7" 6" 6" 1'-7" 1 WITH SLOPE OR FLAT BOTTOM FLOOR MAY BE FABRICATED WITH SLOPE OR FLAT BOTTOM FLOOR MAY BE FABRICATED MI N. GENERAL NOTES fy = 60 KSI REINFORCING STEEL f'c = 4 KSI CLASS A CONCRETE DESIGN DATA MATERIAL: DESIGN: HL-93 LOADING: 2D B-D 2C B-C 2B A-C A-B 2A D C B A STD. OPENINGS CURB INLET ADDITIONAL CURB INLET SCHEDULE DESIGNATION 7 " 6 " 6 " STRUCTURE LENGTH 6" 6 " 1 ' - 6 " 6" 1 ' - 0 " 6" 6" 6 " 6 " STRUCTURE LENGTH 6" 6 " 6 " 6" STRUCTURE LENGTH 6" 6" ASTM C913 ASTM C890 AASHTO LRFD BRIDGE DESIGN SPECIFICATIONS, 7TH EDITION MANUFACTURER'S DISCRETION JOINT DETAIL AT MANUFACTURER'S DISCRETION JOINT DETAIL AT MANUFACTURER'S DISCRETION JOINT DETAIL AT A A D C B A 10'-9" 8'-0" 5'-4" 2'-8" SECTION A-A - STANDARD DEPTH SECTION A-A - NON-STANDARD DEPTH STRUCTURE LENGTH DESIGN 1 DESIGN 2 DESIGN 3 25'-1" 19'-8" 19'-7" 16'-11" 14'-3" 14'-3" 11'-7" 8'-11" 14'-4" 11'-7" 8'-11" 6'-3" 3'-7" 27'-8" 22'-3" 22'-2" 19'-6" 16'-10" 16'-10" 14'-2" 11'-6" 16'-11" 14'-2" 11'-6" 8'-10" 6'-2" DESIGNATION CURB OPENING LENGTH THROAT SECTION NOTE: THROAT SECTION MAY ENTER EITHER OR BOTH SIDES OF CURB INLET. " CLR. 2 1 1 " CLR. 2 1 1 " CL R. 2 1 1 " CL R. 2 1 1 MAXI MUM DE P TH " CLR. 2 1 1 " 2 1 1 4'-6" FOR 36" DIA. PIPE 4'-0" FOR 30" DIA. PIPE 3'-4" FOR 24" DIA. PIPE 2'-9" FOR 18" DIA. PIPE STANDARD DEPTH 2 SEE NOTE 11 SEE NOTE 11 SEE NOTE 11 SHOWN WILL BE CONSIDERED ACCEPTABLE. ARE MINIMUM VALUES. STRUCTURES THAT PROVIDE VALUES LARGER THAN THOSE REINFORCING STEEL VALUES LISTED IN "SCHEDULE OF DIMENSIONS AND REINFORCING STEEL" SEE NOTE 11 AH BV X (TYP.) (TYP.) CLR. (TYP.) ( TYP . ) (TYP.) ( TYP . ) X X X Y 2 THROAT SECTION LENGTH THROAT SECTION LENGTH THROAT SECTION LENGTH 3 3 6" 2 2 0.11 IN /FT DE P TH S TD. ADDITIONAL CURB INLET DEPTH PER VERTICAL FOOT 1 1 DE P TH S TD. AV 2 1 ' - 0 " MI N. SCHEDULE OF DIMENSIONS AND REINFORCING STEEL 3' 5' 6' 7' 8' 9' 10' DEPTH 0.11 AH BARS (IN /FT) 0.11 2 2 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.11 0.12 0.13 0.14 0.20 0.25 0.29 0.33 0.41 0.50 X Y 2'-7" 5'-2" 10'-6" 3'-7" 6'-2" 11'-6" 4' 0.11 0.11 0.46 0.37 0.16 DESIGN INLET 1 2 3 0.26 4' 3' 5' BV BARS (IN /FT) DEPTH 2 0.20 0.18 0.13 (IN /FT) AS BARS AS 2 0.11 IN /FT MAXI MUM DE P TH 6 " MAXIMUM OF 5'-0" DEPTH SHALL BE A MINIMUM OF 2'-0" AND A STANDARD DEPTH TABLE ABOVE. NON-STD. STANDARD DEPTH SHALL BE AS SHOWN IN PLAN VIEW - STANDARD CURB INLET PLAN VIEW - CURB INLET WITH ADDITONAL OPENINGS CROSS-SECTIONAL VIEW - THROAT CROSS-SECTIONAL VIEW - CURB INLET 0.11 0.11 0.17 2 (IN /FT) AV BARS 2 ' - 1 " 3 ' - 1 " 3'-1" 2'-1" AND HOODS. PROVIDED THE DIMENSIONS MEET GEOMETRIC REQUIREMENTS OF THE FRAMES, GRATES THAN THOSE SHOWN ARE ACCEPTABLE FOR THE APPLICABLE INLET DESIGN NUMBER DIMENSIONS SHOWN ARE THE MAXIMUM DIMENSIONS ALLOWED. INLET DIMENSIONS LESS COMPACTED FILL MATERIAL FIRM TO HARD IN-SITU SOIL OR FOUNDATION SHALL BE MODERATELY SHALL BE 3" MIN. LEVELING COURSE 6 " 6" 6" 33'-0" 27'-7" 27'-6" 24'-10" 22'-2" 22'-2" 19'-6" 16'-10" 22'-3" 19'-6" 16'-10" 14'-2" 11'-6" SHALL BE 3" MIN. LEVELING COURSE SHALL BE 3" MIN. LEVELING COURSE COMPACTED FILL MATERIAL FIRM TO HARD IN-SITU SOIL OR FOUNDATION SHALL BE MODERATELY COMPACTED FILL MATERIAL FIRM TO HARD IN-SITU SOIL OR FOUNDATION SHALL BE MODERATELY 3 ' - 1 " BASIS OF PAYMENT ITEM UNIT ITEM NO. 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) 611(G) VF VF VF EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. EA. TO CENTER 13. FLEXURAL REINFORCING STEEL SHALL NOT EXCEED SPACING OF 6" CENTER ±Á" WILL BE ALLOWED FOR FABRICATION. 12. WALLS AND SLABS WILL HAVE A MINIMUM THICKNESS OF 6". A TOLERANCE OF BID OF THE STRUCTURE. THE FOUNDATION AND LEVELING COURSE SHALL BE INCLUDED IN THE PRICE CONSTRUCTED WITH AGGREGATE BASE TYPE A. COSTS ASSOCIATED WITH EXTEND 6" BEYOND THE BASE AREA. THE LEVELING COURSE SHALL BE COURSE SHALL BE PROVIDED BELOW THE BASE AREA OF THE INLET AND FIRM AND STABLE FOUNDATION MATERIAL. A MINIMUM 3" THICK LEVELING 11. THE FOUNDATION SHALL BE STABILIZED OR REMOVED AND REPLACED WITH RECOMMENDATIONS. 10. DO NOT GROUT RUBBER GASKET JOINTS WITHOUT THE MANUFACTURER'S DIAMETER OF PIPE. 9. MAXIMUM OPENING DIAMETER SHALL BE 4" LARGER THAN OUTSIDE STANDARD SSIF-5. SUPPORT BEAM SHALL BE OF SIZE S4x7.7 OR AS DESCRIBED ON ROADWAY 8. BLOCKOUTS IN WALLS MAY BE FORMED FOR GRATE SUPPORT BEAMS. THE LAYER. REINFORCING STEEL EQUAL TO 0.11 IN /FT EACH WAY IN THE SECONDARY SECONDARY LAYER OF REINFORCING STEEL. PROVIDE AN AREA OF 7. WALLS OR SLABS WITH A THICKNESS OF 8" OR GREATER REQUIRE A 6. PROVIDE A MINIMUM CLEAR COVER OF 1½" TO REINFORCING STEEL. ASTM A1064. EQUIVALENT AREA OF WELDED WIRE REINFORCING CONFORMING TO 5. PROVIDE GRADE 60 REINFORCING STEEL CONFORMING TO ASTM A615 OR RECOMMENDATIONS. 4. PROVIDE LIFTING DEVICES IN CONFORMANCE WITH THE MANUFACTURER'S AND ANY EDGE. 3. THERE SHALL BE A MINIMUM VERTICAL DISTANCE OF 6" BETWEEN AN OPENING INCLUDED IN THE COST OF THE STRUCTURE. SSIF-5, CIG-4 AND CI-2. COST OF FRAMES, GRATES AND HOODS SHALL BE 2. FOR DETAILS OF FRAMES, GRATES AND HOODS SEE ROADWAY STANDARDS ACCORDANCE WITH THE 2019 ODOT STANDARD SPECIFICATIONS. 1. ALL CONSTRUCTION AND MATERIAL REQUIREMENTS SHALL BE IN (DESIGNS 1, 2 AND 3) PRECAST CURB INLET PCI-1 0 R-25 ADD'L DEPTH IN PRECAST INLET CI DES. 3 ADD'L DEPTH IN PRECAST INLET CI DES. 2 ADD'L DEPTH IN PRECAST INLET CI DES. 1 PRECAST INLET CI DES. 3 (2D) PRECAST INLET CI DES. 3 (B-D) PRECAST INLET CI DES. 3 (2B) PRECAST INLET CI DES. 3 (D) PRECAST INLET CI DES. 3 (B) PRECAST INLET CI DES. 3 (STD) PRECAST INLET CI DES. 2 (2D) PRECAST INLET CI DES. 2 (B-D) PRECAST INLET CI DES. 2 (2C) PRECAST INLET CI DES. 2 (2B) PRECAST INLET CI DES. 2 (D) PRECAST INLET CI DES. 2 (C) PRECAST INLET CI DES. 2 (B) PRECAST INLET CI DES. 2 (STD) PRECAST INLET CI DES. 1 (2C) PRECAST INLET CI DES. 1 (B-C) PRECAST INLET CI DES. 1 (2B) PRECAST INLET CI DES. 1 (A-C) PRECAST INLET CI DES. 1 (A-B) PRECAST INLET CI DES. 1 (2A) PRECAST INLET CI DES. 1 (D) PRECAST INLET CI DES. 1 (C) PRECAST INLET CI DES. 1 (B) PRECAST INLET CI DES. 1 (A) PRECAST INLET CI DES. 1 (STD) DATE DESCRIPTION OKLAHOMA DEPARTMENT OF TRANSPORTATION 2019 SPECIFICATIONS ROADWAY ENGINEER: APPROVED BY DATE: XXXXXXXXXX XX/XX/XX STANDARD REVISIONS ROADWAY DESIGN DIVISION STANDARD 1 5/27/20
1
Embed
MANAJEMEN RISIKO PADA PENENTUAN STRATEGI ...repository.its.ac.id/63195/3/1311100092-Paper.pdfAbstrak—Kebocoran pipeline menjadi masalah besar dalam proses pendistribusian minyak
This document is posted to help you gain knowledge. Please leave a comment to let me know what you think about it! Share it to your friends and learn new things together.
Transcript
1
Abstrak— Kebocoran pipeline menjadi masalah besar dalam
proses pendistribusian minyak karena fenomena ini memberikan
dampak yang besar. Kent Muhlbauer (2004) menyebutkan ada
empat faktor utama yang menyebabkan kebocoran pipa, yaitu
third party damage index, design index, corrosion index, dan
incorrect operation index. Third party damage index dipengaruhi
oleh minimum depth of cover, above ground facilities, line locating,
public education programs, dan ROW condition. Atmospheric
indicators, internal corossion, dan fluid characteristic digunakan
untuk menggambarkan corrosion index. Design index dijelaskan
oleh faktor safety indicators, fatigue, dan surge potential. Incorrect
operation index dipengaruhi oleh operation dan maintenance.
Manajemen risiko terdiri dari identifikasi, evaluasi, dan
pengelolaan. Confirmatory Factor Analysis (CFA) digunakan
dalam identifikasi risiko untuk menemukan variabel yang
signifikan dari faktor kebocoran pipa. Semua variabel signifikan
untuk kasus ini dan ditemukan hubungan antarvariabel. Dengan
menggunakan Analytical Network Process (ANP), bobot faktor
digunakan untuk mengevaluasi risiko dengan matriks risiko.
Berdasarkan hasil pengukuran dan evaluasi risiko ditemukan
bahwa tingkat risiko pipa dalam keadaan sedang, dimana faktor
internal corrosion memiliki bobot tertinggi. Dengan metode Risk
Based Inspection (RBI) dirumuskan strategi pemeliharaan
berupa intelligent pigging, pigging, injection chemical inhibitor,
dan injection chemical biocide sehingga diperlukan biaya sebesar
$157,670 per tahun untuk melakukan upaya preventif tersebut.
Kata kunci — ANP, CFA, kebocoran pipeline, manajemen risiko,
RBI
I. PENDAHULUAN
ebocoran pipeline penyalur menjadi permasalahan utama
dalam proses penyaluran minyak karena fenomena tersebut
memberikan dampak yang besar, seperti kerugian material,
terhentinya operasi, terjadi pencemaran lingkungan,
berhentinya proses distribusi ke konsumen, citra perusahaan
yang rusak, dan masa pemulihan yang lama. PT. X merupakan
salah satu perusahaan energi terbesar di Indonesia yang
bergerak dalam aspek industri minyak dan gas, termasuk
eksplorasi dan produksi. PT. X beroperasi di 13 lapangan di
Kalimantan Timur dan 1 lapangan di Teluk Makasar, dengan
luas daerah operasi mencapai 6,6 juta are atau 27.000 km2.
Sebagai perusahaan dengan produksi minyak yang besar, yaitu
3.102.500 barrel tiap tahun, perusahaan perlu melakukan
upaya manajemen risiko untuk mengurangi terjadinya
dampak/risiko akibat kebocoran pipeline.
Kent Muhlbauer menyebutkan ada 4 faktor utama
penyebab kebocoran pipeline [1]. Diantaranya adalah faktor
adanya pihak ketiga (third party damage index), faktor desain
pipeline (design index), faktor korosi (corrosion index), dan
kegagalan operasi (incorrect operation index). Penentuan
variabel dalam penelitian ini juga mengacu pada penelitian
sebelumnya yang dilakukan oleh [2]. Penelitian tersebut
menggunakan model yang dirumuskan oleh Kent Muhlbauer
dengan variabel indikator dari tiap variabel laten berupa
minimum depth of cover, above ground facilities, line locating,
public education program, dan row condition sebagai
indikator dari variabel third party damage index. Indikator
atmospheric, internal corossion, dan fluid characteristic
digunakan untuk menjelaskan variabel corrosion index. design
index dijelaskan oleh indikator safety factor, fatique, dan
surge potential, sedangkan incorrect operation index
dijelaskan oleh indikator operation dan maintenance.
Dalam proses penentuan nilai (score) dari risiko
kebocoran pipeline diperlukan bobot dari tiap-tiap faktor.
Selama ini di PT. X, pembobotan faktor penyebab kebocoran
pipeline selama ini masih menggunakan bobot yang diatur
oleh manager pemeliharaan pipeline. Hal ini mengindikasikan
hasil tingkat risiko pemeliharaan yang relatif bersifat subjektif.
Penelitian ini menggunakan Analytical Network Process
(ANP) untuk menentukan bobot penyebab kebocoran pipeline.
Metode ini merupakan penyempurnaan dari penelitian
sebelumnya yang dilakukan oleh [3] dan [4] yang
menggunakan AHP.
Straategi pemeliharaan ditentukan berdasarkan metode
Risk Based Inspection (RBI) dengan mengacu pada faktor
penyebab kebocoran pipeline yang dirumuskan oleh Kent
Muhlbauer [1]. Indikator-indikator yang digunakan dalam
menjelaskan variabel dimodifikasi dengan hasil penelitian dari
Darmapala dan Moses L. Singgih [2]. Pada awal penelitian
dilakukan Confirmatory Factor Analysis untuk mengetahui
apakah faktor dan indikator yang digunakan reliabel untuk
diterapkan di PT. X. Setelah didapatkan indikator yang valid,
dilakukan perhitungan bobot faktor dengan menggunakan
ANP. Bobot faktor digunakan untuk menghitung nilai risiko.
Nilai risiko divisualisasikan dalam bentuk matriks risiko untuk
memudahkan peneliti dalam mengukur tingkat risiko pipeline.
Dengan demikian, peneliti dapat membantu pihak perusahaan
untuk merancang strategi pemeliharaan berdasarkan tingkat