Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Tangki Penimbun yang berfungsi untuk menyimpan minyak, adalah salah satu peralatan penting dan berisiko tinggi yang memerlukan perhatian pada aspek keselamatannya. Sebagai langkah preventifnya, pemerintah mewajibkan Inspeksi pada seluruh tangki penimbun baik dengan metode jangka waktu tertentu (setiap 4 tahun) maupun analisis risiko. Studi Keselamatan ini bertujuan untuk membuat rencana Inspeksi pada tangki penimbun yang ada di kilang Minyak dengan menggunakan Metode RBI. Metode RBI pada studi ini mengadopsi API RP 581 Edisi ke-3 tahun 2016.  Secara analisis risiko dilakukan dengan tahapan, pengumpulan data teknis tangki, penentuan mekanisme kerusakan, analisis risiko dan terakhir membuat rencana interval dan metode Inspeksi. Data teknis yang dikumpulkan dan dilakukan studi sebanyak 29 unit tangki yang didesain sesuai Standar API 650. Mekanisme kerusakan pada bagian shell tanki penimbun yang ditentukan: Atmospheric Corrosion, General Corrosion dan Corrosion Under Insulation. Dari hasil analisis risiko, didapatkan hasil seluruh tangki memiliki risiko menengah dengan rincian 16 unit kategori 3C dan 13 unit kategori 2C. Metode Inspeksi yang direncanakan adalah visual inspection, UT Thickness/Flaw Thickness dan CUI dengan interval inspeksinya mayoritas mencapai 10 tahun. Berdasarkan studi ini, disimpulkan Inspeksi Berbasis Analisis Risiko (RBI) lebih efektif dan efisien daripada metode inspeksi metode jangka waktu tertentu (setiap 4 tahun).

---

A storage tank, which is used to store oil, is an important and high-risk equipment that requires attention to its safety aspects. As a preventive action, the government obligate inspections on all storage tanks, either on a specific time interval (every 4 years) or based on risk analysis. This safety study aims to create an inspection plan for the storage tanks at the Oil Refinery using the Risk Based Inspection (RBI) method. The RBI method in this study adopts API RP 581 Third Edition 2016. Risk analysis is carried out in stages, including collecting technical data on the tanks, determining failure mechanisms, risk analysis, and finally creating an inspection interval and method. Technical data was collected and studied on 29 storage tanks designed according to the API 650 standard. The determined failure mechanisms for the storage tank shell are atmospheric corrosion, general corrosion, and corrosion under insulation. The results of the risk analysis showed that all tanks have a medium risk, with 16 units in category 3C and 13 units in category 2C. The planned inspection methods are visual inspection, UT Thickness/Flaw Thickness, and CUI, with most inspection intervals reaching 10 years. Based on this study, it is concluded that Risk Based Inspection (RBI) is more effective and efficient than the specific time interval inspection method (every 4 years)."

"Salah satu tantangan dalam menuju ketahanan energi adalah memastikan kehandalan instalasi dan peralatan migas masih layak untuk dioperasikan secara aman, salah satu peralatan tersebut yaitu tangki penimbun. Tangki Penimbun mengandung berbagai potensi bahaya, yang paling utama adalah bahaya kebakaran , dimana dalam kurun waktu yang sama telah terjadi kebakaran tangki penimbun di Indonesia, oleh karena itu dilakukan analisis kecelakaan kebakaran tangki penimbun 36T-102 yang merupakan tipe internal floating roof  dengan dome roof di unit pengolahan Cilacap. Data dan fakta didapatkan dengan melakukan investigasi langsung setelah kejadian, kemudian dilakukan analisis menggunakan metode fault tree analysis. Kajian risiko terhadap perubahan tipe tangki penimbun, pemilihan material, penentuan ketebalan minimum, blanketing system yang terpasang, sistem penyalur petir yang tidak mampu menerima sambaran langsung merupakan penyebab terjadinya kebakaran. Adapun terkait dengan pengelolaan risiko, diharapkan agar seluruh unit organisasi dan pekerja sampai dengan puncak pimpinan dapat memahami bahaya dan tingkat risikonya. Perlu diterapkan budaya keselamatan yang baik sehingga kejadian kebakaran yang dapat berakibat fatal dapat dihindari

---

One of the challenges in ensuring energy security is ensuring the reliability of oil and gas infrastructure is reliable and still feasible to operate, one of which is storage tanks. Storage tanks contain various potential hazards, the most important of which is a fire hazard. During the same period, there was a storage tank fire accident in Indonesia. Therefore, an analysis of the 36T-102 storage tank fire accident occurred in the internal floating roof type tank with a dome roof in refinery facilities at Cilacap. Data and facts were obtained by conducting an investigation directly after the incident, then analyzed using the fault tree analysis method. Risk assessment related to changes in storage tank type, material selection and determination of minimum thickness, needs and monitoring of installed venting and blanketing systems, and lightning distribution systems that cannot receive direct strikes is the cause of fires. As for risk management, all organizational units and workers up to the top level of management can understand the hazard and the level of risk. It is necessary to involve a safety culture so that no accident occurs."

"Tesis ini membahas perbandingan antara kebijakan Pemerintah dengan metode Risk Based Inspection, dalam menetapkan interval inspeksi pengujian pada katup pengaman,  untuk menjamin keandalan. Penelitian adalah penelitian kuantitatif dengan desain one group pre-test post test. Hasil penelitian mendapatkan bahwa terdapat perbedaan yang nyata antara interval inspeksi dan pengujian katup pengaman yang digunakan, dan kebijakan Pemerintah belum dapat menjamin keandalan dibandingkan metode RBI, sehingga disarankan untuk Pemerintah melakukan peninjauan  terhadap kebijakan serta melakukan perumusan kebijakan berbasis bukti (evidence-based policy).

---

This thesis addresses the comparison between Government policy and Risk Based Inspection methods, in establishing test inspection intervals on safety valves, to ensure reliability. Research is quantitative research with the design of one group pre-test post test. The results of the study found that there was a noticeable difference between the inspection intervals and the safety valve testing used, and the Government's policy could not guarantee reliability compared to the RBI method, so it was recommended that the Government conduct a review of the policy and formulate an evidence-based policy."

"Pipa riser di anjungan lepas pantai yang telah berumur 28 tahun memiliki risiko kegagalan yang tinggi. Untuk memastikan produk dapat terdistribusi dengan baik, maka perlu menjaga integritas pipa tersebut. Melakukan penilaian risiko dan penentuan interval inspeksi dari data hasil inspeksi dapat mencegah kegagalan yang akan terjadi. Salah satu metode yang dapat digunakan ialah Risk-Based Inspection (RBI).Pipa riser gas jual yang menjadi objek penelitian ini berukuran 26 inci. Data hasil In-Line Inspection (ILI) digunakan dalam penilain risk-based inspection (RBI) dengan pendekatan kuantitatif berdasarkan standar API 581. Pipa riser disegmentasi menjadi tiga, yaitu atas air, zona percikan dan bawah air. Nilai dari probability of failure (PoF) dan consequence of failure (CoF) dihitung untuk mengetahui peringkat risiko dari pipa riser. Interval inspeksi ditentukan dari target risiko yaitu ketebalan minimum pipa riser.Penelitian yang dilakukan terhadap analisis data hasil inspeksi untuk risk-based inspection (RBI), menghasilkan pengaruh yang signifikan terhadap nilai PoF tiap segmentasi pipa riser, dimana atas dan bawah air sebesar 3,06E-06 kegagalan/tahun sedangkan zona percikan sebesar 0,1376 kegagalan/tahun. Nilai PoF dan CoF mempengaruhi tingkat risiko, dimana segmen atas air dengan nilai CoF $100.658.373 dan bawah air dengan nilai CoF $100.907.400 menghasilkan tingkat risiko sedang 1E sedangkan zona percikan dengan nilai CoF $100.907.400 di tingkat risiko tinggi 5E. Interval inspeksi ditetapkan dari tingkat risiko tertinggi dari segmentasi pipa riser, yaitu zona percikan. Karena target risiko telah terlampaui dalam hal ini ialah ketebalan minimum, maka interval inspeksi ditetapkan sesuai dengan jadwal penilain RBI yaitu Januari 2022.

---

Riser pipes on offshore platforms more than 28 years old are prone to failure. It is critical to maintaining the pipe's integrity to ensure proper product distribution. Conducting risk assessments and establishing inspection intervals based on inspection data can help avoid failures. Risk-based inspection (RBI) is one method that can be used.

The sales gas riser pipe, on which this research is based, measures 26 inches in length. In-Line Inspection (ILI) data is used in a quantitative approach to risk-based inspection (RBI) assessment based on the API 581 standard. The riser pipe is divided into three sections designated as above water, splash zone, and below water. The probability of failure (PoF) and consequence of failure (CoF) values are calculated to determine the riser pipe's risk rating. The risk target determines the inspection interval, precisely the minimum riser pipe thickness.

Research conducted on the analysis of inspection data for risk-based inspection (RBI) resulted in a significant effect on the PoF value of each riser pipe segmentation, where above and below water were 3.06E-06 failures/year while the splash zone was 0.1376. failure/year. PoF and CoF values affect the risk level, where the above water segment with a CoF value of $100,658,373 and below water with a CoF value of $100,907,400 produces a medium risk level of 1E while the splash zone with a CoF value of $100,907,400 at a high-risk level of 5E. The inspection interval is determined from the highest risk level of the riser pipe segmentation, namely the splash zone. Since the risk target exceeded the minimum thickness in this case, the inspection interval is set according to the RBI assessment schedule, namely January 2022."

"Kegiatan eksplorasi dan eksploitasi di lepas pantai menggunakan struktur platform sebagai bangunan tempat Instalasi dan Peralatan Migas beroperasi. Terdapat lebih dari 640 Platform Migas di Indonesia dimana sekitar 400 Platform telah berumur lebih dari 30 tahun. Sampai tahun 2023, jumlah Platform Migas yang tidak beroperasi mencapai lebih dari 100 Platform. Instalasi Migas yang sudah tidak digunakan harus dilakukan Kegiatan Pasca Operasi (decommissioning) dengan menggunakan dana pasca operasi. Namun mengingat besarnya biaya untuk melakukan decommissioning tersebut, sedangkan untuk instalasi yang sudah tua (sebelum kontrak tahun 1994), banyak Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yang belum mencadangkan dana untuk kegiatan pasca operasi. Sehingga sebagian besar platform tua tersebut belum dilakukan decommissioning. Selain menunggu keputusan untuk dilakukan decommissioning, beberapa platform yang telah dilakukan kajian subsurface akan dilakukan reaktivasi. Sebelum dilakukan reaktivasi ataupun decommissioning, KKKS harus dapat menjamin integritas dari struktur platform tersebut dengan melakukan inspeksi. Pelaksanaan inspeksi bawah air memerlukan biaya yang cukup besar. Dengan metode Time Based Inspection (TBI), inspeksi bawah air dilakukan setiap empat tahun sekali. Penelitian ini mencoba melakukan kajian Risk Based Inspection (RBI) terhadap dua platform sumur di laut jawa yang sudah tidak beroperasi. Satu dari platform tersebut akan dilakukan reaktivasi, sementara satu platform menunggu untuk dilakukan decommissioning. Hasil kajian tersebut menunjukkan bahwa dengan metode RBI, didapatkan optimalisasi biaya inspeksi bawah air sekitar 33%. Dengan rutin melakukan inspeksi, KKKS akan dapat melakukan monitor terhadap integritas platform tersebut sehingga pelaksanaan kegiatan reaktivasi maupun decommissioning dapat dilakukan dengan aman. Selain tetap dilakukan inspeksi, terdapat beberapa opsi pembongkaran atau pemanfaatan platform tidak beroperasi yang telah dilakukan. Opsi-opsi tersebut dapat menjadi pertimbangan untuk dilakukan penelitian lebih lanjut dimasa mendatang.

---

Offshore exploration and exploitation activities use platform structures as buildings where Oil and Gas Installations and Equipment operate. There are more than 640 oil and gas platforms in Indonesia, of which around 400 platforms are more than 30 years old. Until 2023, the number of inactive oil and gas platforms reach more than 100 platforms. Oil and gas installations that are no longer in use must be carried out post-operation activities (decommissioning) using post-operation funds. However, given the high cost of decommissioning, for old installations (before the 1994 contract), many PSC Contractors had not reserved funds for post-operation activities. So that most of the old platforms have not been decommissioned. In addition to waiting for the decision to be decommissioned, several platforms that have been subjected to subsurface studies will also be reactivated. Prior to reactivation or decommissioning, PSC Contractors must be able to guarantee the integrity of the platform structure by carrying out inspections. Carrying out underwater inspections requires a large amount of money. With the Time Based Inspection (TBI) method, underwater inspections are carried out once every four years. This research attempts to conduct a Risk Based Inspection (RBI) study of two inactive wellhead platforms in the Java Sea. One platform will be reactivation, while one platform is waiting to be decommissioned. The results of the study indicate that using the RBI method, underwater inspection costs can be reduced by around 33%. By routinely carrying out inspections, PSC Contractors will be able to monitor the integrity of the platform so that reactivation and decommissioning activities can be carried out safely. Apart from continuing to carry out inspections, there are several options for decommissioning or utilizing an inactive platform that have been carried out. These options can be considered for further research in the future."

"Industri Pertambangan dapat berpengaruh aktif dalam pembangunan berkelanjutan dengan mengurangi dampak negatif terhadap degradasi lingkungan, seperti kegagalan peralatan. Dimana jumlah perpipaan yang sangat besar lebih kompleks dalam distribusi dari pada jenis peralatan lainnya. Pada umumnya, dibandingkan dengan jenis peralatan lain di industri ini, lebih banyak kesulitan dalam perencanaan inspeksi yang dihadapi. Namun, inspeksi yang kurang atau inspeksi berlebih dapat terjadi karena kurangnya persyaratan yurisdiksi pada interval inspeksi dan metode perpipaan, atau interval inspeksi yang hanya didasarkan pada klasifikasi layanan perpipaan dalam peraturan yang ada, seperti API 581. Hal ini dapat mengakibatkan risiko yang tidak dapat diterima, bersama dengan hilangnya sumber daya yang mahal. Untuk mengurangi tingkat risiko perpipaan, semakin banyak perusahaan yang mengadopsi dan menerapkan metodologi inspeksi berbasis risiko (RBI), yang mengarah kepengurangan risiko. Sesuai standar API 581 dengan menggunakan metode risk-based inspection (RBI) untuk mengoptimalkan strategi pemeriksaan perpipaandengan pendekatan Kuantitatif, dapat menghitung probability dan consequency dari kegagalan yang akan terjadi pada pipa penyalur Slurry di tambang Tembanga. Tujuan dari penelitian adalah menentukan rencana inspeksi yang optimal pada pipa penyalur slurry ditambang emas dan tingkat risikonya. Inspeksi berbasis risiko dilakukan pada pipa penyalur slurry berukuran 18 inci yang datanya diperoleh dari hasil in-line inspection .Didapatkan nilai Damage Factor 6.474 dari 3 lokasi titik inspeksi, dan diketahui ketebalan pipa sebesar 3 inch. Maka didapatkan nilai PoF sebesar 2 yang dikategorikan sebagai nilai kekeritisan rendah nilai Rating dari Consequence of Failure (CoF) yaitu sedang tinggi (4) dari perkalian antara stand by availibility, lokasi dan finansial. Maka secara engineering calculation masih bisa dioperasikan dengan jadwal inspeksi setiap 4 tahun. Dengan metoda inspesi menggunakan UT Flow Ditector.

---

The Mining Industry can play an active role in sustainable development by reducing negative impacts on environmental degradation, such as equipment failure. Where a very large amount of piping is more complex in distribution than other types of equipment. In general, compared to other types in this industry, more difficulties in inspection planning are encountered. However, under-inspection or over-inspection can occur due to a lack of jurisdictional requirements on inspection intervals and inspection methods, or interval inspections based solely on the classification of piping services in existing regulations, such as API 581. This can lead to unacceptable risks, along with the loss of an expensive resource. To reduce the level of pipeline risk, more and more are adopting and implementing risk-based inspection (RBI) methodologies, leading to risk reduction. Following API 581 standards using the risk-based inspection (RBI) method to optimize a pipeline inspection strategy with a quantitative approach, it can calculate the probability and consequences of failure that will occur in the Slurry pipeline at the Tembanga mine. The purpose of this research is to determine the optimal inspection plan for the gold mine slurry distribution pipe and its level. Risky inspections were carried out on 18-inch slurry distribution pipes whose data were obtained from in-line inspection results. Damage Factor 6.474 was obtained from 3 inspection point locations positions, and it was found that the pipe thickness was 3 inches. Then the PoF value obtained is 2 which is entered as a medium-high criticality value so that the and the Rating value of the Consequence of Failure (CoF) is medium-high (4) from an increase between stand by availability, location and financial. The lowest MAWP is 4083 psi while the working pressure is 1150 psi, so technically it can still be operated with an inspection schedule every 4 years with UT Flow Ditector tools for inspection."

"Kegagalan material karena korosi berpengaruh pada operasi kilang sehingga diperlukan analisa dan pemilihan material untuk menjamin kehandalannya. Pelaksanaan Inspeksi Berdasarkan Resiko memerlukan data korosi dan identifikasi material terutama untuk menentukan nilai kemungkinan kegagalan (probability of failure). Terdapat korelasi yang berarti (significant) antara korosi material dengan inspeksi berdasarkan resiko. Pengujian material baja karbon Pipa ASTM A 106 Grade B, Pipa ASTM A 53 Grade B, Pipa KI-R 410 W, Grade P265 GH, Pipa SA 335 Grade P5, dan Pipa ASTM A516 Grade 70 menghasikan laju korosi dan sifat mekanis sebagai acuan pemilihan material. Dari hasil penelitian diperoleh laju korosi terbesar adalah pipa ASTM A 106 Grade B sebesar 1.1649 mpy. Optimalisasi pemilihan material terhadap kelima sampel diperoleh material terbaik adalah pipa KI-R 410 W, diikuti pipa ASTM A 53 Grade B, pipa 516 Grade 70, pipa SA-335 Grade P5 dan terakhir pipa ASTM A 106 Grade B. Pemilihan material yang optimal meningkatkan kehandalan kilang.

---

Material Failure due to corrosion has a significant role in a plant operation, therefore material has to be analyzed and selected properly to guarantee plant reliability in their operation. Implementations of Risk Based Inspection need some data of corrosion in order to determine the probability of failure. We found a significant correlation between materials failure due to corrosion in Risk Based Inspection. More corrosive material will increase the probability of failure. Experiment on Pipe materials ASTM A 106 Grade B, ASTM A 53 Grade B, Pipe KI-R 410 W Grade P65 GH, Pipe ASTM SA 335 Grade B and Pipe A 516 Grade 70, conclude that corrosion rate, service life and mechanical properties can be used as a basic for materials selections.

From the experiment we found the biggest corrosion rate is ASTM A 106 Grade B with 1.1649 mill per year. From the material selection we found the best material is Pipe KI-R 410 W, and than ASTM A 53 grade B, Pipe 516 Grade 70, Pipe SA 335 Grade P5 and Pipe ASTM A 106 Grade B. The correct material selection will increase the reliability of plant."

"Penilaian risiko pipa penyalur dilakukan sebagai bagian dari pipeline integrity management. Dengan bertambahnya umur pipa penyalur, maka kemungkinan kerusakan akan semakin meningkat kecuali dilakukan tatakelola yang tepat dalam upaya untuk menekan risiko. Penelitian ini menjelaskan tentang analisis risiko berdasarkan kemungkinan dan konsekuensi kegagalan sejalan dengan korosi yang terjadi pada pipa penyalur. Penentuan laju korosi yang cermat sangat penting untuk mengambil keputusan terkait integrity dan efektivitas dalam memastikan keandalan pipa penyalur. Penentuan laju korosi yang akurat sangat sulit ditentukan karena sejumlah faktor yang mempengaruhi reaksi korosi. Estimasi laju korosi yang umum digunakan pada pipa penyalur adalah dengan alat In-line inspection(ILI). Laju korosi digunakan sebagai dasar untuk estimasi integrity pipa penyalur dalam suatu periode waktu. Sedangkan kemungkinan kegagalan dihitung menggunakan metode distribusi Weibull dua parameter dan estimasi konsekuensi kegagalan disiapkan berdasarkan sejumlah rujukan standar API 581. Dengan memahami tingkat ketidakpastian ILI, maka diharapkan penentuan laju korosi akan dapat lebih akurat sehingga kondisi integrity pipa penyalur di masa depan akan lebih baik termasuk juga mitigasi yang perlu dilakukan. Tesis ini juga dilengkapi dengan studi kasus yang terjadi pada PT. X untuk memahami risiko pipa penyalur terkait dengan degradasi alami material. Berdasarkan perhitungan, pipa penyalur dikategorikan ke dalam peringkat risiko 5C yang berarti dalam kondisi risiko medium-high. Variasi tingkat kegagalan terhadap segmen atau sub segmen pipa penyalur juga diperoleh dengan kemungkinan kegagalan tercepat pada selang waktu kurang dari tiga tahun dan kegagalan

---

Risk assessment of gas pipeline is carried out as part of pipeline integrity management. As the life of the pipeline increases, the likelihood of failure will increase unless proper governance is carried out in an effort to reduce risk. This study describes the risk analysis based on the likelihood and consequences of failure in line with corrosion that occurs in the gas pipeline. A careful determination of the rate of corrosion is very important to make decisions regarding integrity and effectiveness in ensuring the reliability of the pipeline. Accurate determination of the rate of corrosion is very difficult to determine because of a number of factors that influence a corrosion reaction. Corrosion rate estimation that is commonly used in conduit is by In-line inspection (ILI). Corrosion rate is used as a basis for estimating the integrity of the conduit in a period of time. While the probability of failure is calculated using the two parameter Weibull distribution method and the estimated consequences of failure are prepared based on a number of API 581. Standard references. mitigation needs to be done. This thesis is also complemented by a case study that occurred at PT. X to understand the risks of channel pipes associated with natural degradation of the material. Based on calculations, the pipeline is categorized into a risk matrix 5C which means it is in a medium-high risk condition. Variations in the failure rate of the pipeline segments or sub-segments are also obtained with the possibility of the fastest failure in an interval of less than three years and the longest failure in an interval of 11 years."

"Analisis risiko kebakaran pada unit tangki crude oil T-01 Stasiun Pengumpul Tambun - Pertamina EP Region Jawa Field Tambun Tahun 2013 ini dilakukan karena adanya potensi risiko kebakaran yang akan berdampak pada keselamatan pekerja dan peralatan di sekitarnya. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui tingkat risiko kebakaran pada unit tangki crude oil T-01 menggunakan desain studi deskriptif dengan metode kuantitatif. Tingkat risiko didapatkan dari perhitungan dan interpretasi terhadap konsekuensi dan likelihood. Pada penelitian ini digunakan lima skenario kebakaran pool fire yaitu skenario S-003, S-008, S- 009, S-013, S-014. Dari penelitian ini didapatkan bahwa: 1) Skenario S-003 memiliki tingkat konsekuensi moderate, tingkat likelihood improbable dan tingkat risiko low risk. 2) Skenario S-008 memiliki tingkat konsekuensi critical, tingkat likelihood improbable dan tingkat risiko low risk; 3) Skenario S-009 memiliki tingkat konsekuensi critical, tingkat likelihood improbable dan tingkat risiko low risk. 4) Skenario S-013 memiliki tingkat konsekuensi moderate, tingkat likelihood improbable dan tingkat risiko low risk; 5) Skenario S-014 memiliki tingk

---

Fire risk analysis on crude oil storage tank T-01 at Stasiun Pengumpul Tambun - Pertamina EP Region Jawa Field Tambun in 2013 is done due to the potential risk of fire that have impacts for the personal safety and properties. The objection of this research is to know the fire risk level in Crude Oil storage tank T-01 use descriptive study and quantitative method. The level of risk get from calculation and interpretation of consequences and likelihood. In this research use five pool fire scenarios which are S-003, S-008, S-009, S-013, S-014. From this research found that: 1) Scenario S-003 has moderate level of consequences, level of likelihood is improbable and level of risk is low risk; 2) Scenario S-008 has critical level of consequences, level of likelihood is improbable and level of risk is low risk; 3) Scenario S-009 has critical level of consequences, level of likelihood is improbable and level of risk is low risk; 4) Scenario S-013 has moderate level of consequences, level of likelihood is improbable and level of risk is low risk; 5) Scenario S-014 has critical level of consequences, level of likelihood is improbable and level of risk is low risk."

"Pressure vessel atau bejana tekan yang dianalisa merupakan amine regenerator yang merupakan salah satu bagian penting pada unit purifikasi untuk meregenerasi rich activated MDEA atau rich aMDEA (mengandung banyak CO2) dan menghasilkan lean aMDEA (tanpa kandungan CO2) yang kemudian siap untuk menyerap CO2 pada feed gas. Bejana tekan beroperasi pada suhu dan tekanan tinggi, serta memproses media korosif. Oleh karena itu, terdapat beberapa potensi bahaya dan risiko keselamatan seperti ledakan, kebocoran, kebakaran, pencemaran lingkungan yang mungkin terjadi di kemudian hari. Penilaian yang digunakan adalah metode kuantitatif inspeksi berbasis risiko (RBI). Metode tersebut dapat digunakan sebagai alat untuk menjadwalkan inspeksi berdasarkan probabilitas kegagalan (POF) dan konsekuensi kegagalan (COF) yang terjadi dalam pengoperasian, baik dari sisi manusia maupun lingkungan. Hasil penilaian menunjukkan bahwa peralatan tersebut memiliki tingkat risiko yang tinggi, dengan nilai POF sebesar 0,03285, nilai COF (area-based) sebesar 1.684.287,9 m2, dan nilai COF (financial-based) sebesar 2.891.050.051,03 $/tahun. Tanggal pemeriksaan selanjutnya kemudian dihitung, yang memberikan hasil yaitu 10 tahun dari tanggal pemeriksaan saat ini. Pembahasan mengenai perbandingan dengan penelitian serupa juga dilakukan, yang mengungkapkan bahwa hasil perhitungan risiko ini terdapat kemungkinan dipengaruhi oleh faktor lain di luar fokus penilaian risiko dari bejana tekan itu sendiri. Beberapa rekomendasi diberikan berdasarkan hasil penilaian dan pembahasan penelitian ini.

---

The analyzed pressure vessel is an amine regenerator, which is one of the important part in the purification unit to regenerate rich activated MDEA or aMDEA (contain a lot of CO2) and produce lean aMDEA (without CO2 content) and ready for absorbing CO2 in feed gas. The pressure vessel operates at high temperatures and pressures, and it processes corrosive media. Therefore, there are several potential hazards and safety risks such as explosions, leaks, fires, environmental pollution that could possibly occurs in the future. An assessment using a quantitative method of risk based inspection (RBI) is being used. It is a method that can be used as a tool for designing inspection schedules based on the probability of failures (POF) and the consequences of failures (COF) that occur in operation, both for humans and the environment. The result of the assessment shows that the equipment has a high risk level, with the POF value of 0,03285, COF (area-based) value of 1.684.287,9 m2, and the COF (financial-based) value of 2.891.050.051,03 $/year. The next inspection date is being calculated, which results in 10 years from the current inspection date. A discussion regarding a comparison with other similar research is also being carried out, which reveals that the result of the risk assessment of this research might have been affected by other factors outside the focus of the risk assessment of the equipment by itself. Several recommendations are being made according to the result of the assessment and the discussion of this research."