analisa hira, hazop dan hazid sebagai faktor keselamatan pada offshored lng plant

8/9/2019 Analisa Hira, Hazop Dan Hazid Sebagai Faktor Keselamatan Pada Offshored Lng Plant

1/30

ANALISA HIRA, HAZOP DAN HAZID SEBAGAI

FAKTOR KESELAMATAN PADA OFFSHORED LNG

PLANT

MAKALAH SAFETY INSTRUMENTED SYSTEM

AMANDA CASTOLINA

13311005

Program Studi Teknik Fisika

Fakultas Teknologi Industri

INSTITUT TEKNOLOGI BANDUNG

November, 2014


2/30

2

DAFTAR ISI

DAFTAR ISI ................................................................................................................................... 2

DAFTAR GAMBAR ...................................................................................................................... 3DAFTAR TABEL ........................................................................................................................... 3

BAB I .......................................................................................................................................... 4

1.1 Latar Belakang ...................................................................................................................... 4

1.2 Tujuan ................................................................................................................................... 5

BAB II ............................................................................................................................................. 6

2.1 Safety Instrumented System................................................................................................... 6

2.2 Safety Instrumented Function............................................................................................... 6

2.3 Safety Integrated Level......................................................................................................... 72.4 Probability of Failure on Demand......................................................................................... 7

2.5 Risk Reduction Factor........................................................................................................... 7

2.6 HIRA, HAZID dan HAZOP ................................................................................................. 8

2.7 Industri LNG ......................................................................................................................... 8

BAB III ........................................................................................................................................... 9

3.1 Fasilitas Industri LNG........................................................................................................... 9

3.2 Kriteria Offshored LNG Plant ............................................................................................ 10

3.3 Analisis Tempat Offshored PlantLNG .............................................................................. 123.4 Analisis Tata Letak Instrumentasi Offshored PlantLNG................................................... 15

3.5 Sistem Safety ...................................................................................................................... 17

3.5.1 Konsep Keseluruhan .................................................................................................... 17

3.5.2 Aspek Kesehatan, Keselamatan, dan Lingkungan ....................................................... 19

3.5.3 Identifikasi Bahan Pabrik ............................................................................................. 20

3.5.4 Identifikasi Proses Berbahaya ...................................................................................... 21

3.6 Aspek Keselamatan Kerja ................................................................................................... 23

BAB 4 ........................................................................................................................................... 29

4.1 Kesimpulan ......................................................................................................................... 29

DAFTAR PUSTAKA ................................................................................................................... 30


3/30

3

DAFTAR GAMBAR

Gambar 3.3.1 Lokasi Blok Masela .............................................................................................. 13

Gambar 3.3.2 Kecepatan Angin Di Seluruh Indonesia ............................................................... 14

Gambar 3.3.3 Data Ketinggian Gelombang Air Laut Di Seluruh Indonesia .............................. 14

Gambar 3.5.1 Kriteria Resiko...................................................................................................... 18

Gambar 3.5.2 Klasifikasi SIL untuk Safety System .................................................................... 18

DAFTAR TABEL

Tabel 3.1.1 Perbedaan Offshored dan Onshored LNG Plant ....................................................... 10

Tabel 3.3.1 Spesifikasi LNG ........................................................................................................ 15

Tabel 3.6.1 HAZARD IDENTIFICATION AND RISK ASSESMENT (HIRA) ....................... 24

Tabel 3.6.2 HAZARD IDENTIFICATION (HAZID) ................................................................. 26

Tabel 3.6.3 HAZARD OPERATION AND OPERABILITY STUDY (HAZOP) ...................... 28
http://h/SIS/MAKALAH/ANALISA%20HIRA,%20HAZOP%20DAN%20HAZID%20SEBAGAI%20FAKTOR%20KESELAMATAN%20PADA%20OFFSHORED%20LNG%20PLANT.docx%23_Toc402822070http://h/SIS/MAKALAH/ANALISA%20HIRA,%20HAZOP%20DAN%20HAZID%20SEBAGAI%20FAKTOR%20KESELAMATAN%20PADA%20OFFSHORED%20LNG%20PLANT.docx%23_Toc402822070http://h/SIS/MAKALAH/ANALISA%20HIRA,%20HAZOP%20DAN%20HAZID%20SEBAGAI%20FAKTOR%20KESELAMATAN%20PADA%20OFFSHORED%20LNG%20PLANT.docx%23_Toc402822070http://h/SIS/MAKALAH/ANALISA%20HIRA,%20HAZOP%20DAN%20HAZID%20SEBAGAI%20FAKTOR%20KESELAMATAN%20PADA%20OFFSHORED%20LNG%20PLANT.docx%23_Toc402822071http://h/SIS/MAKALAH/ANALISA%20HIRA,%20HAZOP%20DAN%20HAZID%20SEBAGAI%20FAKTOR%20KESELAMATAN%20PADA%20OFFSHORED%20LNG%20PLANT.docx%23_Toc402822071http://h/SIS/MAKALAH/ANALISA%20HIRA,%20HAZOP%20DAN%20HAZID%20SEBAGAI%20FAKTOR%20KESELAMATAN%20PADA%20OFFSHORED%20LNG%20PLANT.docx%23_Toc402822071http://h/SIS/MAKALAH/ANALISA%20HIRA,%20HAZOP%20DAN%20HAZID%20SEBAGAI%20FAKTOR%20KESELAMATAN%20PADA%20OFFSHORED%20LNG%20PLANT.docx%23_Toc402822071http://h/SIS/MAKALAH/ANALISA%20HIRA,%20HAZOP%20DAN%20HAZID%20SEBAGAI%20FAKTOR%20KESELAMATAN%20PADA%20OFFSHORED%20LNG%20PLANT.docx%23_Toc402822070


4/30

4

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Tidak dapat dipungkiri bahwa dunia industri minyak dan gas merupakan sector industri yang

memiliki tingkat risiko terjadinya kecelakaan yang tinggi yang mampu berdampak buruk pada

kedua aspek yakni kesehatan dan keselamatan pekerja. Proses-proses berbahaya tiap harinya

berada pada area wilayah pekerjaan seperti adanya zat-zat kimia yang mudah terbakar bahkan

eksplosif dan juga kemungkinan terjadinya kecelakaan kerja akibat keberadaan alat-alat berat

dengan bagian bergerak. Dalam pencegahan terjadinya bahaya yang mampu merugikan

beberapa pihak, para insinyur telah menggunakan sistem instrumentasi keselamatan atau yang

biasa disebut Safety Instrumented System(SIS). Setiap sistem yang telah dijalankan memiliki

standar keselamatan yang berlaku, namun seiring dengan waktu berjalan tingkat keselamatan

kerja juga akan menurun dan dibutuhkan usaha-usaha lain yang mampu menjaga tiap proses

agar tetap stabil.

Dalam mencegah bahaya, performansi SIS harus sesuai dengan tingkat risiko yang mungkin

akan dihadapi. Tingkat keselamatan sebuah sistem sering juga disebut sebagai Safety Integrity

Level (SIL). Ada beberapa jenis atau contoh SIS yang telah banyak digunakan antara lain,

Emergency Shutdown System (ESD), Process Shutdown System (PSD) dan Fire and Gas

Detection System(F&GS). Focus dari para insinyur adalah meningkatkan tingkat SIL, salah

satunya dengan cara seringnya melakukan tes kelayakan alat.

LNG merupakan singkatan dari Liquefied Natural Gas yang artinya adalah gas alam yang

dicairkan (dari uap/gas dijadikan material cair). LNG yang diproduksi di dalam negeri telahbanyak memberikan andil dalam perekonomian negara karena proses penyimpanan dan

pengangkutan yang sangat mudah, tanpa harus menggunakan pipa dibawah tanah maupun

sistem transportasi yang sulit. Pada plant LNG dibutuhkan sistem keamanan yang ketat agar

dapat bertanggung jawab atas keselamatan yang berhubungan dengan pengoprasian,

perencanaan, pengawasan dan pemeliharaan kilang, serta keselamatan pekerja. Pengoperasian


5/30

5

plant LNG wajib menerapkan syarat keamanan yang sangat ketat karena jika berupa gas LNG

akan mudah terbakar, berbeda jika masih dalam bentuk cair.

1.2 Tujuan

1. Melakukan analisis mendasar bahaya seperti HAZID dan HAZOP untuk guna mencegah

bahaya yang ditimbulkan oleh kecelakaan yang memungkinkan terjadi pada plant LNG.

2. Melakukan analisis mengenai bahan-bahan berbahaya yang mungkin menimbulkan

kecelakaan yang memungkinkan terjadi pada plant LNG.


6/30


7/30


8/30

8

tersebut terjadi) yang mungkin terjadi pada sebuah sistem. Hubungan antara RRF dengan

dengan PFDavg adalah berbanding terbalik.

2.6 HIRA, HAZID dan HAZOP

HAZID dan HAZOP adalah bukti-bukti yang diperlukan dalam studi kasus keamanan untuk

menyusun pernyataan pada pihak yang bertanggung jawab bahwa keadaan plant yang akan

didirikan dinyatakan aman. HAZOP dikenal sebagai teknik yang paling sering digunakan

secara luas untuk mengidentifikasi konsekuensi-konsekuensi potensial yang dapat muncul dari

pembangunan maupun desain plant. HAZID (HAZard Identification) merupakan studi yang

menyerupai HAZOP secara format, walaupun beberapa pedoman berbeda. HAZID umumnyadigunakan sebelum dimulainya perancangan proses secara mendetil dan digunakan untuk

mengidentifikasi beberapa bahaya yang fatal. Pedoman HAZID yang sering dijadikan pusat

perhatian adalah api, ledakan, kondisi lingkungan dan faktor manusia. Pada HIRA, dibutuhkan

kemampuan menilai proses interaksi antara manusia dengan alat, material, dan

lingkungannya. Proses dimulai dengan melakukan desk study terhadap proses kerja yang

terdapat pada tempat kerja dengan melakukan identifikasi yang bersifat peramalan terhadap.

Setelah itu dokumen di review dan dikenal sebagai tahap anticipation. Tahap berikutnya

adalah melakukan recognitiondi tempat kerja untuk identifikasi dan konfirmasi atas hazard

yang diidentifikasi pada fase sebelumnya.

2.7 Industri LNG

LNG atau yang biasa dikenal dengan Liquified Natural Gas, adalah gas alam dengan bentuk

cair dan menyerupai bahan bakar minyak karena kepadatan energinya. Secara keamanan, LNGlebih aman dibanding LPG, hal ini dikarenakan LNG memiliki massa yang lebih kecil,

sehingga tidak akan terjadi peristiwa akumulasi permukaan tanah jika terjadi kebocoran.

Namun disetiap proses pasti memiliki kekurangan. Kekurangan dari produksi LNG adalah

biaya penyimpanan gas alam bentuk cair dengan suhu rendah serta investasi yang dibutuhkan

untuk infrastruktur fasilitas pengisian gas LNG.


9/30

9

BAB III

PEMBAHASAN

3.1 Fasilitas Industri LNG

Pada dunia terdapat cadangan gas alam sekitar sepertiga dan bagian tersebut merupakan

cadangan gas yang kandungannya tidak tercapur dengan produksi minyak. Sisa dua pertiga

dari kandungan gas tersebut merupakan associated gas, atau gas yang terasosiasi dengan

produksi minyak. Namun terdapat juga cadangan gas alam yang berasal dari daerah terisolasi

dan berlokasi jauh dari daratan. Umumnya cadangan tersebut disebut stranded gas. Agar

cadangan stranded gas dapat dimanfaatkan secara optimal, dibutuhkan sebuah sistem

perpipaan yang ditanamkan dibawah laut agar gas tersebut dapat didistribusikan kepada

konsumen bila berlokasi sejauh 1000 hingga 2000 km. Namun jiika lokasi sumber gas dengan

konsumen memiliki jarak lebih dari 2000 km, misalnya 3000 km hingga 5000 km, salah satu

pilihan nya adalah untuk menggunakan fasilitas LNG yang dirancang dengan sifat terapung.

Secara teoritis telah dibuktikan dan dipresentasikan rancangan fasilitas LNG terapung, namun

belum satupun dibangun karena berbagai hal yang menjadi pertimbangan pihak yang

bertanggung jawab. Secara konsep, penerapan perancangan oinfrstruktur offshored LNG

menyerupai dengan onshored LNG, namun beberapa perbedaan dapat dilihat pada table

sebagai berikut.

Konsep Offshored LNG Plant Onshored LNG Plant

Cakupan Area Wilayah terbatas Tidak ada batasan wilayah

Pengaruh Pada Masyarakat

Sekitar

Mempunyai pengaruh yang

cenderung bernilai kecil

terhadap lingkungan sekitar

Mempunyai pengaruh yang

bernilai besar dan signifikan

terhadap lingkungan sekitar

Safety Terdapat batasan teknis,seperti tinggi bangunan

Tidak terdapat batasan teknis,seperti tinggi bangunan


10/30

10

maupun keseluruhan

infrastruktur

maupun keseluruhan

infrastruktur

Biaya Biaya pembangunan danekspansi pabrik cukup tinggi

Biaya pembangunan danekspansi pabrik cukup rendah

Tabel 3.1. 1 Perbedaan Offshored dan Onshored LNG Plant

3.2 Kriteria Offshored LNG Plant

1. Sistem Safetyproses yang tinggi

Kebutuhan akan adanya keamanan proses yang tinggi untuk fasilitas produksi LNG

disebabkan karena area yang terbatas. Pada Plant LNG Offshore, wilayah plant bercampur

dengan orang-orang yang mengoperasikan fasilitas tersebut. Sehingga sistem keamanan

yang diperlukan juga harus dapat menjaga keamanan tidak hanya peralatan atau

instrument-instrumen pada plant namun juga keselamatan pekerja.

2. Fasilitas ringan, mudah dioperasikan dan tahan pada lingkungan laut

Pada Offshore LNG, area sangat terbatas pada terminal lepas pantai sehingga beban

manejadi factor utama yang harus diperhitungkan karena substruktur yang terpasang

berlokasi jauh dari pemukiman. Pengoperasian yang mudah juga hal yang penting dalam

pemilihan proses di lepas pantai mengingat keterbatasan wilayah tidak seperti pada

onshored plant. Lingkungan laut merupakan lingkungan yang dinamis. Pergerakan laut

dapat dengan mudah mempengaruhi terminal, begitu hal nya dengan faktor cuaca.

3. Jumlah peralatan sedikit

Jumlah peralatan yang digunakan pada offshored plant LNG ini relative sedikit

dikarenakan keterbatasan area. Semakin sedikit peralatan yang digunakan maka sama halnya dengan jumlah area yang dibutuhkan semakin sedikit pula area yang dibutuhkan,

sehingga tidak memerlukan struktur penyangga yang terlalu berat yang mampu

mengancam pondasi kapal. Dengan demikian, pemilihan peralatan akan dirancang

sedemikian rupa untuk mengikuti keterbatasan wilayah tanpa perlu mengurangi kaidah

keselamatan yang jelas tertera pada standar-standarsafety.


11/30

11

4. Availabilitas, Modularitas, dan Efisiensi Yang Tinggi

Untuk menjamin pasokan produksi ketika pengoperasioan produksi di offshore sedang

berlangsung, dibutuhkan peralatan dengan availabilitas yang tinggi agar downtimeproses

yang digunakan bernilai seminimal mungkin. Pembangunan terminal LNG offshored

menuntut modularitas tinggi agar dapat mengurangi ketergantungan antara satu sistem

dengan sistem lainnya, terlebih apabila terjadi problema atau permasalahan pada sistem

tersebut. Terlepas dari modularitas dan availabilitas, dibutuhkan efisiensi yang tinggi agar

dengan jumlah kapasitas peralatan beserta utilitas pendukungnya yang harus digunakan

dapat menghasilkan produk atau output yang besar. Hal ini juga berkaitan dengan besarnya

area yang akan digunakan juga biaya kapital yang harus dikeluarkan.

5.

Proses handal serta kokoh

Keterbatasan yang terdapat pada kondisi offshore mengharuskan pemilihan proses yang

handal dan kokoh. Terutama pada gas pipa karena produksi LNG membutuhkan spesifikasi

gas hasil pengolahan yang lebih ketat jika dibandingkan dengan gas lain. Terkadang

dibutuhkan struktur pendukung seperti halnya yang dipakai pada fasiltas eksplorasi dan

eksploitasi di tengah laut yakni GBS (Gravity base structure), TLP (tension leg platform),

ataupun FPSOs (floating production storage & offloading Ship). Beberapa pilihan diatas

dapat diaplikasikan sesuai dengan kondisi tempat perancangan. Tentunya hal ini harus

memikirkan tentang kedalaman laut, kekuatan arus, rancangan sumur-sumur gas,

pergerakan kapal LNG serta pipa produksi. Mengingat sifat cairan LNG yang bersuhu -

160 C dan besarnya energy yang dikandung, dibutuhkan sistem keamanan yang sangat

ketat demi mendukung keselamatan operasi serta pekerja.

6. Fasilitas Penyimpanan LNG

Fasilitas penyimpanan LNG harus mengikuti standar yang telah diuji dan juga

disimulasikan. Seperti missal teknologi membran dari bahan invar. Umumnya rancangan

Gaz Transport/Technigaz ini banyak digunakan sebagai fasilitas penyimpan LNG.

Pemakaian teknologi membran tersebut juga umumnya memiliki dua lapisan, yakni lapisan

primer dan sekunder, yang memberikan keuntungan dari segi berkurangnya beban berat


12/30

12

yang harus ditanggung. Beban yang ditanggung oleh struktur fasilitas LNG offshore dapat

dibagi sama rata.

7. Mekanisme OffLoading LNG

Mekanisme offloading LNG memerlukan fasilitas yang mudah diaplikasikan, seperti pada

proses pemindahan LNG dari kilang menuju kapal maupun kapal ke terminal pertama

digunakan loading arm yang memiliki sistem proteksi otomatis jika terjadi pergeseran

signifikan dikarenakan pengaruh angin yang menghasilkan perubahan posisi.Emergency

shutdown system ini akan aktif lalu mengisolasi kapal dan daratan. Sistem proteksi ini

dibutuhkan karena salah satu alasannya adalah antisipasi terhadap kebocoran LNG yang

mampu memberikan dampak buruk tidak hanya pada alat-alat proses namun juga kepada

manusia. Selain menggunakan loading arm dengan penggunaan Submerged Turret

Loading (STL) yang dilengkapi dengan subsea cryogenic pipe, dapat juga menggunakan

sebuah mekanisme lain yang sedang dikembangkan oleh Hoegh LNG yang disebut

Amplitude LNG Loading System (ALLS). Metoda baru ini merupakan modifikasi

pemakaian loading arm dengan menggunakan fleksible hose untuk menunjang proses

offloading LNG.

3.3 Analisis Tempat Off shored PlantLNG

Offshored PlantLNG pada makalah ini direncanakan akan dibangun di Blok Masela. Lokasi

ini memiliki luas area yang mencapai 4.291,35 km2 dan berada di wilayah timur Nusa

Tenggara Timur, tepatnya pada laut Arafura. Blok Masela memiliki koordinat 81229LS,

1294932BT.


13/30

13

Gambar 3.3.1 Lokasi Blok Masela

Dari data yang didapat oleh Badan Meteorologi dan Geofisika, Blok Masela pada Laut Timor

memiliki rata-rata kondisi angin dan gelombang yang rendah. Hal ini menguntungkan karenafaktor cuaca memiliki pengaruh yang besar terhadap operasi di lepas pantai. Untuk itu penting

untuk memilih proses yang dapat bertahan serta sesuai dengan kondisi lingkungan laut. Pada

Offshored LNG Plant, faktor penting yang harus diperhitungkan selain kecepatan angin adalah

arah angin, kecepatan gelombang, kecepatan arus laut. Menurut data oleh Badan Meteorologi

dan Geofisika rata-rata arah angin bergerak menuju ke arah barat. Peletakan alat flare yang

sesuai adalah tentu menuju kearah barat.


14/30

14

Gambar 3.3.2 Kecepatan Angin Di Seluruh Indonesia

Gambar 3.3.3 Data Ketinggian Gelombang Air Laut Di Seluruh Indonesia

Terdapat beberapa opsi dalam pengembangan Offshored Plant LNG, salah satunya adalah

LNG dengan pipa akan dibawa ke pulau terdekat. Namun opsi ini kemungkinan besar tidak

dapat dilakukan. Hal ini disebabkan oleh pertimbangan safety karena harus melewati palung

yang dalam sekali. Opsi ke-2 adalah untuk membawa LNG dengan pipa ke negara Australia,

tepatnya menuju Darwin. Namun hambatan dari opsi pengembangan ini adalah birokrasi

wilayah dengan Negara lain sedangkan sumber gas yang berada pada Blok Masela ada sumber

energy Indonesia. Akhirnya opsi terakhir dan yang paling memungkinkan untuk dilaksanakan

adalah membawa LNG dengan penampungan tertimbun ataufloating storage.


15/30

15

Cadangan gas alam yang dikandung pada Blok Masela berukuran 10triliun kaki kubik. Jumlah

cadangan gas alam ini merupakan jumlah yang cukup besar untuk diolah, maka dari itu perlu

perencanaan pembangunan floating LNG plant dengan matang. Dikarenakan Blok Masela

adalah lokasi yang masih berada pada tahap eksplorasi, belum dapat diperoleh data komposisi

gas yang ada sehingga diasumsikan kondisi dan komposisi gas pada Blok Masela sama dengan

komposisi gas di Bontang LNG plant.

Komponen Nilai

Temperatur -160C

Tekanan 1 atm

HHV 1105 -1165 Btu/scf

Densitas 435 kg/lt

C1 > 90%

C2 8 %

C3 1.50 %

H2S Nik

H2O 0,5 ppm

Hg 0,5 ppb

Tabel 3.3.1 Spesifikasi LNG

3.4 Analisis Tata Letak Instrumentasi Off shored PlantLNG

Tata letak instrumentasi pada Offshored Plant LNGperlu diperhitungkan mengingat wilayah

pengoperasian terbatas dan efektivitas alat pun diinginkan agar dapat mengoptimasi

penggunaan lahan. Jumlah pertimbangan juga didukung oleh pertimbangan sistem

keselamatan. Berikut factor-faktor untuk dapat mengoptimasi tata letak instrument, yaitu:

1. Jarak minimum antar peralatan dengan mengikuti kaidah dan standar keselamatan

2. Jarak suatu instrument dengan penyedia instrument


16/30

16

3. Kemudahan dalam pengoperasian instrument serta pemeliharaan.

Berikut dijelaskan tata letak dari beberapa instrumen yang umumnya berada pada sebuah plant

LNG.

1. Barge

Barge adalah tempat penyimpanan instrument beserta peralatan-peralatan proses lainnya.

Bentuk barge yang dibutuhkan berupa tongkang menghadap kea rah barat sesuai dengan

analisa kecepatan arus dan angin

2. Storage LNG dan Kondensat

Storage LNG dan Kondensat adalah sebuah tempat penyimpanan LNG dan kondensat

sebelum loading. Sifat dari kedua bahan ini adalah mudah terbakar sehingga harus

diletakkan pada jarak yang jauh dari proses utama. Namun karena kebatasan lahan pada

Offshored Plant LNG, maka tempat penyimpangan LNG dan Kondesat ini berada pada

lambung barge.

3. Heat Exchanger

Heat Exchanger adalah tempat dua aliran yang masing-masing berbeda temperature nya

bertukar kalor. Letak heat exchanger harus berada dekat dengan kedua aliran. Hal inidimaksudkan agar dapat mendukung keekonomisan dari pipa.

4. Pompa

Karena untuk banyak alas an, lokasi pompa dapat diletakkan bervariasi tergantung

kebutuhan. Namun karena keterbatasan wilayan dapat tetap diminamilisir panjang pipa

suction tetapi tetap menjaga fleksibilitas kebutuhan pipa. Pompa sebaiknya diletakkan

dengan jarak minimum antara letak suction dengan pipe racks, mengingat pemilihan

pompa juga tergantung dari kuantitas fluida yang masuk menuju nozzle.

5. Flare

Pertimbangan jarak flare umumnya didasari oleh factor keselamatan instrument peralatan

proses serta pekerja. Dari hasil analisa data angin maka flare dapat diletakkan didepan


17/30


18/30

18

Pada makalah ini, netodologi yang digunakan untuk menentukan SIL yang

dibutuhkan emergency system dan untuk memverifikasi SIL yang dapat dicapai maka

difokuskan pada dua hal, yaitu :

1. Jarak perbedaan antara persepsi public atas resiko yang ditolerir dengan

kriteria desain atas resiko yang ditolerir.

2. Evaluasi dari emergency system secara keseluruhan sebagai pemilihan desai

yang sebenarnya.

Residual

Risk

Persepsi

Publik

Resiko Ditolerir

(Kriteria Desain)

Resiko

Proses

Risk ReductiondenganEmergency

System

Risk ReductiondenganPrevention

System

Operator

AlarmPSVSIS

Emergency

System

Mengidentifikasi persepsi public atas

resiko yang dapat ditolerir

Mengidentifikasi risk reduction yang

sebenarnya dengan caraprevention

systems

Mengidentifikasi kejadian yang tidak

diinginkan sebagai konsekuensi daripadaLOC

Mengidentifikasi konfigurasi emergency

systemsebagai emergency systemsecara

keseluruhan

Gambar 3.5 1 Kriteria Resiko

Gambar 3.5 2 Klasifikasi SIL untuk Safety

System


19/30

19

Untuk menunjang sistem keamanan yang memiliki kemampuan perlindungan yang tinggi

maka dibutuhkan pelindung api dan ledakan, emergency power, communication, and lighting,

detection system, personal protective equipment, dan alat penunjang keselamatan dan evakuasi

saat terjadinya kecelakaan. Sistem deteksi sangat diperlukan agar bertindak sebagai sensor

yang akan memberikan feedback jika terjadi keadaan yang berhubungan dengan potensi

terjadinya ledakan dan kebakaran. Sistem deteksi terdiri dari beberapa macam seperti detector

gas untuk mengaktifkan alarm jika terdeteksi gas pada konsentrasi kecil sekalipun yang akan

mematikan sumber gas. Detector lain adalah detector panas yang merespon panas yang

melebihi standar normal. Detektor kemudian akan mengeluarkan bunyi alarm dan

mengeluarkan semburan air di sekitar detektor. Detector lainnya adalah detector asap, yang

berfungsi untuk mencegah terjadinya bahaya kebakaran pada proses pabrik dengan

sebelumnya memberikan tanda jika adanya asap yang berlebihan.

Dengan adanya potensi bahaya dari bahan-bahan kimia yang dihasilkan maupun diolah oleh

pabrik LNG, sangat diperlukan alat perlindungan diri (Personal Protective Equipment/PPE

atau Alat Perlindungan Diri/APD) untuk menjaga para engineertetap aman dan terhindar dari

bahaya.

Alat perlindungan diri ini sebagai contoh adalah safety helmet, safety shoes, coverall, safety

glasses, ear plug,masker dan respirator, sertagloves.

3.5.2 Aspek Kesehatan, Keselamatan, dan Lingkungan

Kesehatan, keselamatan kerja mapun lingkungan (K3) merupakan hal yang penting

diperhatikan dan dijadikan landasan perancangan suat pabrik Offshored LNG Plant.

Beberapa tujuan dari diterapkannya kebijakan K3 ini antara lain sebagai berikut.

1. Menargetkan peningkatan kesehatan, keselamatan kerja maupun lingkungan

sebagai tujuan perusahaan dan selalu mengaudit secara teratur;

2. Menyediakan sistem bekerja yang aman dan memelihara agar terhidndar

dari jenis gangguan dan kerusakan;

3. Mencegah terjadinya bahaya atau kecelakaan yang mampu merugikan

banyak pihak di lingkungan pabrik;


20/30

20

4. Membangun dan mengoperasikan serta memelihara tidak hanya proses dan

pabrik namun juga buangan pabrik sesuai dengan peraturan pemerintah dan

perusahaan, serta mendokumentasikan metode-metode pengendalian proses

berbahaya.

Faktor keselamatan yang mencakup proses dan bahan serta produk adalah hal utama

yang harus dilaksanakan sebelum pengoperasian pabrik. Begitu juga dengan

memperhitungkan aspek lingkungan sebagai bentuk tanggung jawab perusahaan

terhadap lingkungan, yang meliputi pencemaran air, suara bahkan udara. Maka dari

itu diperlukan analisa proses, material dan operasi untuk mengetahui adanya potensi

bahaya.

3.5.3 Identifikasi Bahan Pabrik

Terdapat beberapa bahan-bahan yang perlu diperhatikan penanganannya dan juga

dalam hal penggunaan, sehingga perlu diadakan pencegahan terhadap pencemaran

serta penanggulangan bahaya jika terjadi. Bahan-bahan berbahaya tersebut adalah:

1. Metana (CH4)

Secara umum, metana adalah komposisi terbesar dari gas alam dan bersifat

volatile (mudah menguap) serta mudah terbakar. Gas alam yang mengandung

banyak metana juga memiliki temperatur nyala yang lebih besar

dibandingkan dengan bensin dan solar.

2. TEG

TEG bersifat cairan yang tidak berwarna maupun berbau, berviskositas

rendah, mudah menguap, titik didih tinggi serta digunakan sebagai penyerap

air dari gas alam pada proses pemurnian. TEG merupakan bahan kimia

berbahaya yang dapat menimbulkan efek bagi kesehatan lewat mata, kulit,

dan sistem pernapasan. Dalam konsentrasi rendah, korban dapat mengalami

kerusakan pada organ hati, ginjal, serta saluran pernapasan. Bila terjadi

kebocoran TEG, pabrik harus mematikan segala sumber api karena dapat


21/30

21

memicu kebakaran serta memfasilitasi adanya aliran udara yang baik di

sekitar lokasi pencemaran.

3. H2S

Gas H2S atau Hidrogen disulfida adalah gas yang sifatnya sangat beracun,

korosif dan mengakibatkan karat pada logam, tidak terlihat, dan mudah

meledak. Gas ini berbau menyengat dan mampu membunuh saraf

penciuman. Karakterisitik gas H2S adalah lebih rendah dari udara, mudah

tertiup, mudah terhamburkan oleh angin dan dapat meledak jika apabila

bercampur dengan oksigen. Gas ini dapat memasuki tubuh manusia melalui

pernapasan ataupun kulit. H2S dapat menyebabkan keracunan yang didahului

gejala kelumpuhan, tidak sadar, dan dengan konsentrai tinggi serta intensitas

paparan H2S akan diikuti oleh kematian.

4. Karbondioksida (CO2)

Karbon dioksida adalah gas tidak berwarna, mudah terbakar dan apabila pada

konsentrasi tinggi akan menimbulkan asfiksi, iritasi, kerusakan otak yang

dimulai dari sakit kepala dan pusing semata.

3.5.4 Identifikasi Proses Berbahaya

Proses pada pabrik dapat menimbulkan proses berbahaya seperti kenaikan

temperature maupun tekanan yang beresiko menyebabkan ledakan dan kebakaran.

Berikut adalah keadaan berbahaya yang dapat terjadi pada seluruh pabrik yang

mengolah bahan mudah, dalam makalah ini yaitu Offshored LNGPlant:

1.

Kebakaran

Kebakaran dapat terjadi karena pembakaran material secara langsung,

konveksi, radiasi maupun konduksi. Perhatian harus diberikan terhadap

penyebaran api melalui saluran pembuangan air dan ventilasi udara.

Perlindungan selanjutnya yaitu dengan memastikan jarak aman antara


22/30

22

instrumentasi proses dalam pabrik untuk mencegah perambatan panas, atau

dengan membangun tembok tahan api pada bangunan. Bila terjadi kebakaran

di ruangan tertutup, saluran udara dan ventilasi harus segera dibuka agar gas

dapat terbebas menuju udara bebas. Alat pemadam ringan seperti semprotan

air dalam jumlah besar juga dapat digunakan agar api tidak merambat menuju

alat proses. Dalam keseharian, diperlukan pelatihan mengenai kebakaran

(fire drill) secara berkala agar para personel yang bekerja di lapangan selalu

bersiaga.

2. Ledakan

Ledakan dapat terjadi api yang terbakar dan melesat menuju alat atau

material berbahaya. Pengendalian ledakan dimulai dengan pengendalian

terhadap kebakaran.

3. Jaringan Perpipaan

Potensi bahaya yang selanjutnya adalah jaringan pipa proses pabrik LNG,

pencairan gas, dan pemurinan gas. Hal ini dikarenakan pipa-pipa tersebut

mengalirkan gas-gas yang mudah terbakar dan beracun. Penanganan yang

diperlukan adalah pemeriksanaan jaringan dan sambungan secara berkala

dan jika dibutuhkan perbaikan, lebih baik jaringan pipa yang bersangkutan

ditutup agar proses produksi tetap berjalan dengan semestinya.

4. Kebisingan

Kebisingan muncul pada saat proses beroperasi dan instrument proses

mengeluarkan suara dengan intensitas tinggi secara berulang-ulang. Efek

dari kebisingan adalah hilangnya kemampuan pendengaran secara tepat serta

juga menutupi suara alarm, dan yang paling parah adalah merusak organ

telinga manusia.


23/30

23

3.6 Aspek Keselamatan Kerja

Aspek keselamatan kerja adalah factor penting dalam suatu pabrik tidak hanya pada pabrik

LNG. Analisis terhadap factor bahaya dilakukan agar sebelum terjadi kecelakaan dapat

diperoleh data dan pertimbangan yang diperlukan untuk penanganannya. Hazard Analysis

sendiri adalah metoda untuk menganalisa bahaya dengan cara mengidentifikasi kejadian yang

tidak diinginkan yang mengarahkan pada bahaya material, menjelaskan mekanisme analisis

terhadap peluang kemungkinan terjadinya kejadian yang tidak diharapkan, serta mengestimasi

besarnya bahaya yang mungkin timbul. Analisis bahaya dapat dibagi menjadi tiga yaitu HIRA

(Hazard Identification and Risk Assesment), HAZID (Hazard Identification) dan HAZOP

(Hazard and Operability Study).


24/30

24

No Jenis Kegiatan Potensi Bahaya Efek Bahaya

Tingkat

Efek

Bahaya

Frekuensi

BahayaResiko Pencegahan

Resiko

Akhir

1

Pengecekan

kondisi operasi dilapangan

Kebocoran gas

KeracunanIritasikulit dan

mata

Lemas,pingsanKematian

H M M

Pemakaianmasker,

respiratory mask, safety

glass, baju pelindung

L

Kepala terantukpipa/alat yangposisinya rendah

LukamemarPendarahan

PingsanKematian

M L M Pemakaian safety helmet L

Kaki tertimpa alat

yang jatuh/terantuk

bagian alat

Lukamemar

PendarahanM M M Pemakaian safety shoes M

2Pemasangan alat

berat

Terjepit / tertimpa

alat

LukapermanenDisfungsi alat

tubuh

Kematian

H L H

Pemakaian safetyhelmet

Memasangtanda

peringatan ada pekerjaan

M

3PemasanganListrik

Terkena AliranListrik

TersetrumKematian

H M H

Memakaisarung tangan

Memakaisafety shoesMemasantanda

peringatan ada pekerjaan

L

4

Perawatan kolom

absorber,scrubber, dan

regenerator

Jatuh dari ataskolom

Lukamemar

PendarahanPatahtulang

Kematian

H M H

Memakaitali pengaman

Memakaisemuaperalatan safety

H

Tabel 3.6 1 HAZARD IDENTIFICATION AND RISK ASSESMENT (HIRA)


25/30

25

No Lokasi Deskripsi Sebab Potensi BahayaEfek

Bahaya

Frekuensi

BahayaPencegahan

1Plant

Utama

Knock Out Drum

tempat

memisahkankondesat dan

liquid dari feed gas

Knock out drummengalami fracture

karena pemakaian yang

terus menerus denganperawatan yang

minim

Kualitasproduk LN

Gturun

Kemungkinan

terjadi kerusakanalat lain karena

masih adanya

kondesat liquid

Major Unlikely

Peremajaan alat

Knock Out Drum

dan pemeriksaansecara rutin sesuai

dengan SOP

Generator Listrik Hubungan singkat Kebakaran

LedakanSevere Unlikely

Isolasi, proteksi,dan pemeriksaan

secara rutin

CO2absorber untukmenghilangkan CO2darifeed gas

Tekanandan

temperatur terlalutinggi pada CO2

absorberAmineyangmengabsorb CO2

terkontaminasi,

sehingga kadar CO2yang dapat diserap

kecil

Absorberdapat

meledakKualitasLNG turunAdanyakontaminan

dapat menyebabkan

kerusakan alat lai

Major Unlikely

Sebelummasuk

LNG plant, aminemengalami proses

pemurnian terlebihdahulu

Pemeriksaan rutin

temperatur dantekanan indikator

dan kontroler

2LNGStorage

Tempatpenyimpanan

produk LNG dan

LPG setelahdiproses

Pressure Regulator

tangki tidak berfungsisecara baik, tekanan

tidak terkontrol

Ledakan dan

kebakaranakibat tekanan

terlalu tinggi

Severe Unlikely

Peremajaanfasilitas secara

rutinPemeriksaan

tekanan pada

tangki

3FlareLocation

Tempat

pembakaran gas sisaproses

Lokasiflare terlalu

dekat denganperalatan proses

Lokasipabrik

Kebakaran,

kerusakanperalatan

Severe Unlikely

Penempatanflare

jauh dari prosesdan akomodasi

Penempatanflare


26/30

26

terlalu dekat

dengan akomodasi

memperhatikan

arah mata angi

4Loading

Ship

Kapal pengangkut

tangki LNG tumpah

ke lautan

Kecerobohan

armada kapaldalam

pengoperasian

kapal pengangkutIklim(badai, hujan

Deras

Pencemaranlingkungan

(banyak ikan, hewan

dantumbuhan laut mati)

Kerugianproduksi

Severe Likely

MemenuhiSOPpengoperasian

kapal

ArmadakapalYang terlatih

Tabel 3.6 2 HAZARD IDENTIFICATION (HAZID)

Parameter Deviasi

Penyebab Akibat ImplikasiIndi

katorPencegahan

ParameterKata

Panduan

CO2Absorber Flow

LESS

Valve pengontrol laju alir

terganggu sehingga aliranterlalu kecil

Masuknya cairan

ke saluran gasyang ada

dibagianbawah kolom

Penyerapan

CO2tidak optimal;

absorber rusak

FC

Melakukan pengecekan

valve pengontrol laju

alir secra berkalaMORE

Valve pengontrol laju alir

terganggu sehingga aliran

terlalu besar

Gas yang keluardari kolom

absorber masih

mengandungbanyak cairan

Tekanan LESS

Rusaknya seal pelindungdi sekeliling piston,

sehingga gas dapat lewatke bagian belakang piston

Kerja absorber

tidak optimal

Tidakdicapainya

spesifikasitekanan

produk

FC

Melakukanpenggantian

seal piston untukjangka waktu

tertentu


27/30

27

MORE

Tersumbatnya valve

keluaran absorber

Beban absorber

berlebihAbsorber

meledakFC

Melakukan

pembersihan

saluran dan valvekeluaran absorber

Temperatur

LESS

Kontroltemperaturmengalami gangguan;

Terjadiscaling pada

dinding absorber sebelahluar

Terjadi

kondensasi

hidrokarbonberat pada kolom

Terjadi

foaming,sehingga

pengikatan

CO2oleh DEAtidak

berlangsungdengan baik

FC&

TC

Melakukan

pengecekan pada

unit furnace danpengontrol suhu

secara berkala

Memonitorbilaterjadi kerusakan

pada badanabsorber

MOREKontrol temperaturmengalami gangguan

DEA akanterdekomposisi

Pengikatan

CO2oleh DEAtidak

berlangsung

dengan baik

MelakukanPengecekan

pada unit furnacedan pengontrol

suhu secara

berkala

KolomA

dsorpsi

Temperatur

LESSLaju alir steam terlalurendah

Daya adsorbadsorben rendah

Masih terdapatpengotor

dalam gas

TCMengontrol laju

alir steam

MORELaju alir steam terlalutinggi

Rusaknyaadsorben

Proses adsorpsimenjadi tidak

sempurna

HeatExchanger

Temperatur

TubeLESS

Kurangnyasupply aliran

cooling waterPenyumbatanpada pipa

aliran masuk coolingwater

Adanyascale pada tube

Pendinginan

tidaksempurna

LNGtidakberubah

menjadi cairan

Bukaan valvecooling water

diperbesa

AC

Perlu dilakukan

pengecekan secaraberkala pada

dinding tube HEdan pipa


28/30

28

HE semua

MOREAliran cooling water

overflow

Boros cooling

water

Bukaan valvecooling water

diperkecil

Aliran hotoil/cooling water

LESS

Adanya deviasi pada HE,

pompa tidak bekerja

maksimal

Pertukaran panas

tidak efektif

Temperaturfluida yang

ingin

dipanaskanlebih tinggi FI Pemeliharaan HEdan pompa

MORE Pompa overflowPertukaran panastidak efektif

Temperatur

keluaran tidaksesuai dengan

yang dinginkan

Tabel 3.6 3 HAZARD OPERATION AND OPERABILITY STUDY (HAZOP)


29/30

29

BAB IV

KESIMPULAN

4.1 Kesimpulan

1. Offshored LNG Plant merupakan penggabungan teknologi pencairan, transportasi,

penyimpanan, dan regasifikasi LNG yang harus memperhitungkan faktor arah angin,

kecepatan gelombang, kecepatan arus laut;

2. Pengaturan tata letak peralatan dalam suatu pabrik ditujukan untuk mengoptimasi

penggunaan lahan harus menyertai pertimbangan sistem keselamatan yang merupakan

faktor penting dalam perancangan suatu pabrik;

3.

Keselamatan kerja meliputi kesehatan dan keamanan kerja para pekerja dan dampak

lingkungan yang ditimbulkan;

4. Dengan kesehatan yang baik dalam pabrik, seluruh faktor pendukung kinerja pabrik akan

menghasilkan kenaikan produktivitas dalam pengoperasian karena keselamatan kerja

adalah aspek penting dalam suatu pabrik.


30/30

DAFTAR PUSTAKA

Bimbingan Profesi Sarjana Teknik (BPST) Direktorat Pengolahan Angkatan XVII. 2007. DasarInstrumentasi dan Proses Kontrol. Pertamina, Balikpapan.

Claudepierre, Martial. Classification Rules: Safety Requirements & Special Risk Based Studies

For LNG Risk Mitigation. R&D Project Manager. Stockholm, 2011EN1473. 2006. Installation and equipment for liquefiednatural gasDesignof onshoreinstallations. prEN 1473. rue de Stassart, 36 B-1050 Brussels: European National

Standard, European Committee on Standardizations, Management Centre

Permana, A.S.D. 2009. Laporan Umum TK-4090 Kerja Praktik PT Badak Natural GasLiquefaction. Laporan. Program Studi Teknik Kimia ITB, Bandung.

Tanabe, M., & Miyake, A. (2010). Safety design approach for onshore modularized LNG

liquefaction plant.Journal of Loss Prevention in the Process Plant Industries, 23.

ElsevierV.N., Bernadet. 2009. Analisa HIRA-HAZID-HAZOP. Departemen Teknik Kimia. Universitas

Indonesia, Depok

analisa hira, hazop dan hazid sebagai faktor keselamatan pada offshored lng plant

Documents