Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Laporan praktek keinsinyuran ini menganalisis ketebalan pelat dinding tangki penimbun dan menghitung sisa umur pakai tangki penimbun T-01B milik PT Pertamina Patra Niaga Integrated Terminal Teluk Kabung, dengan mengacu kepada Standar API 653 Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction. Analisis dilakukan dengan membandingkan ketebalan pelat dinding aktual (t_aktual) dengan ketebalan pelat dinding minimum yang dipersyaratkan berdasarkan perhitungan standar API 653 (t_min), sehingga didapatkan nilai laju korosi dan sisa umur pakai. Hasil analisis menunjukkan nilai t_aktual masih lebih besar dibandingkan dengan t_min. Dari hasil perhitungan tersebut, kemudian didapatkan nilai laju korosi terbesar 0,08 mm/tahun dan sisa umur pakai yaitu 41 tahun. Kesimpulan yang didapatkan adalah ketebalan pelat dinding tangki saat ini masih dapat diterima dan tangki penimbun T-01B masih dapat dioperasikan hingga jadwal pemeriksaan selanjutnya yakni 5 tahun.

---

This practical report described about evaluation of shell plate and calculation of the remaining life of T-01B storage tank owned by PT Pertamina Patra Niaga Integrated Terminal Teluk Kabung, according to API Standard 653 Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction. The evaluation is performed by comparing actual shell plate thickness (t_aktual) to minimum thickness required (t_min) according to API Standard 653, so the corrosion rate and remaining life can be calculated. The result of evaluation shown that the value of t_aktual are still greater than t_min, the highest corrosion rate is 0.08 mm/year, and remaining life is 41 years. In conclusion, t_aktual is still accepted and the storage tank T-01B can be operated until the next 5 years for thickness inspection. "

"Proses pengolahan gas di Plant SBN adalah sebuah pabrik yang mempunyai bahaya cukup tinggi. Kandungan gas alam yang didalamnya terdapat gas atau matcri pengotor seperti H2O, C02, H28 dan pengotor lainnya akan menyebabkan peralatan cepat mengalami kerusakan (teijadi korosi, penipisan dan retak). I-Iasil dari prosess produksi berupa gas, kondensaie dan sisa air produksi mempunyai tingkat bahaya yang berbeda. Disamping itu apabila gas tersebut bocor atau keluar dan terpapar ierhadap pekerja atau lingkungan dapat berakibat fatal. Penelitian ini berupa penilaian resiko yang bersifat analitis deslcritif dengan melakukan analisa dan perhitungan kemungkinan kegagalan Qorobability offailure-POP) dan tingkat keparahan dari suatu kegagalan (consequence of failure-COD dari suatu kejadian terhadap 6 buah tangki timbnm di Plant SBN dengan mengunakan prinsip standar API 581 qualitative risk assessment berupa label checklist. Berdasarkan hasil perhitungan factor proability of failure (POP) dan consequence of failure (COF) disimpulkan bahwa tingkat rcsiko 6 buah tangki timbun yang ada di Plant SBN adalah sebagai berikut: tangki condensate 235-T-101A dan 235-T-101B mempunyai tingkat nesiko "tinggi"; tangki condensate 235-T-201 mempunyai tingkat resiko "medium-tinggi"; tangki diesel fuel 247-T-101, produce water 258-T-101 dan 258-T-201 mempunyai tingkat reslko "rendah". Damage Factor dan Inspection Factor mempakan falctor kontribusi dominan dalam perhimngan kemunglcinan kegagalan sedangkan Chemical Factor, Quantity Factor, Auto Ignition Factor, Pressure Factor, dan Credit Factor (S'cy@ty Protection) merupakan faktor kontribusi dominan dalam perhitungan konsekwensi kegagalan pada ke-6 buah tangki tezsebut selama proses peuilaian resiko.

---

Gas refinery process at SBN Plant is a plant which contains hazardous material/fluid during its process. Natural gas composition as hydrocarbon contains impurities such as HQO, CO2, H23 and other particles, which may cause equipment damage (including corrosion, thinning or cracking). A product from gas refinery is gas, condensate and produce water which they have difference hazards characteristic. However if there is gas or condensate leaking or exposed to employees or environment, it can lead a worst event. This research is to perform risk assessment using descriptive analysis approach by calculating and analyzing the probability of failure (POF) and consequence of failure (COF) at 6 (six) storage tanks at SBN Plant by using API 581 Standard as qualitative risk assessment approach with checklist table. Results suggested that probability of failure (POF) and consequence of failure (COF) factors are as follows: condensate tanks 235-T-101A and 235-T-101B have risk ranking "high"; condensate tank 235-T-201 has risk ranking "medium-high" (significant risk); diesel fuel tank 247-T-101, produce water tank 258-T-101 and 258-T-201 have risk ranking "low". Damage Factor and Inspection Factor are dominant contributing factors in probability of failure calculation and Chemical Factor, Quantity Factor, Auto Ignition Factor, Pressure Factor, Credit Factor (Safety Protection) are dominant contributing factors for consequences of failure calculation for 6 (six) storage tanks during risk assessment process."

"Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui laju korosi dan sisa umur dari empat jalur pipa yang diinspeksi pada PT.X. Kecepatan korosivitas, keadaan lingkungan dan kandungan gas akan mempengaruhi nilai ketahanan pipa. Perhitungan ini menggunakan standar ASME B.31.8, API 570 dan perangkat lunak RSTRENG.Berdasarkan hasil inspeksi, keempat jalur pipa mengalami pengurangan ketebalan, semakin besar pengurangan ketebalan maka laju korosi semakin meningkat dan sisa umur pipa semakin menurun. Berdasarkan kekuatan pipa, keempat jalur pipa masih dalam batas aman ( MAOP > P desain). Secara umum, semua jalur pipa dalam keadaan aman kecuali daerah B jalur PPP 1 - SKG.

---

The purpose of this study is to determine the corrosion rate and the remaining life of four pipa gas inspected at PT.X. Corrosion rate, environmental and gas content will affect the resistance of the pipe. This calculation based on standard ASME B.31.8, API 570 and software RSTRENG.

The results of the inspection, four pipa gass experienced a reduction in thickness, the greater the reduction in the thickness, the corrosion rate will increase and the remaining life in safe limits (MAOP> P design). Genarally, all of the gaslines are safe, except gaslines area B PPP 1 - SKG 1."

"Penelitian tentang remaining life RL pada industri bermanfaat bagi penentuan strategi pemeliharaan untuk menghindari kegagalan peralatan secara tiba-tiba dan mempunyai resiko operasional besar. Metode RL dikembangkan untuk memberikan prediksi RL yang akurat. Penelitian ini memberikan prediksi RL pada high pressure super heater tube yang dihitung dengan metode konvensional, metode creep rupture test dan metode scale growth. Data sampel 1Cr-0.5Mo Super heater tube diambil dari dua heat recovery steam generator HRSG yang sejenis. Metode konvensional menggunakan trending analysis data ketebalan aktual tube. Data ketebalan aktual diambil dari pengukuran inspeksi terkahir dan data riwayat inspeksi saat periode pemeliharaan sebelumnya. RL dihasilkan dengan ekstrapolasi trending line ke minimum wall thickness MWT yang dihitung dari standard ASME I PG 27. Creep rupture test dilakukan pada sampel high pressure super heater tube. RL dihasilkan dengan mengevaluasi time to rupture dari persamaan Larson Miller Parameter yang dikenal sebagai metode RL pada komponen temperatur tinggi. Metode scale growth menggunakan cumulative creep damage untuk memprediksi waktu kegagalan tube. Perbedaan antara prediksi waktu kegagalan dan waktu inspeksi terakhir menjadi prediksi RL. Berdasarkan metode konvensional, laju penipisan ketebalan tube berbeda-beda pada setiap posisi. RL yang dihasilkan berbeda-beda untuk ketiga metode. Perbedaan RL sebagai verifikasi dan analisis bersama dengan data dimensi dan sifat mekanik material uji.

---

The purpose of remaining life RL research is beneficial for maintenance strategy in industries to avoid unexpected failure which brings to high operational risk. Appropriate method is built to find out close RL prediction for equipment. This paper is present RL prediction of high pressure super heater tube between conventional, creep rupture test and scale growth method. 1Cr 0.5Mo Super heater tube specification was taken from two typical heat recovery steam generator HRSG as a sample. Conventional method use reasonable trending analysis of actual wall thickness tube data. Actual thickness data was taken on last inspection and historical inspection data. RL is yield by extrapolating data to minimum wall thickness MWT which calculated form ASME I PG 27 as standard. Creep rupture test conducted towards sampling tube which was taken from high pressure super heater bundle tubes. RL is yield as evaluation time to rupture of Larson Miller Parameter equation which already known as RL evaluation on high temperature component. Scale growth method use cumulative creep damage to predict time to failure of operated tube. The difference between time to failure and last inspection hour become RL prediction. Based on conventional method, tubes wall thinning rate are variable for each position. The remaining life gives very different between three those methods. The differences bring to discussion as verification and analysis with dimensional and mechanical properties as additional data."

"Dari sebuah Pembangkit Listrik diperoleh sebuah water wall tube dari ketel uap yang mengalami kegagalan berupa terkorosinya permukaan dalam dari tube hingga menyebabkan penipisan yang cukup signifikan. Analisis kegagalan dilakukan dengan beberapa pengujian antara lain pengujian komposisi kimia, pengujian tarik, pengujian kekerasan, pengujian XRD, pengamatan metalografi (makro dan mikro), dan pengamatan SEM yang disertai dengan pengujian EDX. Sementara itu pengkajian sisa umur pakai dilakukan dengan melakukan pengujian polarisasi dan pengukuran ketebalan dinding bagian dalam tube. Analisis yang dilakukan, meliputi analisis makrostruktur dan mikrostruktur, analisis komposisi logam dasar dan juga komposisi scale, hasil pengujian sifat mekanis material berupa kekuatan tarik dan kekerasan, dengan membandingkan pada standard dan literatur yang ada. Pengamatan metalografi menunjukkan bahwa telah terjadi speroidisasi yang disertai dengan pearlite breakdown dan intergranular crack pada mikrostrukturnya. Sementara hasil pengujian XRD dan EDX memberikan hasil bahwa terdapat deposit tembaga pada permukaan dalam tube yang bercampur dengan scale. Pengujian kekerasan menunjukkan bahwa kekerasan di daerah gagal lebih rendah dibandingkan dengan daerah yang tak mengalami kegagalan. Dari seluruh hasil yang didapat menjelaskan bahwa penyebab kegagalan water wall tube tersebut adalah karena terbentuknya deposit lokal yang menyebabkan terjadinya beberapa mekanisme degradasi seperti overheating, penipisan, korosi kaustik dan hydrogen damage."

"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)."

"Skripsi ini bertujuan untuk menganalisis pengaruh quality of work life terhadap employee engagement pada American Petroleum Company Indonesia Penelitian ini adalah penelitian kuantitiatif dengan metode regresi linear dan regresi berganda dengan jumlah sample 273 Kuesioner yang digunakan dalam penelitian ini adalah Kuesioner evaluasi berdasarkan model Walton untuk mengukur quality of work life yang dikembangkan oleh Walton 1975 dalam Timossi Pedroso Francisco dan Pilatti 2008 Kuesioner untuk mengukur employee engagement berdasarkan Utrecht Work Engagement Scale UWES yang dikembangkan oleh Schaufeli and Bakker 2003 Hasil penelitian menemukan adanya pengaruh positif quality of work life terhadap employee engagement pada American Petroleum Company Indonesia Dimensi quality of work life seperti use of capacity work occupy dan fair and appropriate salary berpengaruh secara positif dan signifikan terhadap employee engagement Berdasarkan temuan tersebut peneliti menyarankan perusahaan American Petroleum Company Indonesia untuk memberikan perhatian yang lebih terkait employee engagement dan quality of work life khususnya pada dimensi use of capacity work occupy dan fair and appropriate salary serta penelitian yang lebih lanjut difokuskan pada generasi Y

---

The focus of this study is to examine the affect of quality of work life on employee engagement at American Petroleum Company in Indonesia Method of analysis used in this study is descriptive quantitative Linear and multiple regressions are also used as statistical methods to analyze the data with 273 samples This study use Questionaire to measure quality of work life according Walton rsquo s quality of work life model 1975 in Timossi Pedroso Francisco and Pilatti 2008 Questionaire to measure employee engagement accoding Utrecht Work Engagement Scale UWES by Schaufeli and Bakker 2003 This study finds that employee engagement was positively significant affected by quality of work life Some of quality of work life dimensions which are use of capacity work occupy working condition and fair and appropriate salary are positive and significantly affected employee engagement Based on the finding it is suggested that the company American Petroleum Company Indonesia improves attention related to employee engagement and the quality of work life of their employees especially in the dimension use of capacity work occupy working condition and fair and appropriate salary for further research the study should be focusing on generation Y"

"Fokus dari penelitian ini adalah membuat metode iterasi dan melakukan evaluasi sisa umur pakai tubing boiler dengan metode tersebut. Metode iterasi ditentukan dengan perhitungan cumulative rupture time sebagai fungsi dari pertumbuhan oxide scale, penipisan tubing, perubahan metal temperature dan hoop strees.Hasil spesifik dan akurat diperoleh dengan menggunakan data operasi pada secondary siperheater boiler dan rupture test pada material SA213-T22. Analisis mikrostruktur diperoleh dengan mengevaluasi pertumbuhan cavities. Sehingga analisis mikrostruktur tersebut dapat digunakan dalam verifikasi metode iterasi, metode stress rupture dan metode berbasis ketebalan tubing.Pada verifikasi dihitung standar deviasi dari metode iterasi dan metode lainnya dengan analisis mikrostruktur. Metode iterasi memiliki standar deviasi terkecil yaitu 0,13 - 0,26 dari cumulative rupture time.Hasil perhitungan dari tubing yang lurus memiliki koefisien of determination yang terbaik yaitu R2=0,9985. Sehingga metode iterasi menjadi metode yang akurat untuk diaplikasikan pada posisi tubing yang lurus dalam perencanaan pemeliharaan boiler.

---

The focus of this work is to create iteration method and to evaluate the remaining life of boiler tube by its method. Iteration method was determined through calculating of cumulative rupture time as a function of oxide scale growth, tubing thickness, tube metal temperature and hoop stress.

The specific and accurate result was obtained by using the operational data on secondary super heater boiler and rupture test on SA213-T22 material. Microstructure analysis was obtained by evaluating actual cavities growth. So it can be used to verify the iteration method, stress rupture method and thickness based method.

The verifications was calculating the deviation standard of iteration method and others by microstructure analysis. Iteration method has a less deviation standard 0,13 - 0,26 of cumulative rupture time.

Calculation result of straight tube have the best coeficient of determination R2 = 0,9985. Then this method became an accurate method to be applied on straight tube in boiler maintenance strategy."

"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."