Untuk menghitung remaining life diperlukan tebal minimum pipa (pipa dianggap thin wall) untuk dapat menahan beban kerja. Apabila beban kerja yang dipertimbangkan hanya internal pressure saja maka tebal minimum bisa didekati dengan rumus mirip-mirip Barlow Equation dengan mempertimbangkan safety factor, temperature derating, dan longitudinal joint efficiency. Selisih tebal sekarang dengan tebal minimum ini dengan memasukkan nilai degradation rate (e.g. corrosion rate dari general thinning yang biasa diukur PJIT dengan UT thickness test, IP,corrosion monitoring) menghasilkan nilai remaining life.

Tanya – M. Teguh

Rekan2 ysh,

Selama ini di plant kami, setiap ada sertifikasi MIGAS pressure vessel, dan atau inspeksi berkala pada piping (by PJIT), thickness required pada perhitungan remaining life selalu dikalkulasi dengan mempertimbangkan internal pressure saja (misal: mnggunakan rumus ASME 8 div.1 UG 27), dan tidak memperhitungkan load yang lain (misal: beban sendiri, posisi supports, dll).
Dan dari beberapa MDR yang direview, perhitungan awal juga tidak mempertimbangkan load lain tsb.
Tapi di API 510 dan 570, seharusnya load lain tsb juga diconsider.

Mohon pencerahan, apakah sudah benar yang dilakukan selama ini by PJIT, yang mengconsider thickness required hanya dari internal pressure?

Tanggapan 1 – edfarman chan

Pak Teguh,

Berdasarkan apa yang saya pahami selama ini.
Dalam menentukan thickness equipment seperti pressure vessel ada dua point yang harus dipahami:

Thickness Calculation: Kita membicarakan berapa tebal pelat yang digunakan untuk menahan internal/external pressure yang terjadi sesuai dengan design condition yang diinginkan. Dan juga additional Load yang dijadikan design cases.

Life Time Calculation: Kita membicarakan seberapa lama equipment yang kita buat bisa bertahan beroperasi sampai thicknessnya ter-corroded (minimum) yang diijinkan. Jadi ini specific bicara masalah CA (Corrosion Allowance) yang ditambahkan pada calculated thickness dan nilainya terkait dengan laju korosi pada specific service, material dan operating condition. Demikian juga kalau Pak Teguh melakukan recheck terhadap ‘remaining life time’, sebenarnya Pak Teguh melakukan verifikasi terhadap berapa corrosion allowance yang tersisa sebelum mencapai minimum thickness dalam kondisi hot and corroded.

Kalau mengenai Load yang harus dipertimbangkan dalam design, itu bisa bervariasi. Mungkin tergantung pada Design Code reference yang digunakan.
Misal: ASME BPV VIII Div-2 bisa jadi meminta evaluasi cyclic load sementara tidak diharuskan pada ASME VIII Div-1. Demikian juga kalau referensi yang dipakai standard API, pertimbangan dalam design bisa jadi berbeda. Bisa jadi juga additional load case ditambahkan jika ada pertimbangan lain yang datang dari Client atau teridentifikasi pada saat detail design, misalnya: excessive piping load yang ditumpukan ke equipment.

Evaluasi specific semisal kondisi stress di lokasi support junction mempertimbangkan lokasi leg, self-weight, etc, etc, juga bisa dilakukan jika ada permintaan khusus dan ini tentunya ada price yang harus dibayarkan juga.
Sebagai Purcahser harus bijaksana dalam mempertimbangkan ‘urgensi’nya, apakah memang diperlukan evaluasi tsb?

Jadi benar atau tidaknya design harus melihat original requirement yang menjadi basis design relate ke equipment tsb. Design basis yang mengacu ke ASME VIII Div-1 akan tidak tepat jika diverifikasi ke-shahih-an dengan Code berbeda.

Semoga membantu.

Tanggapan 2 – Abduh

Mohon ijin untuk berbagi ide,

Untuk menghitung remaining life diperlukan tebal minimum pipa (pipa dianggap thin wall) untuk dapat menahan beban kerja. Apabila beban kerja yang dipertimbangkan hanya internal pressure saja maka tebal minimum bisa didekati dengan rumus mirip-mirip Barlow Equation dengan mempertimbangkan safety factor, temperature derating, dan longitudinal joint efficiency. Selisih tebal sekarang dengan tebal minimum ini dengan memasukkan nilai degradation rate (e.g. corrosion rate dari general thinning yang biasa diukur PJIT dengan UT thickness test, IP,corrosion monitoring) menghasilkan nilai remaining life.

Remaining life dari hasil perhitungan dengan metode di atas harus dipahami khusus internal pressure dan hanya untuk corrosion rate untuk general thinning/uniform metal loss. Kondisi dimana external pressure atau stress akibat bending moment signifkan (yang ingin ditelusuri oleh Pak Teguh) atau tebal pipa memenuhi thick wall atau kondisi khusus seperti corrosion mode selain general thinning perlu pendekatan yang lebih advanced. Untuk analisa keadaan khusus seperti ini bisa salah satunya menggunakan code-code fitness for purpose (API 579, BS7910, DNV F-101) atau melakukan pendekatan advanced stress analysis.

PJIT Pak Teguh sudah benar dengan melakukan apa yang menjadi ‘best practice’ yang disarankan code-code tersebut di bawah.

Terima kasih semoga sukses,

Tanggapan 3 – muhammad rifai

Saya mengambil dari sudut berbeda….

Bener memang, satu code tak bisa buat verifikasi code yang lain… tapi kalo petunjuk atau rekomendasi praktis boleh kan?… banyak loh API yang merupakan recommended praktis… dan saya kira, API yang dibicarakan ini bukancode… API sendiri, biasanya akan mengacu pada code yang bersangkutan jika untuk melakukan perhitungan untuk barang tsb… coba check… pasti untuk etungan dasarnya mesti merefer ke code asal… lagian, mereka itu meski kerja untuk perusahaan berbeda, tapi saling diskusi dan melengkapi,… jadi jarang ada code yang saling tumpang tindih, overlapping… maka asme akan mengacu ansi mengacu astm…
kalo nggak salah, etungan remaining life itu didasarkan required thickness dan corrosion rate aktual… kenapa required thickness? karena bisa saja pressure akan lebih rendah, atau malah lebih tinggi… kalau kondisinya sama persis… ya, secara logika… nggak perlu etung required thickness, tinggal bandingin aja rate korosi aktual dengan sisa corrosion allowance…

Sekarang kembali ke pertanyaan… kenapa biasanya inspektor cuma ngetung pakai internal pressure (IP)?

Ada3 kemungkinan :

– inspector tahu dari dokumen yang ada bahwa ‘governing thickness’nya adalah dari IP

– inspector paham betul dengan vessel

yang diinspeksi, governing thicknessnya adalah dari IP contohnya kalau vesselnya kecil mungil tapi tebel

– inspector mengandalkan biasanya

Memang biasanya, faktor pembuat required thickness adalah IP terutama untuk vessel yang berukuran biasa… tapi kalo usernya mau minta hitungan yang lain karena ragu… ya boleh tho… kan nggak ada yang menjelaskan kalo hanya IP yang perlu diconsider, apalagi melarang…check API nya deh… apalagi kalo user tau bahwa governing thicknessnya bukan dari IP thok..

Tanggapan 4 – andi yan

Pak Teguh,

Sepengetahuan saya, di dalam API 510 dikatakan ‘refer to original code when fabricated’ untuk perhitungan thickness required setelah Pressure Vessel beroperasi, jadi amat tergantung pada desain awal, jika pada desain awal mengacu pada internal pressure maka untuk selanjutnya juga dihitung terhadap internal pressure saja, jika pada desain awal memperhitungkan internal dan external pressure maka selanjutnya juga demikian. Jadi untuk menghitung besarnya thickness required, parameternya mengikuti desain awal, kecuali jika Vessel tersebut akan dilakukan ‘re-rating’.

Untuk perhitungan remaining life : (thick actual – thickness required) / (Corrosion Rate). Yang sering menjadi masalah adalah pada saat pengambilan pengukuran ketebalan setelah vessel beroperasi, lokasi pengambilan titiknya tidaklah sama dengan pengambilan titik saat awal vessel tersebut difabrikasi sehingga sering kali terjadi ketebalan yang diukur setelah vessel beroperasi lebih besar dibandingkan nilai ketika vessel tersebut difabrikasi, tetapi API 510 memberikan beberapa alternatif untuk pengambilan nilai Corrosion Rate nya, diantaranya dijinkan untuk mengambil nilai dari vessel yang memiliki service yang sama, dsb.

Mungkin ada rekan yang ingin menambahkan, monggo….

Tanggapan 5 – anto@e-steamboilers

Mas Teguh, pertimbangan internal pressure pada perhitungan remaining life adalah yang paling dominant selain joint eff. Equipment tertentu sehingga nantinya dapat diketahui Mech. Strength dari equipment tersebut yang tersisa terhadap Internal Press. or Operating Press. ASME VIII. Div.1, UG-27 intrenal press. saja ???? simple aja mas, ya karna rumus tersebut specicifik hanya untuk internal pressure (UG-27, Thickness of shell under internal pressure), kecuali UG-28 for eksternal press. Mas teguh, jangan terlalu curiga dulu mas untuk load yang tidak dipertimbangkan, biasanya designer P.V & Piping (klo ada yang punya pengalaman sama) yang menjadi dasar kalkulasinya adalah client spec & data sheet, selama tidak dipersyaratkan maka konsistensi terhadap rules yang applicable & nilai tersebut tidak diperhitungkan (mis: wind load, seismic, etc..).

Tanggapan 6 – Dwi Utomo

Rekan-rekan milis,

Pertanyaannya saya balik dulu ke pertanyaan yang lebih dasar,
Apakah requirement API 510 (dan 570) = requirement sertifikasi migas (SKPP & SKPI)?
Bagaimana hubungan diantaranya?

Mungkin kalau sudah ditelaah, bisa kelihatan mengapa begini mengapa begitu dan apa yang sudah benar dan apa yang masih salah.

Tanggapan 7 – edfarman chan

Pak Dwi, bidang saya rekayasawan, bukan di operasi plant, jadi sedikit bingung.
Mohon pencerahan. Saya pilah jadi dua ya.

* SKPP dan SKPI*

Kenapa pertanyaan Pak Teguh dihubungkan ke SKPP dan SKPI? SKPP/SKPI (Sertifikat Kelayakan Penggunaan Peralatan/Penggunaan Instalasi) dari Dirjen Migas dikeluarkan untuk equipment dan plant baru sebagai ijin pemakaian dan operasi. Sementara original pertanyaan Pak Teguh terkait inspeksi berkala PJIT di Plant yang telah beroperasi dan harus sudah punya SKPP dan SKPI jika bergerak di bidang Migas. Apakah PJIT melakukan re-validasi terhadap SKPP dan SKPI yang dikeluarkan Dirjen Migas sebelumnya?

* requirement API 510 (dan 570) = requirement sertifikasi migas (SKPP & SKPI)?*
In my humble opinion, Jika acuannya API ya pasti akan sama saja. Karena acuan CODE/STD memberikan *requirement* yang harus diikuti, sementara Migas sertifikat lebih ke arah verifikasi bahwa fabrikasi/instalasi memang mengikuti *requirement* CODE/STD yang dijadikan acuan tsb. Jadi (karena belum ada design code khusus migas) Migas certificate akan flexible terhadap standard/code yang dijadikan reference dan itu juga automatically jadi requirement migas. CODE/STD itu bisa jadi API, ASME, JIS, SNI, DIN, BS, macam-macam deh. Ataukah ada acuan sertifikasi migas yang memang memberikan specific migas requirement seperti layaknya code/standard reference?

Lain halnya kalau misalnya bicara ASME Certification (misal U – Stamp ya namanya?), jelas sekali AI (Autorized Inspector) ASME akan memastikan bahwa equipment yang dibuat sudah follow ASME requirement. Dan beliau ini (AI) tidak akan mau disuruh sertifikasi equipment yang di design tidak berdasarkan ASME.

Di akhir saya lihat bahwa, secara general kita tidak bisa menyetarakan requirement antara sertifikasi migas dan code seperti sub judul case diatas karena target eksistensi keduanya sudah berbeda. Please CMIIW.