Analisa Penyebab Terjadinya Upheaval buckling pada Pipeline 16" dan Corrective action

JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 1, No. 1, (2012) 1-6 1 Analisa Penyebab Terjadinya Upheaval buckling pada Pipeline 16" dan Corrective action Fahmi Fazlur Rahman, Wisnu Wardhana, Yoyok Setyo Hadiwidodo Jurusan Teknik Kelautan, Fakultas Teknologi Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya 60111 E-mail: dosen_pembimbing@oe.its.ac.id Abstrak Pipeline adalah salah satu cara untuk mentransportasikan fluida dari satu tempat ke tempat lainnya. Pipeline 16 milik Joint Operating body Pertamina Petrochina (JOB PPEJ) dibangun melalui mayoritas daerah persawahan, agar tidak terganggu dengan aktifitas daratan maka Pipeline tersebut harus dikubur di dalam tanah, dalam kasus ini onshore pipeline 16 milik JOB PPEJ mengalami upheaval buckling, dimana sebuah segmen pipa sepanjang 74 m mengalami defleksi vertikal sebesar 120 m. Pada tugas akhir ini dilakukan analisis gaya dan tegangan yang bekerja pada pipa serta analisis corrective action atau repair. Ada beberapa penyebab dari terjadinya upheaval buckling antara lain karena faktor overtemperature atau faktor imperfection tanah.. Pemodelan dilakukan dengan software CAESAR 5.10 sedangkan untuk perhitungan tegangan dan gaya yang bekerja pada pipa menggunakan codes ASME B31.8 Gas Transsmission and Distribution Piping System dan dari hasil analisa menunjukkan dengan gaya aksial sebesar 1543 kn dan gaya friksi 913 kn, maka pipa tidak mampu lagi menahan gaya aksial kompresif ke atas, sehingga terjadilah upheaval buckling. Rekomendasi repair yang dilakukan ada 3, yaitu : expansion loop, movement pipeline, dan sectional repair method, dari pemodelan didapatkan bahwa repair dengan metode sectional repair lebih aman daripada metode lain nya. Kata Kunci Pipeline,Stress Analysis, Buckling,CAESAR 5.10, Corrective action. I. PENDAHULUAN Salah satu cara untuk mengalirkan fluida adalah dengan menggunakan pipeline. Pipeline sering digunakan karena penggunaan yang relatif mudah, efisien dan kemudahan dalam pengoperasian. Onshore pipeline memiliki fungsi utama sebagai penyalur hidrokarbon dari fasilitas offshore menuju darat dan atau fasilitas onshore menuju onshore lain. Onshore pipeline biasanya dipendam di bawah tanah agar terhindar dari aktivitas daratan, seperti aktivitas kegiatan manusia dan mengurangi beban eksternal pada pipa, serta untuk memenuhi keputusan menteri pertambangan dan energi nomor 38 tahun 1997, yang mengatur keselamatan kerja pipa penyalur minyak dan gas bumi. Selain itu, pipeline yang dipendam di bawah tanah akan mengurangi beban eksternal seperti angin dan aktivitas alam lainnya sehingga pipeline tidak mudah terganggu aktivitas alam (1). Pada saat pipa beroperasi maka pipa akan menerima beban tekanan internal dan beban termal dari fluida atau gas yang dialirkan oleh pipa. Kegagalan dalam bentuk buckling ini berupa deformasi tekukan yang bisa terjadi baik pada dinding pipa maupun pada seluruh bagian pipa. Deformasi yang terjadi secara global pada pipa hingga menyebabkan pipa mengalami lengkungan ke arah vertikal disebut sebagai mekanisme kegagalan dalam bentuk upheaval buckling. Pergerakan pipa ke arah atas akan ditahan oleh berat pada pipa itu sendiri, berat fluida yang ada di dalamnya dan juga berat timbunan tanah yang berada di atasnya atau gaya friksi dari tanah tersebut (2). Apabila gaya friksi tanah tidak mampu untuk menahan gaya aksia ke atas pada pipa, maka potensi terjadinya upheaval bucking akan semakin besar, karena faktor tersebut maka desain sistem instalasi dan operasi pipa haruslah mendukung agar fenomena buckling pada onshore pipeline dapat diminimalisir II. METODOLOGI PENELITIAN Metodologi penelitian untuk tugas akhir ini, untuk lebih jelasnya dijabarkan sebagai berikut : A. Langkah Kerja A.1 Buckling Ada beberapa hal yang harus diperhatikan dengan cermat dalam desain pipeline, seperti jenis fluida yang dialirkan, kemudian panjang pipeline, wilayah topografi yang dilalui pipa, dan lain-lain. Untuk menghasilkan suatu sistem transmisi pipeline yang maksimum, dan meminimalisir resiko terjadinya kegagalan pada sistem pipa, maka diperukan tinjauan ulang atau review dari beberapa aspek Fenomena upheaval buckling pada pipa yang dikubur di dalam tanah (buried pipeline) dapat dihindari dengan meningkatkan tahanan terhadap gaya ke atas seperti dengan menambah berat lapisan timbunan di atas pipa. Pencegahan dengan cara ini akan bekerja efektif jika dilakukan pada bagian pipa yang paling berpotensi untuk mengalami upheaval buckling. (3) Bagian bagian ini perlu ditemukan terlebih dahulu dan untuk setiap bagian perlu dilakukan perhitungan berapa berat timbunan tanah yang dibutuhkan. dalam kasus ini, onshore pipeline 16 milik JOB PPEJ mengalami upheaval buckling, dimana sebuah segmen pipa sepanjang 74 m mengalami

JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 1, No. 1, (2012) 1-6 2 defleksi vertikal sebesar 120 m. Seperti yang terdapat dalam gambar 2 Gambar. 1. Upheaval Bucking pada pipeline 16 JOB PPEJ A.2 Analisis Tegangan Untuk mengetahui kelayakan operasi pada suatu sistem perpipaan diperlukan analisis tegangan pipa (pipe stress analysis), dimana hasil koreksi ini akan dikoreksi kembali terhadap aturan aturan yang ada dalam code disain pipa yang digunakan. A.2.1 Analisis Tegangan Ijin Metode perhitungan dan analisa tegangan tegangan yang mungkin bekerja pada sistem pipa telah diatur mengikuti code standar tertentu sesuai dengan operasi dan kondisi sistem pipa tersebut Dalam hal ini untuk pipa penyalur gas digunakan code standar ASME B31.8 2000 Gas Transmission and Distributing Piping System. Selain itu juga akan digunakan code standar lain yang bersesuaian dengan kondisi internal dan eksternal sistem pipa. Sesuai dengan kode standar ASME B31.8 2000, maka terdapat batasan batasan besarnya tegangan bekerja yang diijinkan pada sistem pipa baik pada saat instalasi maupun pada saat pipa beroperasi. A.2.2 Analisis Hoop Stress Tegangan hoop atau tegangan gelung merupakan tegangan yang bekerja pada pipa dalam arah tangensial atau circumferentia (4) l. Besarnya tegangan ini tergantung pada besar tekanan internal dimana besarnya bervariasi terhadap tebal dinding pipa seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2 (1) Tegangan hoop pada saat pipa beroperasi haruslah memenuhi kriteria tegangan hoop yang diijinkan sebagai berikut: (2) A.2.3 Analisis Tegangan Kompresif Pengaruh Thermal Perbedaan temperatur pada saat instalasi dan operasi pipeline menyebabkan timbulnya ekspansi termal dalam arah longitudinal pipa. Namun karena pipeline berada dalam kondisi yang disebut restrained pipeline, maka pipa tidak dapat mengalami ekspansi sehingga timbul tegangan tekan termal sebagai berikut: (3) A.2.4 Analisis Tegangan Longitudinal Restraint Pada pipa yang berada pada kondisi tertahan, maka akan timbul reaksi tegangan tarik akibat pengaruh Poisson dari tegangan hoop. Sebagaimana diketahui bahwa pengaruh Poisson menggambarkan rasio regangan yang terjadi pada arah melintang terhadap regangan pada arah longitudinal. Dengan kata lain, tegangan hoop akan menimbulkan pengaruh tegangan tarik Poisson pada arah longitudinal. Tegangan tarik longitudinal akibat pengaruh Poisson pada pipa kondisi tertahan adalah (5) S P = υ σ h (4) Melalui kedua komponen tegangan termal dan tegangan pengaruh Poisson ini,maka tegangan longitudinal pada pipa yang berada dalam kondisi restraint adalah: S L = υs h Eα (T 2 T 1 ) (5) Tegangan ini dikenal sebagai tegangan kompresif maksimum yang dapat terbentuk pada pipa dalam kondisi restraint. A.2.5 Analisis Tegangan Von Mises Tegangan tegangan yang bekerja pada arah yang berbeda beda pada pipa dapat dipandang secara menyeluruh dengan menggunakan hubungan von Mises sehingga diperoleh tegangan ekivalen von Mises sebagai berikut (6) : (6) Tegangan geser tangensial biasanya relatif kecil dibandingkan dengan tegangan tegangan lain yang bekerja sehingga dapat diabaikan dalam analisis selanjutnya, sehingga persamaan dapat direduksi menjadi : (7) Gambar. 2. Tegangan Hoop Stress Perhitungan tegangan hoop atau tegangan gelung akan mengikuti code standar ASME B31.8 2000 sebagai berikut : Tegangan ekivalen pada saat pipa beroperasi haruslah memenuhi kriteri tegangan ekivalen yang diijinkan.tegangan ekivalen yang diijinkan didasarkan

JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 1, No. 1, (2012) 1-6 3 pada kriteria code standar yang digunakan sebagai berikut : A.3 Analisis Gaya A.3.1 Analisis Gaya Aksial Sebagaimana telah diuraikan bahwa terjadinya upheaval buckling disebabkan oleh gaya aksial efektif yang bekerja pada sistem pipa. Gaya aksial efektif ini merupakan gaya yang bekerja pada sumbu pipa sehingga mendorong terjadinya defleksi secara global ke arah vertikal. Karena pipa diletakkan secara horizontal, maka gaya aksial yang terjadi pada pipa merupakan gaya yang terbentuk oleh tegangan longitudinal (6). Secara umum, gaya aksial sangat dipengaruhi oleh pengaruh ekspansi termal. Tegangan longitudinal kompresif akibat tekanan internal ini dinyatakan sebagai perbandingan luas penampang internal pipa dengan luas penampang baja, yaitu sebagai berikut : (9) Pada pipa yang tertahan, tegangan tegangan yang bekerja pada arah longitudinal, yaitu tegangan termal, tegangan Poisson, dan tegangan akibat tekanan internal akan menyebabkan gaya aksial pada pipa. Resultan gaya aksial efektif inilah yang menyebabkan pipa mengalami tekukan ke arah vertikal pipa. Resultan gaya aksial efektif pada pipa restraint adalah (7) : (8) F = PA i + υs h A s Eα (T 2 T 1 ) A s (10) Gaya aksial efektif ini merupakan driving force terjadinya upheaval buckling. Gaya aksial ini ditahan atau dilawan oleh gaya yang berlawanan arah. Gaya lawan ini berasal dari gaya friksi tanah serta berat pipa itu sendiri (7). Gaya friksi tanah merupakan gaya yang berasal dari hasil interaksi permukaan tanah dan permukaan pipa yang saling bersentuhan. Gaya friksi tanah berasal dari tanah yang menahan di sekeliling pipa dan tanah timbunan yang berada di atas pipa. A.3.2 Analisis Gaya Friksi Analisa dan perhitungan gaya friksi ini akan mengikuti code standar ASME B31.1 Power Piping Nonmandatory Appendix VII. Pada standar ini disediakan perhitungan gaya friksi yang bekerja pada sistem pipa penyalur yang berada dalam kondisi restraint atau tertahan. Besarnya gaya friksi tanah tergantung pada jenis tanah backfill yang digunakan serta ketinggian timbunan tanah di atas pipa. Selain itu juga terdapat pengaruh lebar trench pipa.besar gaya friksi tanah dan berat pipa dapat dinyatakan sebagai berikut: (11) Koefisien Friksi adalah rasio diantara gaya yang dibutuhkan untuk berpimdah sesi pada pipa dan merupakan gaya vertikal yang diterima pipa yang terpendam. Data koefisien friksi diberikan pada : A.3 Analisis Corrective action Ada beberapa rekomendasi dalam pengerjaan repair pipa atau corrective action nya,diantaranya : Memotong dan mengganti bagian pipa yang mengalami buckle, dilakukan movement atau penggeseran pipa ke arah lateral, atau pemasangan ekspansion loop A.3.1 Dilakukan Movement ke Arah Lateral Sebelum dilakukan penggeseran maka pipa harus ditentukan apakah masih aman atau tidak dalam mengalirkan fluida. Perhitungan ini dapat menggunakan codes pada API 1117 Movement of inservice pipeline. Perhitungan dari Movement of inservice pipeline adalah sebagai berikut : (12) A.3.1 Ekspansion Loop. Jika ekspansi tidak dapat diakomodasi langsung oleh pipa maka flexibilitas pada sistem pipa harus dibuat atau didisain hingga pipa tidak menerima langsung dampak dari ekspansi ini. Kondisi ini dapat diciptakan dengan cara memberikan tambahan perangkat pada sistem pipa. Salah satunya adalah dengan memberikan perangkat tambahan berupa loop pada sistem pipa. (8) Kriteria panjang loop yang dapat dipasang pada sebuah segmen pipa tergantung pada panjang segmen pipa dan besar defleksi yang harus diakomodasai oleh sistem loop. Secara matematis kriteria ini dapat dituliskan sebagai berikut (8) : (13) Parameter parameter kriteria pemasangan panjang loop in dapat diilustrasikan dengan Gambar 3 berikut : Gambar. 3. Ekspansion Loop III. Hasil dan Diskusi Pipa yang mulai dibangun pada bulan November 2011 ini mempunyai panjang ± 10,5 km, dan mengalirkan minyak crude oil dengan temperatur 270º dan tekanan maksimum 665 psi atau Mpa. Berdasarkan informasi dari warga sekitar dan hasil inspeksi lapangan ditemukan bahwa telah terjadi upheaval buckling dengan tinggi defleksi 120 m pada sepanjang 74 m segmen pipa. Sebelumnya, perencanaan pipa harus dirancang sedemikian rupa sehingga pipa dapat bertahan selama masa operasi dan memenuhi persyaratan

JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 1, No. 1, (2012) 1-6 4 untuk instalasi. Data operasional serta instalasi akan mempengaruhi pipa secara struktural, seperti ketebalan pipa, sehingga pipa dapat bekerja optimal selama masa operasi A. Analisis Data Pipa Dari data yang diperoleh dari pihak PT JOB PPEJ diketahui bahwa pipa berada pada kondisi temperatur dan tekanan yang cukup tinggi, kondisi ini bisa mengakibatkan pipa dalam kondisi termal ekpansif, yang akan dibahas lebih lanjut kemudian. Tabel 3. Data Pipeline 16 JOB PPEJ (9) Parameter Nilai Diameter Pipa, Do 16 in 406,4 mm Ketebalan Pipa, t 0,669 in 16,66 mm Tekanan Internal Pipa 665 Psi Temperatur Desain 220 C 428 F Temperatur Instalasi 270 C 518 F Kelas Material Pipa SMYS Fluida Isi Seamless, ASTM A106 gr B 35.000 psi Minyak Mentah (crude oil) Modulus Young 30 x 10 6 psi 207,000 MPa Rasio Poisson 0.3 Koefisien Termal Ekspansi Coating & Thickness 6.5 x 10-6 (in/in B. Analisis Data Tanah Seperti telah diketahui bahwa gaya aksial penyebab buckling ditahan oleh gaya friksi tanah serta berat total pipa. Pipa 16 milik JOB PPEJ yang terbentang dari jalur sukowati PAD A menuju Central Processing Area berada dalam kondisi terkubur dalam tanah sedalam 2m dengan jenis tanah clay / lempung. Tanah lempung mempunyai sifat permeabilitas yang rendah dan disertai kenaikan air kapiler yang tinggi, bersifat sangat kohesif dan proses konsolidasi yang lambat. F) 1.17 x 10-5 (mm/mm C) 3L Polyprpylene / 3-4 mm mempercepat terjadinya upheaval buckling pada pipa, dengan kondisi tanah yang lembek dan tidak padat maka tanah tidak memiliki atau berkurang nilai dari daya friksi tanah sebagai gaya yang menahan gaya aksial dari tekanan panas pada pipa, dimana analisis gaya gaya tersebut akan dibahas lebih lanjut pada bab ini. C. Analisis Tekanan Isi Pipa Disain tekanan isi pipa tentunya dirancang jauh lebih kecil daripada tekanan maksimum yang diijinkan. Namun dengan memperhitungkan tekanan maksimum yang diijinkan di dalam pipa terhadap ketebalan pipa, dapat diketahui profil kekuatan tebal pipa terhadap tekanan isi pipa. Dengan menggunakan persamaan ASME B 31.8 untuk disain pipa minyak berikut : (14) Maka diperoleh tekanan maksimum yang diijinkan bekerja pada tebal pipa 16.66 mm adalah P = 51,67 MPa. Tekanan disain operasi (P = 4,93 MPa) masih jauh lebih kecil dari tekanan ini atau lebih kurang 10 kali lebih kecil dari tekanan maksimum yang diijinkan. Dapat diketahui bahwa dengan tebal pipa 16.66 mm, pipa masih dapat menahan tekanan internal hingga 51.67 MPa. Maka dengan tekanan operasi 4.93 MPa sistem pipa tidak akan mengalami kelebihan tekanan akibat tekanan fluida. D. Analisis Gaya Sedangkan gaya friksi tanah yang menahan gaya aksial kompresif pipa dipengaruhi oleh tekanan tanah yang bekerja pada pipa dan berat pipa itu sendiri dan isinya. Melalui hasil perhitungan dimana pipa tidak lagi berada dalam kondisi terpendam, maka diperol eh pula bahwa tidak akan ada tekanan tanah yang bekerja pada pipa. Gaya friksi tanah dalam kondisi ini dipengaruhi oleh berat pipa itu sendiri dan isinya serta friksi tanah di sekeliling pipa. Melalui hasil perhitungan dapat diketahui bahwa gaya berat pipa dan isinya jauh lebih kecil daripada gaya aksial kompresif pipa yang harus ditahan oleh gaya friksi tanah. Secara teoritis, hal ini tentunya akan menyebabkan sistem pipa mengalami buckling karena gaya aksial pipa yang sangat kompresif tidak dapat ditahan oleh gaya friksi tanah. D. Analisis Corrective action D.1. Analisis Pemodelan Awal (a) (b) Gambar. 4.(a) Gambar Tanah Lempung pada Pipeline JOB PPEJ (b) Gambar Pipa yang Muncul ke Permukaan Dari gambar 1 dan 2 dapat dilihat tanah lempung yang mengubur pipa tidak lagi dalam kondisi yang padat, tanah berada pada kondisi tak padat, lembek dan memiliki kadar air yang cukup tinggi. Kondisi tersebut akan semakin Pertama-tama pipeline dimodelkan sebagai pipa diatas tanah, titik awal pipa diberi node 10. Pada gambar 4.6, pipa dimodelkan sepanjang 10.6 km dengan node terakhir 50. Node 10 diasumsikan pipa berada di central processing area dan node 50 pipa berada di sumur sukowati Setelah pipeline dimodelkan seperti pada pipa diatas tanah, kemudian di konversikan ke pipa bawah tanah (buried pipe). Memiliki satu jenis soil model, hal ini berarti selama proses pemodelan maka

JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 1, No. 1, (2012) 1-6 5 input dari data tanah yang digunakan tidak mengalami perubahan dan hanya memiliki 1 jenis data tanah sesuai kondisi dan data-data yang telah didapatkan dari JOB PPEJ Tuban-Jawa Timur. Gambar. 5. Stress Pada Pipa D. 2. Analisis Ekspansion Loop Berdasarkan perhitungan panjang loop yang dibutuhkan sistem pipa agar mampu mengakomodasi defleksi sebesar 50 cm, maka diperoleh panjang loop l = 11.4 m. Secara ilustratif dapat dilihat pada gambar 4.6 dimana pada bagian kaki mendatar memiliki panjang A = 1/5 l = 2.28 m dan masing masing panjang kaki B = 2/5 l = 4.56 m. sampai persiapan pekerjaan untuk repair tersebut selesai. Untuk keputusan repair harus dilakukan pengecekan terlebih dahulu dengan penggalian menggunakan excavator, dari pengecekan dapat diketahui apakah pipa mengalami dent atau tidak, apabila mengalami maka pipa harus dipotong karena akan menganggu jalan nya pig ketika pigging berlangsung. Selanjutnya pipeine akan digali di sisi luar bagian yang buckle agar bagian tersebut bisa diturunkan lagi dengan elevasi yang sama pada bagian pipa yang normal. Untuk rekomendasi ini, pipeline harus dinon-aktifkan untuk sementara waktu selama pekerjaan fisik berlangsung, pekerjaan persiapan harus diselesaikan terlebih dahulu sebelum pipa di repair untuk menekan waktu agar pipeline tidak terlalu lama dalam kondisi non-aktif. Berdasarkan teori four span, nilai maksimum free span diantara support dapat diasumsikan sebagai (15) Dari perhitungan tersebut didapatkan nilai maksimum nya adalah 64,44 feet atau 19,64 m. Kesimpulan nya panjang trenching yang dibutuhkan untuk menerima defleksi vertikal yang diasumsikan 6,56 feet adalah 1137,2 feet atau 350 m. Kemudian pipeline harus disupport tiap 64,44 feet atau 19,64 m. Gambar. 6.Pemodelan Ekspansion Loop Pemasangan loop sepanjang 11.4 m pada sebuah segmen pipa sepanjang 20 m diharapkan buckling dengan defleksi 50 cm tidak akan terjadi. Namun keefektifan pencegahan buckling dengan cara memasang loop perlu dikaji kembali keberhasilannya mengingat banyak faktor faktor lain yang juga mempengaruhi terjadinya buckling atau justru timbul masalah operasi lain dengan kriteria pemasangan loop seperti yang disebutkan di atas. D. 3. Analisis Movement Pipa Sangat penting untuk memahami fenomena buckling agar bisa menganalisa permasalahan dan melakukan corrective action, upheaval buckling merupakan masalah yang banyak dialami oleh underground pipeline yang beroperasi pada temperatur dan tekanan yang tinggi. Untuk menentukan apakah pipeline masih aman atau tidak untuk mengalirkan fluida, maka bentuk deformasi dari pipeline yang mengalami buckle harus dianalisa. Dengan bentangan sepanjang 74 m dan ketinggian 2m, maka didapatkan radius of curvature 120 m, dengan curvature tersebut maka dapat dihitung bahwa regangan akibat compressive force sebesar 0,169%, dalam instalasi maksimum regangan yang diijinkan menurut DnV 1981 adalah 1% dari pertimbangan tersebut bisa disimpulkan bahwa pipeline masih aman untuk mengalirkan hydrocarbon Gambar. 7.Pemodelan Movement Pipa Dari hasil pemodelan setelah ditambahkan downforce dari nilai coating didapatkan displacement pipa senilai 189. D.4. Analisis Penggantian Pipa Sama halnya dengan rekomendasi movement, rekomendasi penggantian pipa pun harus dialakukan penonaktifan penyaluran fluida untuk sementara.pipa yang akan diganti Pipa akan diganti sepanjang 74 m, dengan material pipa yang sama, namun ditambahkan concrete block agar pipa tidak mengalami bukle kembali. Ada 2 metode dalam penggantian pipa, yaitu metode sectional repair dan replacement all. Dalam kasus ini dikarenakan hanya sepanjang 74 m dari 10,5 km pipa yang mengalami buckling, maka metode yang digunakan adalah metode sectional repair. Pipa yang diganti sepanjang 74 m, dipotong terlebih dahulu, sesuai contoh gambar 8 dan 9 berikut

JURNAL TEKNIK POMITS Vol. 1, No. 1, (2012) 1-6 6 Gambar. 8. Contoh Sectional Repair Kemudian setelah pipa selesai diganti, pipa di re coating dengan tujuan menambah downforce agar kejadian serupa tidak terjadi di tempat yang sama. 2. Melalui hasil perhitungan dapat diketahui bahwa gaya berat pipa dan isinya jauh lebih kecil daripada gaya aksial kompresif pipa yang harus ditahan oleh gaya friksi tanah. Secara teoritis, hal ini tentunya akan menyebabkan sistem pipa mengalami buckling karena gaya aksial pipa yang sangat kompresif tidak dapat ditahan oleh gaya friksi tanah. 3. Ada 2 parameter yang paling berpengaruh pada pipa mengalami buckling yaitu temperatur karena gaya aksial yang ditimbulkan dan imperfection tanah pada lokasi pipeline 16 4. Ada 3 rekomendasi repair, yaitu : penggeseran atau movement, pemasangan ekspansion loop dan penggantian pipa yang mengalami buckling, perlu studi lebih lanjut untuk menentukan repair yang terbaik. Gambar. 9. Re coating Pipeline Metode ini memerlukan waktu 14-20 hari, dengan biaya perhari nya $60,00. Jadi apabila dihitung dengan waktu maksimum 20 hari maka total cost nya adalah $1,200,000. Sedangkan analisis pergantian pipa dengan CAESAR maka pemodelan nya adalah : GAMBAR. 10. MODEL PIPA AWAL Dari hasil pemodelan setelah ditambahkan downforce dari nilai coating didapatkan displacement pipa senilai 189. DAFTAR PUSTAKA 1. Antaki,A,George.2003. Piping and Pipeline Engineering Design, Construction, Maintenance, Integrity, and Repair.USA 2. American Society of Mechanical Engineers (ASME).B31.4.2002. Pipeline Transportation Systems for liquid Hydrocarbon and other liquids. USA. 3. American Society of Mechanical Engineers (ASME).B21.1.2002. Power Piping Non- mandatory Appendix VII Procedures For The Design of Restrained Underground Piping.USA 4. Craig, Nash.1990. Upheaval buckling : A Practical Solution Using Hot Water Flushing Technique.Twenty second Annual Offshore Technology Conference.Houston 5. Det Norske Veritas (DNV).OS-F101. Submarine Pipeline System.Hovik, Norway: Veritasveien.2000 6. Carr,Malcolm.2004. Lateral Buckling and Pipeline Walking, a Challenge For Hot Pipelines. Offshore Pipeline Technology Conference.Amsterdam 7. Kanappan,Sam.1986. Introduction of Pipe Stress Analysis.ASME Press.Texas 8. Palmer,A.C.1990. Design of Submarine Pipelines Against Upheaval buckling.offshore Technology Conference.Texas 9. JOB PPEJ Engineering Document IV. KESIMPULAN/RINGKASAN. Berdasarkan hasil studi kasus dan analisis, maka dapat diambil beberapa kesimpulan sebagai berikut : 1. Berdasarkan kriteria tegangan ijin diperoleh bahwa tegangan longitudinal dan tegangan ekivalen yang bekerja pada pipa telah melebihi tegangan yang diijinkan. Hal ini menunjukkan bahwa pada temperatur operasi 270 C pipa akan mengalami kegagalan dalam bentuk deformasi plastis. Hal ini khususnya ditunjukkan oleh kriteria luluh von Misses dimana tegangan ekivalen sebesar 318 MPa telah melebihi tegangan ekivalen ijin sebesar 217 MPa.