METODOLOGI DAN TEORI Metodologi yang digunakan dalam studi ini dijelaskan dalam bentuk bagan alir pada Gambar 2.

Transkripsi

1 ANALISIS FATIGUE PADA PIPA BAWAH LAUT PGN SSWJ Adietra Rizky Ramadhan1 dan Muslim Muin, Ph.D.2 Program Studi Teknik Kelautan Fakultas Teknik Sipil dan Lingkungan, Institut Teknologi Bandung Jalan Ganesha 10 Bandung adietra.rizky@gmail.com dan 2m_muin@ocean.itb.ac.id Abstrak. Salah satu fenomena yang dapat terjadi pada pipa bawah laut adalah fatigue. Dalam ilmu material, fatigue adalah suatu kegagalan struktur yang terjadi ketika material mengalami beban siklik atau berulang. Pada kasus pipa bawah laut, salah satu penyebab kegagalan fatigue adalah adanya freespan (suatu area dimana pipa tidak memiliki kontak dengan dasar laut). Analisis An fatigue akan sangat diperlukan karena pipa yang mengalami freespan dapat bergetar akibat adanya beban siklik seperti gelombang, arus, pergerakan platform, thermal expansion, expansion dll. Walaupun tidak seketika merusak pipa, pada suatu waktu, getaran yang terjadi t terus menerus akan menyebabkan cracks dan dapat mengakibatkan kegagalan fatigue pada pipa. Analisis fatigue tidak hanya diperlukan pada saat tahap desain saja. Ketika terjadi perubahan lingkungan pada masa pipa beroperasi, analisis fatigue dirasa perlu untuk dilakukan kembali. Perubahan lingkungan ini dapat memicu terbentuknya sedimentasi maupun erosi pada jalur pipa bawah laut, yang berarti ancaman pipa tersebut mengalami freespan dan terjadi kegagalan fatigue akan muncul. Dalam studi ini, akan dilakukan kukan perhitungan umur fatigue pada pipa bawah laut yang mengalami perubahan lingkungan akibat proyek pengerukan pasir laut di sekitarnya. Kata Kunci: Fatigue, Pipa Bawah Laut, Bentang Bebas, PGN SSWJ, Laut Jawa. PENDAHULUAN Terdapat sebuah jalur pipa gas bawah laut South Sumatera West Java Gas Pipeline Project (SSWJ) milik Perusahaan Gas Negara (PGN) yang terbentang dari Labuhan Maringgai hingga ke Bojonegara (Phase I) dan Muara Bekasi (Phase II). II) Setelah beberapa tahun pipa beroperasi, diketahui terdapat kegiatan penambangan pasir laut di Perairan Bojonegara dekat lokasi pipa berada. Phase I Phase II Gambar 1. Lokasi Studi, Jalur Pipa PGN SSWJ, Laut Jawa Sumber: Google Earth 2013 dengan penambahan Penambangan pasir ini mengakibatkan perubahan pola hidrodinamika di lingkungan laut sekitar. Dari studi perubahan pola hidrodinamika yang sudah dilakukan, didapatkan bahwa akan terjadi erosi pada 1

2 jalur pipa. Erosi pada jalur pipa ini akan menimbulkan freespan baru dan resiko kegagalan pipa akibat fatigue akan muncul. METODOLOGI DAN TEORI Metodologi yang digunakan dalam studi ini dijelaskan dalam bentuk bagan alir pada Gambar 2. Gambar 2. Metodologi Studi Peramalan tinggi dan periode gelombang (hindcasting) dilakukan dengan metode SPM 1984 yang dinyatakan dengan persamaan-persamaan berikut. = (1) = (2) = (3) Prosedur penggunaan persamaan di atas adalah sebagai berikut. Hitung durasi kritis ( ) menggunakan persamaan (3) bedasarkan panjang fetch (F) dan kecepatan angin ( ) yang diketahui. Kemudian, a. Jika durasi angin dari data lebih besar daripada durasi kritis ( ), terjadi kondisi fetch limited. Kemudian hitung nilai tinggi gelombang signifikan (H) dari persamaan (1) dan periode puncak spektrum (Tp) dari persamaan (2) bedasarkan panjang fetch (F) dan kecepatan angin ( ) yang diketahui (data). b. Jika durasi angin dari data lebih kecil daripada kritis ( ), terjadi kondisi duration limited. Maka hitung panjang fetch minimum ( ) menggunakan persamaan (3) bedasarkan kecepatan angin ( ) dan durasi angin (t) yang diketahui (data). Kemudian hitung nilai tinggi gelombang 2

3 signifikan (H) dari persamaan (1) dan periode puncak spektrum (Tp) dari persamaan (2) bedasarkan panjang fetch minimum ( ) dan kecepatan angin ( ) yang diketahui (data). Perlu diperhatikan, jika nilai di ruas kiri pada persamaan (1), (2), dan (3) lebih besar daripada ruas kanan, maka terjadi kondisi fully develop sea. Dapat digunakan angka di ruas kanan untuk ketiga persamaan tersebut. Untuk mencari periode gelombang signifikan (Ts), dapat menggunakan hubungan Ts dan Tp dari SPM, Ts=0.95 Tp. Setelah diketahui beban lingkungan yang bekerja pada pipa, dapat dilakukan perhitungan gaya hidrodinamika yang bekerja pada pipa. Pada studi ini, beban siklik yang ditinjau adalah gelombang dan arus. Untuk gaya akibat gelombang dapat menggunakan persamaan Morison sebagai berikut. = + = (4) (5) = gaya searah gelombang (horizontal) = gaya tegak lurus arah gelombang (vertikal) = massa jenis fluida = koefisien seret = koefisien angkat = koefisien added mass = koefisien inersia = +1 = luas proyeksi struktur = volume struktur = kecepatan partikel fluida arah horizontal = percepatan partikel fluida arah horizontal Gambar 3. Koefisien Hidrodinamika Rekomendasi DNV 1981 Sumber: Det Norske Veritas Rules for Submarine Pipeline System Gaya akibat gelombang merupakan beban siklik yang akan membuat pipa bergetar dengan frekuensi tertentu. Untuk arah inline (searah gelombang, horizontal) pipa akan bergetar dengan frekuensi yang sama dengan frekuensi gelombang. Sedangkan untuk arah crossflow (tegak lurus arah gelombang, vertikal) getaran pipa akan dipengaruhi oleh bilangan reynolds dan keulegan-carpenter (KC). Hasil percobaan Williamson (1985), Sarpkaya (1976a), dan Justesen (1989) pada Gambar 4 menunjukkan hubungan antara bilangan KC, bilangan reynolds, dan normalized fundamental lift frequency. = (6) 3

4 = (7) = (8) = bilangan reynolds = bilangan keulegan-carpenter = normalized fundamental lift frequency = kecepatan aliran maksimum yang melalui silinder (kecepatan partikel fluida arah horizontal maksimum) = diameter struktur silinder = viskositas kinematis fluida = periode gelombang = lift frequency (frekuensi getaran cross flow) = frekuensi gelombang Gambar 4. Fundamental Lift Frequency Sumber: Sumer, B. Mutlu; Jorgen Fredsoe Hydrodynamics Around Cylindrical Structures (Revised Edition). World Scientific Arus laut juga dapat menyebabkan pipa berosilasi dengan arah inline dan crossflow. Gaya akibat arus yang bekerja pada pipa dapat dihitung menggunakan persamaan berikut. = = = (9) (10) (11) = gaya seret (horizontal) = gaya angkat (vertikal) = frekuensi vortex shedding = massa jenis fluida = oscillating drag coefficient in steady flow = oscillating lift coefficient in steady flow = luas proyeksi struktur = kecepatan arus arah horizontal = bilangan Strouhal = diameter struktur silinder 4

5 Gambar 5. Oscillating Drag Coefficient (a) dan Oscillating Lift Coefficient (b) Sumber: Sumer, B. Mutlu; Jorgen Fredsoe Hydrodynamics Around Cylindrical Structures (Revised Edition). World Scientific Gaya akibat arus tersebut akan membuat pipa bergetar dengan frekuensi vortex shedding untuk arah crossflow dan dua kali lipat frekuensi vortex shedding untuk arah inline. Bilangan strouhal sendiri adalah sebuah bilangan yang merupakan fungsi dari bilangan reynolds. Gambar 6 menunjukkan hubungan antara bilangan strouhal dengan bilangan reynolds. Gambar 6. Bilangan Strouhal Sumber: Det Norske Veritas Rules for Submarine Pipeline System Pipa yang mengalami freespan dapat dimodelkan sebagai beam dengan jenis tumpuan pin-pin. Setelah mengetahui besarnya beban yang diterima oleh pipa, dapat dilakukan analisis statika sederhana untuk mencari gaya dalam pada pipa. Untuk mengetahui pengaruh dinamik akibat beban gelombang dan arus, perlu dicari terlebih dahulu dynamic amplification factor (DAF) pada sistem model tersebut. = = ) ) (12) (13) = dynamic amplification factor = rasio redaman Ω = frekuensi gaya luar = frekuensi natural struktur Analisis statik pipa yang sudah dilakukan harus dikalikan terhadap dynamic amplification factor untuk memberikan pengaruh dinamik pada analisis struktur pipa tersebut. Setelah didapatkan gaya dalam, dapat dilanjutkan dengan perhitungan tegangan akibat momen lentur pada pipa sesuai dengan persamaan berikut. 5

6 = (14) = tegangan akibat momen lentur = momen lentur yang bekerja pada pipa = jarak antara titik tinjau dengan centroid pipa = momen inersia penampang pipa Setelah didapatkan nilai tegangan yang terjadi pada pipa melalui analisis struktur pipa, perhitungan fatigue dapat dilanjutkan dengan menghitung fatigue damage dan fatigue life pipa yang dinyatakan dengan persamaan berikut. = = (15) (16) = akumulasi fatigue damage = fatigue life capacity = total jumlah getaran yang terjadi pada stress range tertentu selama design life = prediksi jumlah getaran yang diperlukan untuk membuat sebuah struktur mengalami kegagalan fatigue pada stress range tertentu = design life, waktu rencana pipa beroperasi Prediksi jumlah getaran yang diperlukan untuk membuat sebuah struktur mengalami kegagalan fatigue pada stress range tertentu (Ni) dapat ditentukan dengan Kurva S-N hasil percobaan laboratorium. Untuk keperluan praktis, DNV-RP-C203 Fatigue Design of Offshore Steel Structures memberikan rekomendasi Kurva S-N yang dapat digunakan untuk menganalisis fatigue pada sebuah struktur baja lepas pantai. Kurva S-N tersebut dapat dinyatakan dengan persamaan dasar sebagai berikut. log=log log (17) = prediksi jumlah getaran yang diperlukan untuk membuat sebuah struktur mengalami kegagalan fatigue pada stress range tertentu = stress range, perbedaan antara tegangan maksimum dan minimum pada siklus tegangan = negative inverse slope pada kurva S-N (nilai diberikan pada tabel kurva) log = intercept of log-n axis pada kurva S-N (nilai diberikan pada tabel kurva) Berikut ini adalah Tabel dan Kurva S-N untuk lingkungan air laut dengan cathodic protection. Untuk pipa bawah laut, dapat menggunakan grafik F1 sesuai rekomendasi DNV. 6

7 Gambar 7. Tabel dan Kurva S-N pada Lingkungan Air Laut dengan Cathodic Protection Sumber: Det Norske Veritas Recommended Pracice RP-C203 Fatigue Design of Offshore Steel Structures HASIL PERHITUNGAN Dilakukan analisis fatigue di sepanjang jalur pipa (diameter mm dan tebal mm) dengan skenario tejadi erosi sebesar 1 meter pada jalur pipa sehingga menyebabkan pipa melayang di atas seabed dengan panjang freespan sebesar 25 meter, 65 meter, dan 95 meter. Beban lingkungan yang digunakan adalah beban lingkungan dengan periode ulang 20 tahunan (sesuai dengan design life pipa) untuk kondisi operasional dan beban lingkungan 100 tahunan untuk kondisi ekstrim. Kekakuan struktur dimodelkan sebagai lumped mass dan distributed properties. Dengan menggunakan langkah-langkah pengerjaan yang sudah dibahas, dapat dilakukan perhitungan umur fatigue pipa tersebut. Perlu ditekankan bahwa analisis fatigue yang digunakan menggunakan metode simplifikasi deterministik dengan batasan-batasan sebagai berikut. Perhitungan menggunakan gelombang monokromatik dengan teori gelombang linier. Perhitungan menganggap arus dan gelombang yang terjadi senantiasa maksimum sepanjang waktu layan (design life). Arah arus dan gelombang tegak lurus pipa. Pengaruh parameter tanah diabaikan. Hanya memperhitungkan pipa baja tanpa menganalisis corrosion dan concrete coating nya. Tidak memperhitungkan fluida yang mengalir di dalam pipa. Hasil perhitungan secara ringkas disajikan dalam bentuk peta dan tabel daerah pipa yang mengalami kegagalan fatigue (umur fatigue pipa kurang dari design life 20 tahun) untuk tiap-tiap skenario sebagai berikut. Daerah berwarna coklat adalah daerah pipa yang terkubur di bawah tanah. Daerah berwarna kuning adalah daerah yang mengalami kegagalan fatigue untuk skenario tersebut. Free Span 25 m Free Span 65 m Free Span 95 m Gambar 8. Daerah Kegagalan Fatigue Kondisi Operasional (Lumped Mass) 7

8 Tabel 1. Daerah Kegagalan Fatigue Kondisi Operasional (Lumped Mass) Skenario Kondisi Operasional (Lumped Mass) Free Span 25m Free Span 65m Free Span 95m Zona KP Zona KP Zona KP P-1A P-1A P-1A P-1D P-1B P-1B P-2D P-1D P-1D P-2C P-2B P-2D P-2C P-2D Free Span 25 m Free Span 65 m Free Span 95 m Gambar 9. Daerah Kegagalan Fatigue Kondisi Ekstrim (Lumped Mass) Tabel 2. Daerah Kegagalan Fatigue Kondisi Ekstrim (Lumped Mass) Skenario Kondisi Ekstrim (Lumped Mass) Free Span 25m Free Span 65m Free Span 95m Zona KP Zona KP Zona KP P-1A P-1A P-1A P-1B 31 P-1B P-1B P-1D P-1D P-1C P-2D P-2B 96 P-1D P-2C P-2A P-2D P-2B P-2C P-2D Free Span 25 m Free Span 65 m Free Span 95 m Gambar 10. Daerah Kegagalan Fatigue Kondisi Operasional (Distributed Properties) 8

9 Tabel 3. Daerah Kegagalan Fatigue Kondisi Operasional (Distributed Properties) Skenario Kondisi Operasional (Distributed Properties) Free Span 25m Free Span 65m Free Span 95m Zona KP Zona KP Zona KP P-1A P-1A P-1A P-1D P-1B P-1B P-2D P-1D P-1D P-2C P-2B P-2C P-2C P-2D P-2D Free Span 25 m Free Span 65 m Free Span 95 m Gambar 11. Daerah Kegagalan Fatigue Kondisi Ekstrim (Distributed Properties) Tabel 4. Daerah Kegagalan Fatigue Kondisi Ekstrim (Distributed Properties) Skenario Kondisi Ekstrim (Distributed Properties) Free Span 25m Free Span 65m Free Span 95m Zona KP Zona KP Zona KP P-1A P-1A P-1A P-1B P-1B P-1B P-1D P-1D P-1C P-2D 133 P-2B 96 P-1D P-2D P-2C P-2B P-2D P-2C P-2D ANALISIS DAN SIMPULAN Dari keseluruhan studi ini, dapat ditarik beberapa buah analisis sekaligus simpulan sebagai berikut. Telah dilakukan perhitungan umur fatigue di sepanjang pipa bawah laut PGN-SSWJ Phase I dan Phase II untuk kondisi operasional dan kondisi ekstrim. Untuk skenario kondisi operasional dengan free span 25 meter jalur pipa mengalami kegagalan fatigue pada KP10-KP15, KP87.5-KP90 (Phase I), dan KP150.5-KP155. Untuk skenario kondisi operasional dengan free span 65 meter jalur pipa mengalami kegagalan fatigue pada KP10-KP41, KP80.5-KP90 (Phase I), KP114.5, dan KP118.5-KP155. 9

10 Untuk skenario kondisi operasional dengan free span 95 meter jalur pipa mengalami kegagalan fatigue pada KP10-KP47.5, KP70.5-KP90 (Phase I), KP90-KP99.5 (Phase II), dan KP113.5-KP155. Untuk skenario kondisi ekstrim dengan free span 25 meter jalur pipa mengalami kegagalan fatigue pada KP10-KP15.5, KP30-KP31.5, KP87.5-KP90 (Phase I), KP 133, dan KP KP155. Untuk skenario kondisi ekstrim dengan free span 65 meter jalur pipa mengalami kegagalan fatigue pada KP10-KP44.5, KP79.5-KP90 (Phase I), KP96 (Phase II), dan KP114.5-KP155. Untuk skenario kondisi ekstrim dengan free span 95 meter jalur pipa mengalami kegagalan fatigue pada KP10-KP63.5, KP68.5-KP90 (Phase I), KP89-KP99.5 (Phase II), dan KP112- KP155. Analisis dinamik sangat berperan dalam perhitungan umur fatigue pipa bawah laut. Terutama untuk kondisi dimana frekuensi beban lingkungan mendekati frekuensi natural pipa. Semakin besar beban lingkungan yang bekerja, semakin pendek umur fatigue pipa. Semakin dangkal perairan, cenderung semakin pendek umur fatigue pipa. Untuk perairan dalam, pengaruh arus lebih signifikan dibandingkan pengaruh gelombang dalam perhitungan fatigue pipa. Untuk perairan dangkal, pengaruh gelombang lebih signifikan dibandingkan pengaruh arus dalam perhitungan fatigue pipa. Untuk menjadikan studi ini semakin baik lagi, dapat dilakukan beberapa pengembangan sebagai berikut. Penggunaan distribusi beban lingkungan (gelombang dan arus) akan memberikan hasil dan analisis yang lebih sesuai dengan kondisi nyata. Dapat ditambahkan pengaruh corrosion coating dan concrete coating dalam perhitungan umur fatigue pipa. Dapat dilakukan studi lebih lanjut mengenai hubungan pipa dengan tanah dan keterkaitannya terhadap perhitungan umur fatigue pipa. REFERENSI American Petroleum Institute Design, Construction, Operation, and Maintenance of Offshore Hydrocarbon Pipelines API Recommended Practice 1111 Bai, Yong Pipeline and Risers, Elsevier Ocean Engineering Book Series Chakrabarti, S.K Hydrodynamics of Offshore Structures. London: Mid-County Press Det Norske Veritas Recommended Pracice RP-C203 Fatigue Design of Offshore Steel Structures Det Norske Veritas Recommended Pracice RP-F105 Free Spanning Pipelines Det Norske Veritas Rules for Submarine Pipeline System F.P. Beer, E.R. Johnston Jr., J.T. DeWolf Mechanics of Materials, New York: McGraw-Hill Kustriaputri, Elok Analytic Spectral Fatigue Analysis on Offshore Structure. Bandung: Institut Teknologi Bandung Paz, Mario Structural Dynamics, Theory and Computation, New York: Van Nostrand Reinhold Company Salim, Hang Tuah. Mekanika Gelombang, Diktat Kuliah ITB Sumer, B. Mutlu; Jorgen Fredsoe Hydrodynamics Around Cylindrical Structures (Revised Edition). World Scientific US Army, Corps of Engineers Shore Protection Manual. Washington, DC 10