SIDANG P3 TUGAS AKHIR JURUSAN TEKNIK KELAUTAN 28 JANUARI 2010 Analisa Resiko pada Reducer Pipeline Akibat Internal Corrosion dengan Metode RBI (Risk Based Inspection) Oleh: Zulfikar A. H. Lubis 4305 100 057 JURUSAN TEKNIK KELAUTAN FAKULTAS TEKNOLOGI KELAUTAN INSTITUT TEKNOLOGI SEPULUH NOPEMBER SURABAYA 2010
ANALISA RESIKO PADA REDUCER PIPELINE AKIBAT INTERNAL CORROSION DENGAN METODE RBI (RISK BASED INSPECTION) DOSEN PEMBIMBING: 1. Dr. Ir. Daniel M. Rosyid, M. RINA (131 782 038) 2. Ir. Hasan Ikhwani, M.Sc (132 048 145)
Reducer Pipeline
Latar Belakang Masalah Korosi internal menjadi perhatian utama Reducer pipeline sering terjadi korosi internal Jaringan pipa milik JOB P-PEJ mengangkut fluida yang korosif
Data Reducer Pipeline Milik JOB P-PEJ Reducer 1 Reducer 2 Reducer 3 Reducer 4 Tipe = Concentric Concentric Eccentric Eccentric Material grade = ASTM A106 ASTM A106 API 5L X52 ERW API 5L X52 ERW Outside Diameter 1 = 16 in 20 in 16 in 20 in Outside Diameter 2 = 10 in 16 in 10 in 16 in Wall Thickness = 0.5 in 0.5 in 0.5 in 0.5 in SMYS = 35000 psi 35000 psi 52000 psi 52000 psi (Sumber: JOB P-PEJ, 2007)
Data Operating Pressure Milik JOB P-PEJ Time Operating Pressure (psi) Nov-08 798 Dec-08 795 Jan-09 792 Feb-09 795 Mar-09 800 Apr-09 800 May-09 800 Jun-09 792 Jul-09 792 Aug-09 750 Sep-09 752 Oct-09 748
Perumusan Masalah Berdasarkan data reducer pipeline pada Tabel 1. di atas, maka permasalahan yang diangkat dalam tugas akhir ini adalah: 1. Berapa peluang kegagalan pada keempat reducer pipeline yang terkorosi? 2. Berapa tingkat resiko pada keempat reducer pipeline yang terkorosi dengan menggunakan metode RBI? 3. Bagaimana metode pemeriksaan yang sesuai dengan kondisi tingkat resiko pada keempat reducer pipeline yang terkorosi tersebut?
Tujuan 1. Mengetahui peluang kegagalan pada keempat reducer pipeline yang terkorosi. 2. Mengetahui tingkat resiko pada keempat reducer pipeline yang terkorosi dengan metode Risk Based Inspection. 3. Memprediksi pemeriksaan yang sesuai dengan kondisi tingkat resiko pada keempat reducer pipeline yang terkorosi.
Manfaat 1. Mendapatkan metode pemeriksaan yang sesuai dan tepat guna 2. Masukan bagi perusahaan terkait dalam hal penentuan waktu inspeksi.
Batasan Masalah 1. Jaringan pipa milik JOB P-PEJ; 2. Analisa RBI Semi Kuantitatif; 3. Mode kegagalan pressure based; 4. Perhitungan keandalan menggunakan Monte Carlo Simulation; 5. Code yang digunakan adalah API RBI 581; 6. Tidak mempertimbangkan korosi external; 7. Perhitungan laju korosi tidak mempertimbangkan adanya pengaruh temperatur.
Moda Kegagalan dengan, Pb = tekanan ledakan (burst pressure) pada pipa yang terkorosi (ksi); = Po t D S E = operating pressure (ksi) = wall thickness of pipe (inch) = outside diameter of pipe (inch) = allowable stress value (ksi) = 0.72 E SMYS = weld joint factor = 1; ASTM 106 Gr. B = 1; API 5L X52
Metodologi MULAI Studi literatur berupa buku, handouts dan jurnal Pengumpulan data, meliputi: 1. Dimensi utama reducer pipeline (tebal, diameter, material grade) 2. Operating pressure Pemodelan numerik metode CFD dengan ANSYS, meliputi pemodelan pipa, meshing dan pemberian part Variasi empat tipe reducer pipeline Variasi kecepatan Output pemodelan berupa tegangan geser Perhitungan laju korosi dengan menggunakan tegangan geser A
Metodologi (lanjutan) A Menghitung indeks keandalan dengan simulasi Monte Carlo Menghitung konsekuensi kegagalan Tingkat resiko reducer pipeline Pemeriksaan yang sesuai dengan API RBI SELESAI
Analisa Hasil dan Pembahasan Pemodelan Numerik Metode CFD dengan ANSYS. Pemodelan dilakukan untuk menghasilkan tegangan geser. Langkah dalam pemodelan: 1. Pembuatan geometri, part dan meshing; 2. Pemberian boundary condition; 3. Analisa CFX-Post
Contoh Gambar Geometri dalam Pemodelan CFD
Contoh Gambar Pemberian Boundary Condition
Contoh Gambar Pemberian Meshing
Hasil running CFX-Post
Variasi Tipe Reducer Pipeline dan Kecepatan Analisa dilakukan pada empat reducer pipeline. Dari keempat reducer pipeline tersebut divariasikan dengan kecepatan. Kecepatan: 14.56 ft/s; 12.98 ft/s dan 9.62 ft/s
Perhitungan Laju Korosi dengan Menggunakan Tegangan Geser (π W ) Perhitungan laju korosi menggunakan persamaan dari Solihin (2008): dengan, Cr = corrosion rate (ipy) 0.0213 = slope percepatan laju korosi 1.2911 = faktor konstanta dari hasil percobaan
Perhitungan Laju Korosi dengan Menggunakan Tegangan Geser Jenis V (ft/s) Wall Shear (Pa) Cr (ipy) t korosi/5 thn (in) 14.56 0.2113 0.00286 0.014 Reducer 1 12.99 0.1683 0.00213 0.011 9.62 0.0887 0.00093 0.005 Jenis V (ft/s) Wall Shear (Pa) Cr (ipy) t korosi/5 thn (in) 14.56 0.1732 0.00221 0.011 Reducer 2 12.99 0.1376 0.00164 0.008 9.62 0.0656 0.00063 0.003
Perhitungan Laju Korosi dengan Menggunakan Tegangan Geser (lanjutan) Jenis V (ft/s) Wall Shear (Pa) Cr (ipy) t korosi/5 thn (in) 14.56 0.2533 0.00361 0.018 Reducer 3 12.99 0.2037 0.00273 0.014 9.62 0.1093 0.00122 0.006 Jenis V (ft/s) Wall Shear (Pa) Cr (ipy) t korosi/5 thn (in) 14.56 0.1837 0.00238 0.012 Reducer 4 12.99 0.1456 0.00176 0.009 9.62 0.0764 0.00076 0.004
Grafik Hubungan Kecepatan Fluida dengan Wall Shear
Grafik Hubungan Kecepatan Fluida dengan Corrosion Rate
Perhitungan Indeks Keandalan 1. Penentuan Moda Kegagalan 2. Penentuan Variabel Acak dan Parameter Statistik Variabel Acak Variabel acak: ketebalan dinding pipa setelah terkorosi (t) dan tekanan operasional (Po) Parameter Statistik: Parameter Statistik Distribusi Data μ σ Pressure t Korosi Reducer 1 Smallest Extreme Value Smallest Extreme Value 793.1 12.09 0.01178 0.002935 t Korosi Reducer 2 Normal 0.007333 0.0035 t Korosi Reducer 3 Smallest Extreme Value 0.01504 0.003913 t Korosi Reducer 4 Normal 0.008333 0.0035
Perhitungan Indeks Keandalan (lanjutan ) 3. Simulasi Monte Carlo Grafik Hubungan Jumlah Simulasi dengan PoF untuk Tiap-Tiap Reducer Pipeline
Analisa Konsekuensi dengan Metode Semi-Kuantitatif RBI Menentukan fluida yang representatif: Sifat-sifat dari fluida representatif (H 2 S) yang dipakai menurut Tabel 7.2 API RBI 581 adalah sebagai berikut: Berat molekul (gram/mol) : 34 Berat jenis (lb/ft3) : 61,993 Tingkat keadaan : Gas Temperatur autoignition ( o F) : 500 Kapasitas panas ideal pada tekanan konstan (Btu/lbmol. o F) : 31.9 Kapasitas panas ideal pada volume konstan (Btu/lbmol. o F) : 10,313 Analisa konsekuensi terdiri atas dua bagian, yaitu: konsekuensi akibat terlepasnya fluida yang mudah terbakar dan beracun.
Analisa Konsekuensi dengan Metode Semi-Kuantitatif RBI (lanjutan ) Analisa Laju Kebocoran: Laju pelepasan fluida dihitung dengan menggunakan persamaan 7.3 API RBI 581 dengan, Wg (sonik) : Laju terlepasnya fluida gas (lb/s) Cd : Koefisien keluaran (0,85-1) A : Luas penampang lubang kebocoran (in2) P : Tekanan hulu (psia) M : Massa molekul (lb/lbmol) R : Konstanta gas universal (10,73 ft3.psia / lbmol.or) T : Temperatur hulu ( o R)
Analisa Konsekuensi dengan Metode Semi-Kuantitatif RBI (lanjutan ) Berikut menampilkan perhitungan laju pelepasan fluida Laju Pelepasan Fluida (lb/s) Reducer Ukuran Lubang (in) 0.25 1 4 7 1 7.2691341 29.076537 116.30615 203.53576 2 7.3906916 29.562766 118.25107 206.93936 3 6.9692925 27.87717 111.50868 195.14019 4 7.1313691 28.525476 114.1019 199.67833
Analisa Konsekuensi dengan Metode Semi-Kuantitatif RBI (lanjutan ) Durasi Kebocoran Persamaan yang digunakan menurut API RBI 581: Dengan inventory value: 500 Berikut hasil perhitungan untuk durasi kebocoran Durasi Kebocoran (menit) Tipe Kebocoran: Kontinyu 3 menit < 10000 lb Reducer Ukuran Lubang (in) 0.25 1 4 7 1 1.146399718 0.28659993 0.07165 0.0409428 2 1.12754446 0.281886115 0.0704715 0.0402694 3 1.195721567 0.298930392 0.0747326 0.0427043 4 1.168546077 0.292136519 0.0730341 0.0417338
Analisa Konsekuensi dengan Metode Semi-Kuantitatif RBI (lanjutan ) Luas Daerah Kerusakan (ft 2 ) Luas Daerah Akibat Kebocoran: Persamaan untuk menentukan luas daerah kerusakan dan daerah berbahaya (Tabel 7.10 API RBI 581): Reducer Ukuran Lubang (in) 0.25 1 4 7 1 1186.357625 4074.262609 13992.084 23024.291 2 1203.997979 4134.8442 14200.137 23366.647 3 1142.704594 3924.346673 13477.234 22177.093 Luas Daerah Kerusakan: Luas Daerah Berbahaya: Tabel di samping menampilkan perhitungan luas daerah kerusakan dan luas daerah berbahaya 4 1166.325927 4005.468514 13755.827 22635.525 Luas Daerah Berbahaya (ft 2 ) Reducer Ukuran Lubang (in) 0.25 1 4 7 1 2420.053628 8907.61385 32786.705 55482.183 2 2458.075633 9047.563366 33301.824 56353.876 3 2326.101373 8561.799032 31513.847 53328.232 4 2376.915843 8748.834421 32202.278 54493.205
Analisa Konsekuensi dengan Metode Semi-Kuantitatif RBI (lanjutan ) Luas daerah kerusakan untuk tiap reducer pipeline Luas daerah berbahaya untuk tiap reducer pipeline
Analisa Konsekuensi dengan Metode Semi-Kuantitatif RBI (lanjutan ) Menghitung Frekuensi Kerusakan Menurut Tabel 8.1 API RBI 581 peralatan pada analisa ini mempunyai frekuensi kerusakan generik sebagai berikut: Frekuensi Kerusakan per Tahun Jumlah Fraksi Kerusakan per Tahun Ukuran Lubang Total Ukuran Lubang (in) 0.25 1 4 7 Frekuensi 0.25 1 4 7 6,00E-08 2,00E-07 2,00E-08 1,00E-08 2,9E-07 2,07E-01 6,09E-01 6,09E-02 3,45E-02 Fraksi = frekuensi total frek.
Analisa Konsekuensi dengan Metode Semi-Kuantitatif RBI (lanjutan ) Konsekuensi Kegagalan Nilai konsekuensi bahaya dikalikan dengan fraksi kerusakan generik dan didapatkan luas daerah konsekuensi kegagalan. Tabel hasil perhitungan luas daerah konsekuensi kegagalan Reducer Luas Daerah Frekuensi Kegagalan (ft 2 ) Ukuran Lubang (in) 0.25 1 4 7 Total Luas Daerah (ft 2 ) Tipe Konsekuensi 1 500.951101 5424.736835 1996.7103 1914.1353 9836.5336 D 2 508.8216559 5509.96609 2028.0811 1944.2087 9991.0776 D 3 481.5029843 5214.13561 1919.1933 1839.824 9454.6559 D 4 492.0215795 5328.040162 1961.1187 1880.0156 9661.196 D Menurut Tabel B-3 pada API RBI 581, untuk total luas daerah antara 1000 ft 2 10000 ft 2 masuk dalam kategori konsekuensi D
Likelihood Of Failure Analisa Konsekuensi dengan Metode Semi-Kuantitatif RBI (lanjutan ) Tingkat Resiko Semi Kuantitatif Kombinasi dari kemungkinan kegagalan dan konsekuensi kegagalan. Tabel berikut menunjukkan hasil analisa resiko metode semi kuantitatif RBI Reducer PoF Tipe Kegagalan Total Luas Daerah (ft 2 ) Tipe Konsekuensi 1 0.50 5 9836.5336 D 2 0.46 1 9991.0776 D 3 0.49 4 9454.6559 D 4 0.47 2 9661.196 D MATRIK RESIKO Tinggi 5 R#1 Menengah Tinggi 4 R#3 3 Menengah 2 R#4 1 R#2 Rendah A B C D E Consequence of Failure
Perencanaan Inspeksi Tabel integritas inspeksi pada peralatan statis RBI No. Jenis Konsekuensi Jenis Inspeksi 1 Tinggi Internal Entry External NDT 2 Menengah Internal Entry External NDT Limited Internal Inspections 3 Rendah Limited Internal Inspections External Inspection Process Review Metode inspeksi yang paling tepat untuk tingkat resiko ini adalah eksternal Non Destructive Test (NDT), yaitu: 1.Ultrasonic Straight Beam Test (mengukur ketebalan) 2. Radiography Examination (deteksi diskontinuitas)
Perencanaan Inspeksi (lanjutan ) Tabel berikut merupakan hasil uji tingkat kekritisan untuk tipe kegagalan Peluang Konsekuensi Metode Frekuensi Luas Area Kegagalan Kegagalan Inspeksi Inspeksi Inspeksi Tinggi Tinggi U.T 12 bulan Penuh Tinggi Menengah U.T 12 bulan Parsial Tinggi Rendah U.T 12 bulan Kecil Menengah Tinggi U.T 24 bulan Penuh Menengah Menengah U.T 30 bulan Parsial Menengah Rendah U.T 30 bulan Kecil Rendah Tinggi U.T 30 bulan Penuh Rendah Menengah U.T 36 bulan Parsial Rendah Rendah U.T 48 bulan Kecil Frekuensi: Reducer pipeline 1: 12 bln (1 thn sekali) Reducer pipeline 2: 30 bln (2,5 thn sekali) Reducer pipeline 3: 24 bln (2 thn sekali) Reducer pipeline 4: 30 bln (2,5 thn sekali)
Kesimpulan dan Saran Kesimpulan: 1. PoF tiap reducer pipeline: Reducer pipeline 1: 0,5% Reducer pipeline 2: 0,46% Reducer pipeline 3: 0,49% Reducer pipeline 4: 0,47% 2. Tingkat resiko: Reducer pipeline 1: Resiko Tinggi (5D) Reducer pipeline 2: Resiko Menengah (1D) Reducer pipeline 3: Resiko Menengah Tinggi (4D) Reducer pipeline 4: Resiko Menengah (2D) 3. Teknik inspeksi yang efektif adalah dengan Ultrasonic Straight Beam dan Radiography. Frekuensi: Reducer pipeline 1: 12 bln (1 thn sekali) Reducer pipeline 2: 30 bln (2,5 thn sekali) Reducer pipeline 3: 24 bln (2 thn sekali) Reducer pipeline 4: 30 bln (2,5 thn sekali)
Kesimpulan dan Saran (lanjutan ) Saran: 1. Metode yang digunakan untuk mencari keandalan dapat divariasikan dengan metode yang lain; 2. Sebaiknya dilakukan penelitian lebih lanjut untuk analisa level 3 kuantitatif RBI dan dilakukan oleh team untuk memudahkan pekerjaan HIRA (Hazard Indentification and Risk Assessment).
TERIMA KASIH