gas Handil - Nilam 12" Condensate Tatun - PK 1.4 (Handil) 42" Gas PK 0.7 - Badak Tabel 5.2 Data Pipeline Pada PK 30+350 Crossing ID : 30+350 Description 20" Gas Handil - Nilam 12" Cond Tatun - PK 1.4 (Handil) 42" Gas PK 0.7 - Badak Pipeline Section at Road Crossing PK 30+300 PK 15+250 KP 45+531 (Begin ID) Pipeline Section at Road Crossing (End PK 30+350 PK 15+200 KP 45+631 ID) Nominal Diameter of Pipe (in) 20 12 42 Outside Diameter of Pipe (in) 20 12.75 42 Design Wall Thickness (in) 0.438 0.25 0.705 Material API 5LX GR 56 API 5LX GR 60 API 5LS GR 70 60% Spesific Minimum Yield Stress (Psi) 33600 36000 42000 Year of Installation 1982 1997 1998 Design Pressure (psi) 1453 696 1409.5 Max. Operating Pressure (psi) 1320.91 632.73 1281.36 Design Temperature ( 0 F) 120 120 120 Hidrotest Pressure 1816.25 870.00 1761.88 136
Crossing ID : 30+350 (psi) Operating Pressure (psi) 800 351 929 Operational Stress (psi) 25367.83359 10726.86961 27951.85902 Operating Temperature ( F) 105 86 93.7 Ambient Pressure (psi) 14.7 14.7 14.7 Ambient Temperature ( 0 F) 82 82 82 Buried Depth (in) 59.06 53.15 27.56 One mile population count >400 >400 >400 Population Type 6 6 6 Dibawah ini akan ditunjukkan dua metode perhitungan yaitu metode Muhlbaeur dan API 581. Untuk lebih jelas tentang hasil perhitungan kedua metode tersebut dibawah ini. 5.2 Metode Muhlbaeur Dibawah ini ditunjukkan contoh perhitungan dengan menggunakan metode Muhlbaeur. Dimana untuk setiap factor yang diperhitungkan dalam metode ini ditunjukkan dalam tabel dibawah ini. Tabel 5.3 Perhitungan Kategori Resiko untuk 20 Handil Nilam Gas Pipeline 137
138
139
140
141
142
143
Dengan cara yang sama dengan diatas didapatkan hasil perhitungan untuk pipeline 12 Condensat dan 42 Gas. Seperti yang dijelaskan diatas bahwa dalam satu daerah yang terlintas oleh jalan, terdapat tiga buah pipeline yang dianalisis. Untuk mengkategorikan resiko dari daerah pelintasan jalan tersebut, diambil kategori resiko yang paling tinggi dari pipeline tersebut. Tabel 5.4 Hasil Perhitungan Kategori Resiko PK 30+350 Metode Muhlbaeur No Crossing ID Pipeline NPS Service Pipeline Location Pipeline Risk 1 PK 30+350 20" Gas Handil - Nilam 2B (Low) 12" Condensate Tatun - PK 1.4 (Handil) 2A (Low) 42" Gas PK 0.7 - Badak 2E (Medium High) Road Crossing Risk 2E (Medium High) 144
5.3 Metode API 581 Dibawah ini ditunjukkan contoh perhitungan dengan menggunakan metode 581. Dimana untuk setiap faktor yang diperhitungkan dalam metode ini ditunjukkan dalam tabel dibawah ini. 145
Tabel 5.5 Hasil Perhitungan Kategori Resiko 20 Gas Pipeline 146
147
148
Dengan menggunakan cara yang sama dengan diatas dapat dilihat hasil untuk ketiga pipeline. Tabel 5.6 Hasil Perhitungan Kategori Resiko PK 30+350 Metode API 581 No Crossing ID Pipeline Pipeline Service NPS Location 1 PK 30+350 20" Gas Handil - Nilam 12" Condensate Tatun - PK 1.4 (Handil) 42" Gas PK 0.7 - Badak Pipeline Risk 2E (Medium High) 2E (Medium High) 2E (Medium High) Road Crossing Risk 2E (Medium High) 149