Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKGas alam yang berasal dari reservoir secara alami mengandung air dan CO2 sebagai kontaminan. Perpipaan transmisi gas adalah aset utama di infrastruktur energi, sehingga pengoperasian pipa-pipa ini harus bebas dari masalah. Permasalahan utama untuk perpipaan gas adalah terkondensasinya air yang terkandung dalam gas menjadi fasa cair yang apabila bereaksi dengan CO2 membentuk H2CO3 sebagai penyebab korosi.Keluaran unit kompresi B1C di PT X mengalami korosi yang disebabkan oleh bereaksinya air yang terkondensasi menjadi fasa cair dengan CO2 di sistem perpipaan dan peralatannya yang selanjutnya membawa dampak kerugian secara ekonomi dan sumber daya manusia. Untuk mengatasi masalah korosi, kondensasi air karena menurunnya suhu di pipeline dicegah dengan menggunakan Dew Point Control Unit DPCU . Kajian pemasangan DPCU di Unit B1C PT X diharapkan dapat menjadi pertimbangan sebagai pilihan yang tepat untuk mengurangi kerugian perusahaan yang disebabkan oleh korosi.Pada penelitian ini dilakukan analisis tiga skenario. Analisis yang pertama adalah analisis secara teknis dengan menggunakan perangkat lunak Unisim R390.1. Dimana yang menjadi parameter teknis adalah suhu gas keluaran DPCU sama dengan 72 oF. Hasil dari analisis teknis diperoleh skenario 2 dan skenario 3 yang laik secara teknis.Analisis keekonomian dengan menggunakan metode levelized cost menunjukkan Skenario 2 memiliki NPV < 0 dan IRR < 10 . Skenario 3 memiliki NPV >0 dan IRR >10 78 . Selanjutnya dilakukan analisis sensitivitas keekonomian didapatkan bahwa parameter yang berpengaruh paling besar terhadap NPV Skenario 3 adalah harga minyak sedangkan OPEX memberikan pengaruh yang paling kecil.

---

ABSTRACT

Raw Natural Gas that comes from reservoir naturally contains water and CO2 as contaminant. Gas Pipeline is the main asset of energy infrastructure, this pipeline should be operated without fail. The main problem of gas pipeline is water condensed. Aquous water reacts with CO2 yields H2CO3 which can cause corrosion.Piping and equipments at outlet compression unit B1C of PT X suffer of corrosion which caused by reaction of condensed water and CO2. This corrosion leads to financial and man hours lost. To cope with corrosion problem, water condensation due to temperature drops in pipeline should be prevented using Dew Point Control Unit DPCU . Study of DPCU installation at Unit B1C of PT X is expected can be considered as a good option to mitigate lose due to corrosionIn this study, three Scenarios have been studied, the first analysis is technical analysis using Unisim R390.1. software. Where the technical parameter is the output gas temperature of DPCU equal to 72 oF. Only Scenario 2 and Scenario 3 that are technically feasible.Economic analysis using the levelized cost method. Scenario 2 has NPV10 78 . Furthermore, economic sensitivity analysis has result of this sensitivity analysis found that the parameters that have the greatest effect on Scenario 3 NPV rsquo s is the oil price whereas OPEX gives the smallest effect."

"PT X merupakan salah satu perusahaan niaga swasta berfasilitas yang bergerak dalam bidang penyaluran gas alam di wilayah Kabupaten Tangerang. Jaringan pipa distribusi gas yang dimiliki pipa mainline berukuran diameter 8 dan 6 inch, pipa konsumen berukuran 4 inch, dengan total panjang 39,5 km. Pada tahun 2014, PT X diakuisisi oleh PT Y dan menjadi anak PT Y dengan kepemilikan 100% saham. Untuk mengetahui potensi teknis dan keekonomian dari pengembangan aset jaringan pipa yang ada saat ini dalam periode sepuluh tahun mendatang, maka penelitian ini dilakukan. Penelitian dilakukan dengan cara melakukan evaluasi kinerja terhadap jaringan pipa yang ada saat ini, pemetaan sebaran industri di wilayah Kabupaten Tangerang, pembuatan desain teknis pengembangan jaringan pipa gas distribusi dengan menggunakan simulasi proses dan perhitungan keekonomian pengembangan jaringan pipa dengan asumsi semua dana berasal dari ekuitas. Kapasitas laju alir yang dioperasikan saat ini sebanyak 8,1 sampai dengan 9,72 MMSCFD dengan tekanan operasi 120 psig. Nilai keekonomian jaringan pipa existing adalah is NPV = 218.490,92 USD dan PI=1,15. Berdasarkan hasil simulasi proses, jaringan pipa yang ada saat ini memiliki kapasitas maksimum pipa sebesar 28,2 MMSCFD pada tekanan 210 psig. Untuk skenario pengembangan pipa hingga 80% dari kapasitas maksimum (22,6 MMSCFD), maka posisi dan desain pipa pengembangan yang memungkinkan antara lain: 1 km pipa Ø6? dan 3 km pipa Ø4? ke Jalan Industri III dan IV; 2 km pipa Ø4? ke Jalan Telesonik, Jalan Veteran, dan Jalan Jatake; 2 km pipa Ø4? ke Jalan Manis; dan 2 km pipa Ø4? ke Jalan Bhumimas. Total panjang pipa pengembangan adalah 10 km, dengan total biaya investasi sebesar USD 1.326.655,27. Tarif toll fee pipa distribusi ke ruas pipa pengembangan adalah 0,3081 USD/MSCF. Nilai keekonomian jaringan pipa distribusi keseluruhan existing dan pengembangan: NPV= 2.035.313,02 USD and PI=1,49.

---

PT X is a private commercial company fully engaged in distribution of natural gas business in Kabupaten Tangerang area. The natural gas existing pipelines owned by PT X have 8 and 6 inches in diameter for mainline, and 4 inch for delivery pipeline with total length 39,5 km. In 2014, PT X was acquired by PT Y and became a subsidiary of PT Y with 100% ownership share. In order to know the technical and economic potential of pipeline development for ten years, the research was conducted. Research was done by evaluating the performance of the existing pipelines, mapping the industrial area in Kabupaten Tangerang, created technical design for pipeline development using process simulation software, and calculated the economic value for developing pipeline made, which the source of investments is from equity. The existing capacity used in operation is 8,1 to 9,72 MMSCFD with 120 psig operation pressure. The economic value for existing pipeline is NPV = 218.490,92 USD and PI=1,15. The maximum pipeline capacity is 28,2 MMSCFD in condition 210 psig operating pressure. To optimize the utilities of existing pipeline up to 80% of maximum pipeline capacity (22,6 MMSCFD), the potential position and pipeline design that fit for development are 1 km of Ø6 and 3 km of Ø4? pipe to Jalan Industri III&IV; 2 km of Ø4? pipeline diameter to Jalan Telesonik, Jalan Veteran and Jalan Jatake; 2 km of Ø4? pipeline to Jalan Manis, and 2 km of Ø4? pipeline to Jalan Bhumimas. The total length for pipeline development is 10 km, with USD 1.326.655,27 in total cost. The toll fee tariff for on development pipeline section is 0,3081 USD/MSCF. The economic value for overall existing pipeline and development: NPV= 2.035.313,02 USD and PI=1,49"

"ABSTRAK Dalam Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional,telah ada rencana pembangunan jaringan gas kota oleh pemerintah di beberapawilayah yang dekat dengan sumber dan infrastruktur gas bumi yang telah ada,salah satunya adalah untuk rumah susun di DKI Jakarta.Rumah Susun Benhil (Bendungan Hilir) 2 di Jakarta Pusat, memiliki 614 unithunian, merupakan rumah susun yang belum ada jaringan distribusi gas bumi, dandekat dengan pipa distribusi gas bumi yang telah ada.Tahapan yang dilakukan adalah dengan optimasi jaringan pipa untuk distribusigas sehingga didapat nilai investasi terkecil, kemudian menganalisa kelayakankeekonomian proyek.Layak secara ekonomi dibangun oleh swasta dengan konsumsi gas bumi rata-ratatiap hunian sebesar 28 m3/bulan. Dengan analisis Benefit Cost Ratio dengankonsumsi 19 m3/bulan menghasilkan nilai BCR >1 atau layak dibangun olehpemerintah.

---

ABSTRACT In Master Plan of National Natural Gas Transmission and Distribution, has gasnetwork development plans by the government in some areas close to the sourceand the existing natural gas infrastructure, one of which is for flats in DKIJakarta.Benhil 2 Flats located in Central Jakarta, has 614 residential units, an apartmentwhere no natural gas distribution network, and close to the existing natural gasdistribution pipelines.Steps being taken is the optimization of pipelines for gas distribution in order toget the smallest investment value, and then analyze the economic feasibility of theproject.Economically feasible built by the private sector natural gas consumption by anaverage occupancy rate of 28 m3/month. With the Benefit Cost Ratio analysis of19 m3/month consumption produces BCR values> 1 or feasible built by thegovernment."

"

Proses pengolahan gas alam umumnya dimulai dari pemisahan tiga fase dari gas umpan sampai kepada gas jual yang memenuhi spesifikasi dari konsumen (buyer). Pabrik Z adalah pabrik yang mengolah gas alam umpan dimana terdapat kandungan senyawa Hidrogen Sulfida (H₂S) sebesar 1000 ppm dan Carbon Dioxida (CO₂) sebesar 5% mole. Proses pengolahannya di mulai dari aliran gas umpan dipisahkan berdasarkan densitinya di bejana tekanan tinggi pemisah (Separator) tiga fase lalu dipisahkan senyawa H₂S dan CO₂ (Sweetening) di unit Acid Gas Removal Unit lalu dikeringkan di unit Dehydration untuk kemudian dipisahkan kembali hidrokarbon beratnya di unit pengontrolan titik embun (Dew Point Control Unit). Pabrik Z ini menghasilkan gas jual sebesar 310 MMscfd dengan kandungan H₂S 1 ppmv dan CO₂ 50 ppmv. Penelitian ini dilakukan untuk mengetahui dampak produksi gas alam dan kondensat beserta keekonomiannya bila proses pengolahannya dimodifikasi dengan penempatan Dew Point Control Unit pada hilir Separator tiga fase. Dimana metodologi penelitian yang digunakan adalah berupa simulasi menggunakan simulator yang membandingkan kondisi di aktual proses pengolahan dengan kondisi setelah proses modifikasi di pengolahan gas alamnya. Setelah diamati bahwa pada pengolahan gas yang dimodifikasi dengan menempatkan DPCU di hilir separator berdampak pada tingkat produksi kondensat dengan jumlah 8576 barel perhari dibandingkan dengan 7852 barel perhari dari jumlah produksi kondensat yang ada saat ini di pabrik Z.

 

---

The processing of natural gas generally starts from the separation of three phases from the feed gas to the selling gas that meets the specifications of the buyer. Factory Z is a factory that treats feed gas where there are contents of Hydrogen Sulfide (H₂S) of 1000 ppm and Carbon Dioxida (CO₂) of 5% mole. The gas processing starts from the flow of feed gas being separated based on its density in the three phase high pressure separator vessel and then H₂S and CO₂ removal (Sweetening) in the Acid Gas Removal Unit and then gas dried in the Dehydration unit thus continue to hydrocarbon separation in the Dew Point Control Unit. This plant Z produces gas sales of 310 MMscfd with H₂S 1 ppmv and 50 ppmv CO₂. This research was conducted to determine the impact of sales gas and condensate production profiles, and also to estimate the economical aspect if the gas processing is to be modified by placing the Dew Point Control Unit in the downstream of three phase separator. Where the research methodology used is in the form of a simulation using a simulator, that compares the actual conditions of the gas treatment process at plant Z with the conditions after the gas treatment process modification in processing natural gas. It was observed that it has impact on production rate of condensate at the modified gas processing by placing DPCU with amount of 8576 barrel/day compare with 7852 barrel/day produced from existing plant Z condensate rate.

"

"Gas alam memiliki peranan sangat penting dalam menyediakan energi yang bersih lingkungan. Sehingga, permintaan gas sebagai sumber energi terus meningkat dan relatif lebih tinggi dibandingkan minyak . Pemerintah akan mengoptimalkan pemanfaatan gas bumi sebagai bahan bakar melalu program Jaringan Gas Kota. Pemerintah pada tahun 2010 telah membangun jaringan gas kota, yaitu di antaranya di Kota Depok. Jaringan di bangun di Kelurahan Beji dan Beji Timur dengan jumlah Sambungan Rumah mencapai 4.000 sambungan. Oleh karena itu, maka dilakukan penelitian tentang pengembangan jaringan pipa distribusi gas di rumah tangga. Simulasi dilakukan menggunakan perangkat lunak sistem perpipaan. Hasil studi ini menghasilkan desain basis proses untuk jaringan pipa distribusi gas bumi dan dimensi pipa yang dibutuhkan untuk pengembangan jaringan pipa distribusi gas bumi.

---

Natural gas has a very important role in providing a clean energy environment. Thus, demand for gas as an energy source continues to increase and the relatively higher compared to oil. The government will optimize the utilization of natural gas as a fuel through the City Gas Network program. Government in 2010 has built a network of city gas, which is among the city of Depok. Network built in East Beji and Beji with the number of house connections reach 4000 connections. Therefore, it conducted research on the development of gas distribution pipelines in the household. Simulations performed using the software pipeline system. The results of this study resulted in the design basis for the natural gas distribution pipelines and pipeline dimensions required for the development of gas distribution pipelines."

"Laporan Praktik Keinsinyuran ini membahas telaah terhadap pemanfaatan gas bumi melalui pipa di wilayah Kalimantan. Telaah dilakukan terhadap aspek teknis, dan ekonomi yang terdiri atas identifikasi potensi pasokan gas bumi, identifikasi kebutuhan gas bumi, analisa pasokan dan kebutuhan gas bumi, perhitungan biaya pengangkutan, dan perhitungan biaya Niaga gas bumi melalui pipa, analisa harga jual gas bumi, perbandingan biaya keekonomian antara gas bumi melalui pipa dengan moda LNG. Berdasarkan analisa pasokan dan kebutuhan gas bumi serta analisa teknis dan ekonomi terhadap upaya peningkatan pemanfaatan gas bumi melalui pipa di wilayah Kalimantan maka diperoleh kesimpulan bahwa pemenuhan gas bumi untuk memenuhi kebutuhan pengembangan hanya memenuhi kebutuhan untuk skenario paling rendah dimana ketersediaan pasokan gas bumi yang tersedia pada periode 2020 s.d 2030 yang bisa dimanfaatkan untuk pengembangan wilayah Kalimantan hanya dapat mencukupi untuk skenario kebutuhan gas bumi rendah (low scenario). Walau demikian diperkirakan dapat terjadi kekurangan pasokan pada tahun 2024 sebesar -13,51 MMSCFD, tahun 2025 sebesar -43,82 MMSCFD dan tahun 2030 sebesar -130,90 MMSCFD. Sedangkan untuk perhitungan simulasi biaya pengangkutan dan niaga gas bumi melalui pipa di tiap provinsi di Kalimantan lebih ekonomis pada skenario paling tinggi, dimana diperoleh perhitungan harga jual gas bumi terendah untuk skema gas pipa yaitu dengan harga jual US$ 7,28 di Kalimantan Utara, dan harga jual tertinggi sebesar US$19,67 di Kalimantan Barat. Sedangkan untuk skema LNG dengan harga terendah dengan harga jual US$7,14 di Kalimantan Selatan dan harga jual tertinggi dengan dengan harga jual US$9,21 di Kalimantan Tengah. Dengan demikian harga jual gas bumi dengan skema pengangkutan LNG lebih rendah bila dibandingkan harga jual gas bumi dengan skema pengangkutan gas bumi melalui pipa. Dengan belum bertumbuhnya kebutuhan gas bumi melalui pipa maka untuk memenuhi kebutuhan gas bumi di wilayah Kalimantan Barat dan Kalimantan Tengah agar menggunakan moda pengangkutan LNG.

---

This Engineering Practice Report discusses an analysis of the utilization of natural gas pipelines in the Kalimantan region. The study encompassed technical and economic aspects consisting of the identification of natural gas potential supplies, identification of natural gas demand, analysis of natural gas supply and demand, calculation of transportation costs, calculation of trading costs for natural gas pipeline, analysis of natural gas selling prices, cost comparisons between using natural gas pipeline and LNG mode. Based on the analysis of natural gas supply and demand as well as technical and economic analysis of efforts to increase the utilization of natural gas pipelines in the Kalimantan region, it is concluded that the fulfilment of natural gas demand development can only fulfil the demand for the lowest scenario where the available natural gas supply from period 2020 to 2030 which can be used for the development of the Kalimantan region can only be sufficient for a low natural gas demand scenario (low scenario). However, it is estimated that there could be a supply shortage in 2024 of -13.51 MMSCFD, in 2025 of -43.82 MMSCFD and in 2030 of -130.90 MMSCFD. Meanwhile, for the simulation calculation of the costs of transporting and trading natural gas via pipeline in each province in Kalimantan, it is more economical in the highest scenario, where the lowest natural gas selling price calculation for the pipeline gas scheme is obtained, namely with a selling price of US$ 7.28 in North Kalimantan, and The highest selling price was US$19.67 in West Kalimantan. Meanwhile, for the LNG scheme, the lowest selling price is US$7.14 in South Kalimantan and the highest selling price is US$9.21 in Central Kalimantan. Thus, the selling price of natural gas using the LNG transportation scheme is lower compared to the selling price of natural gas using the natural gas transportation scheme via pipeline. With the demand for natural gas through pipes not yet growing and to fulfill the demand for natural gas in the West Kalimantan and Central Kalimantan regions could use LNG as a transportation mode."

"Tesis ini membahas tentang sejauh mana pengaruh penambahan kegiatan yaitu konstruksi jembatan dan pengeboran horizontal di ROW (Right of Way) pipa gas eksisting. Pengukuran dampak dan resiko akan kedua hal tersebut menjadi bahan pertimbangan dalam mendesain suatu struktur baru yang melintasi ROW yang telah ada. Analisis yang dilakukan adalah dengan menggunakan Quantitative Risk Assessment (Semi QRA) yang mengacu pada standar yang ada baik dari lingkup nasional dan internasional dengan bantuan piranti lunak Crystal Ball. dan ShellFred 4.0 untuk mengetahui jet fire yang terjadi dengan analisis Consequence Modelling. Tujuan dari penulisan ini adalah untuk mengetahui nilai resiko yang terjadi dan menjadi pertimbangan atau rekomendasi terhadap pembangunan yang akan dilakukan, sehingga dapat menurunkan resiko terjadinya kecelakaan kerja, baik dari segi keselamatan kerja, aset dan nama baik perusahaan. Hasil dari kajian ini menyatakan bahwa pembangunan jembatan dan pengeboran horizontal tidak berbahaya terhadap keberadaan pipa gas eksisting dan memiliki resiko sangat rendah bila dilihat dari hasil Semi QRA, dan pada skenario jet fire (Consequence Modelling) dengan mengabaikan keberadaan media tanah diketahui bahwa terdapat titik yang beresiko terpapar panas dan satu titik berada pada daerah yang aman.

---

This thesis explain about the effect of increasing activities in the Right of Way (ROW) existing gas pipeline. Measuring Risk and consequences will be consideration item in designing a new structure that crossing existing Right of Way. Semi QRA (Quantitative Risk Assessment) will be done to analyse according national standard and international standard using software we called ShellFred 4.0 and Crystal Ball which is to identify jet fire occurred by Consequence Modelling Analyis. The purpose of this study is to identify risk value occur and recommendation for construction will be done in the future, so the level of risk, accident, asset and good company reputation. Results of the analysis is bridge construction and horizontal drilling are not dangerousing the existing pipe and for Semi QRA have a very low risk, and from jet fire scenario (Consequence Modelling) with ignoring the soil existence there is points that have heat exposure risk and one point safe from heat exposure."

"Kegiatan Operasi dan Pemeliharaan Jaringan Pipa Gas (O & M) dilakukan untuk memastikan Infrastrtuktur Pipa Gas dapat berjalan dengan handal dan aman. Estimasi Biaya O & M yang digunakan untuk menyusun anggaran O & M Rutin, Non Rutin serta Pendukung O & M menggunakan pendekatan deterministik dimana telah diketahui komponen penyusun pekerjaan serta harga pembentuknya. Namun dari data tahun 2016-2019 terdapat realisasi atas biaya yang belum pernah dialokasikan seperti pekerjaan tidak terencana (unplaned) dan penanganan kondisi gawat darurat (emergency) dan mengambil alokasi anggaran yang telah direncanakan untuk kegiatan O & M. Realisasi biaya tersebut dapat diartikan sebagai Biaya Kontingensi O & M dimana biaya tersebut tidak dapat diprediksi dan dihitung sebelumnya namun terjadi. Dampak jangka Panjang dari diambilnya alokasi anggaran O & M yang sudah direncanakan dimana perusahaan belum mengalokasikan khusus anggaran kontingensi, dapat mengganggu Integrity dan keselamatan penyaluran gas.Untuk menjawab masalah tersebut diperlukan Pemodelan Estimasi Biaya Kontingensi Operasi dan Pemeliharaan yang digunakan untuk menentukan formula beban biaya kontingensi Operasi dan Pemelihaaan Jalur Pipa Gas Distribusi terhadap perencanaannya. Dalam Tesis ini dilakukan penelitian mengenai pengujian komponen variabel pembentuk biaya kontingensi Pengoperasian dan Pemeliharaan pipa gas seperti variabel Perbaikan Pipa, Relokasi Pipa, Sewa Lahan agar didapatkan suatu Pemodelan Estimasi Biaya kontingensi Operasi dan Pemeliharaan yang sesuai menggunakan Artificial Neural Network dengan bantuan Matlab Program. Dari hasil Pemodelan tersebut didapatkan formula model estimasi biaya kontingensi Operasi dan Pemeliharaan. Dari hasil estimasi biaya yang diperoleh, perusahaan dapat melakukan perencanaan anggaran yang lebih aktual dengan mengalokasikan biaya kontingensi secara khusus untuk dapat tetap memastikan kegiatan preventive, predictive maintenance dan corrective action dapat berjalan sesuai dengan siklus life time asset serta integrity dan keselamatan kegiatan operasional dapat dilaksanakan guna keberlangsung bisnis perusahaan serta memberikan pelayanan terbaik kepada pelanggan dan pemangku kepentingan.

---

Operation and maintenance (O & M) activities are carried out to guarantee that the Gas Pipeline Infrastructure can operate reliably and safely. The O&M Cost Estimation utilized to prepare Routine, Non-Routine, and O&M Supporter budgets employs a deterministic methodology in which the components of the job and their costs are known. However, the 2016-2019 data shows that costs that were never allocated, such as unanticipated work (unplanned) and dealing with emergency situations (emergency), as well as taking planned budget allocations for O&M operations, were realized. These costs can be regarded as costs when they are realized. O&M contingency expenditures cannot be forecast or anticipated in advance, yet they do occur. The long-term consequences of taking the scheduled O&M budget allocation and not allocating a special contingency budget can jeopardize the integrity and safety of gas distribution.

Model the Estimation of Operations and Maintenance Contingency Costs, which are used to establish the contingency cost load formula for Operation and Maintenance of Distribution Gas Pipelines against its plans, is required to solve this problem.

In order to obtain a suitable contingency cost estimation modeling using Artificial Neural Network with the help of the Matlab Program, a research was conducted on testing the variable components that form contingency costs for operation and maintenance of gas pipes, such as variable pipe repair, pipe relocation, and land rent.

A model formula for estimating Operations and Maintenance contingency costs is derived from the modeling findings. The company can plan a more actual budget based on the estimated costs obtained by allocating contingency costs specifically to ensure that preventive, predictive maintenance, and corrective action activities can run in accordance with the life time asset cycle, and the integrity and safety of operational "

"

Sensitivitas merupakan efek perubahan dari setiap variabel yang merubah hasil resiko. Metodologi Risk Assessment yang paling umum digunakan di indonesia adalah Muhlbauer, Modified Muhlbauer dan Risk Based Inspection. Pada penelitian ini enam sample segmen jaringan pipa dievaluasi. Secara umum terdapat dua tujuan, yang pertama adalah membandingkan hasil resiko antara metodologi Risk Assessment. yang kedua adalah membandingkan sensitivitas. Metodologi Risk Assessment diterjemahkan kedalam persamaan model matematis dan dihitung dalam software berdasarkan simulasi Montecarlo. Hasil nilai resiko pada segmen high dan medium risk dinilai valid dengan rentang deviasi 24% dan 13%. Hasil analisis sensitivitas menunjukkan bahwa Metodologi Muhlbauer dan Modifikasi Muhlbauer sensitif terhadap kegiatan pihak ketiga. Risk Based Inspection sensitif terhadap damage mechanism intrinsik. Data sensitivitas ini dapat digunakan untuk menghasilkan Metodologi Risk Assessment Pipa Gas yang lebih sensitif dimasa yang akan datang.  

 

---

Sensitivity is the effect of changes in any variables that changes the risk results. The most common  Risk Assessment Methodology in Indonesia is Muhlbauer, Modified Muhlbauer & Risk Based Inspection. In this study, six natural gas distribution pipeline segment sample was evaluated. In general there are two objectives, firstly comparing the risk result between Risk Assessment Mehodology. Second objectives is to compare the sensitivity. The Risk Assessments methodology is translated into mathematic model and computed in Monte Carlo based simulation software. The risk value result show that in high risk & medium risk pipeline segment, all methodology is valid with 24% and 13% deviation respectively. The sensitivity analysis result show that Muhlbauer & Modified Muhlbauer methodology is sensitive to third party activity. Risk Based Inspection is sensitive to intrinsic damage mechanism. This sensitivity data can be adopted to develop more sensitive Gas Pipeline Risk Assessment Methodology in the future.

"