Penilaian Resiko Pipa Gas Bawah Laut Ujung Pangkah-Gresik Dengan Standard D V RP F107 Ketut Buda Artana Teknik Sistem Perkapalan FTK – ITS, Surabaya Jl. Teknik Sipil Blok J-53 Surabaya 60111 Telp.:(031)5932350, Fax.:(031)5923411 E-mail:
[email protected] Diterima 21 Juli 2008; diterima terkoreksi 25 Nopember 2008; disetujui 06 Pebruari 2009 Abstract This paper describes a case study on risk assessment of an export gas pipeline of Amerada Hess (Indonesia – Pangkah) Limited due to anchor dropped based on D!V Recommended Practice (RP) F107. The risk is assessed using risk matrix and careful attention is given according to the decree of Ministry of Energy and Mineral Resources of Indonesia !o: 300.K/38/M.PE/1997. Hazard likelihood is assessed by means of Event Tree Analysis (ETA) method and the consequences are assessed for 5 (five) available pipe zones. The pipeline is evaluated whether or not within the ALARP (As Low As Reasonably Practicable) condition. Attentiveness is given to zone III, in where the pipeline can not be buried due to soil condition that makes trenching is not possible. It is found that though the pipeline in zone III can not be buried, the risk imposed to the pipeline is still within the acceptable region. The risk shifts to the ALARP condition when the pipeline is not protected by concrete coating. Keywords: pipeline, risk assessment, event tree analysis, D!V RP F107, risk matrix. Kegagalan pada sistem transportasi saluran pipa gas bawah laut dapat mengakibatkan beberapa resiko yang dapat membahayakan bagi manusia dan lingkungan di sekitar saluran pipa apabila terjadi kebocoran atau bahkan ledakan. Kegagalan tersebut dapat disebabkan beberapa faktor, antara lain kerusakan pada lapisan saluran pipa, saluran pipa penyok (denting), terjadi kebocoran (leaking),saluran pipa pecah/putus (rupture), dan kegagalan lainnya [1]. Ed Clucky [2] telah melakukan kajian tentang penilaian resiko untuk pipa gas bawah air yang dipasang pada laut dalam. Kajian resiko dilakukan untuk membandingkan sistem transportasi gas yang paling ekonomis dan aman dari beberapa alternatif. Pipa gas terpilih sebagai alternatif yang paling ekonomis, sekalipun memberi tingkat resiko yang harus dikurangi dengan beberapa upaya mitigasi seperti jarak pemasangan antara block anchor yang lebih dekat, ketebalan coating pipa dan upaya mitigasi lainnya.
Kajian resiko pipa gas juga telah menjadi fokus dalam sistem transportasi gas di darat. Fandino [3] mengkaji resiko dan pengaruh dari pipa gas di daerah yang memiliki tidak terlalu banyak penduduk. Kajian ini menunjukkan bahwa sekalipun pengaruh terhadap manusia dengan beroperasinya pipa gas relatif kecil, namun demikian upaya mitigasi tetap perlu dilakukan. Beberapa kondisi operasi pipa gas khusus yang tidak diatur oleh standar/code telah juga mendapat perhatian serius. Glitney [4] memberi beberapa pemanfaatan rumus empiris dalam kajian resiko pipa gas. Pemanfaatan program komputer untuk mengestimasi tingkat deformasi pada pipa gas akibat beban internal dan eksternal juga diuraikan dengan jelas. Kajian resiko pipa gas yang ada di anjungan terapung (FPSO) juga telah banyak di kaji. Salah satunya adalah kajian yang dilakukan oleh Overfield dan Collins [5].
28
29 Jurnal Teknik Mesin, Volume 9, !omor 1, Januari 2009 Berdasarkan standar DNV RP F107 [6] yang menjadi acuan pada paper ini, bahaya (hazard) yang mungkin terjadi pada pipa gas bawah laut adalah bahaya-bahaya yang disebabkan karena kejatuhan jangkar kapal (anchor drop), terseret jangkar (anchor drag), tertimpa kapal (Ship Shunken), serta terseret jaring (trawling activities). Dengan standar tersebut, Risk Assessment of Pipeline Protection yang dipakai acuan dalam paper ini, tingkat resiko ditentukan dalam risk profile matrix yang dikelompokkan menjadi 3 (tiga) daerah yakni: (1) daerah dapat diterima, (2) daerah ALARP, dan (3) daerah tidak dapat diterima, seperti terlihat pada Gambar 1. Daerah pada risk profile matrix yang berwarna merah adalah daerah dimana resiko tidak dapat diterima. Daerah ALARP (As Low As Reasonably Practicable) mengidentifikasikan daerah dimana resiko dapat diterima, namun pengurangan dari resiko harus diikuti dengan evaluasi CostBenefit. Jika resiko berada di daerah tidak dapat diterima, maka harus dilakukan pengurangan resiko dengan [7]: mengurangi frekuensi dari kejadian, mengurangi konsekuensi dari kejadian, atau kombinasi dari keduanya. Pengurangan frekuensi lebih diprioritaskan dibandingkan dengan pengurangan konsekuensi. Jika tingkat resiko berada pada daerah yang dapat diterima, maka sistem dapat dioperasikan lebih lanjut. Daerah berwarna kuning adalah daerah ALARP dan daerah berwarna hijau adalah daerah resiko yang dapat diterima [6]. Paper ini memberikan diskripsi bagaimana proses penilaian resiko pipa gas bawah laut dengan menggunakan standar DNV RP F107. Obyek bahasan adalah
saluran pipa gas bawah laut milik Amerada Hess (Indonesia – Pangkah) Limited yang terletak di lapangan gas Ujung Pangkah (Wellhead Platform-WP) di dalam Blok Pangkah sekitar 3 - 5 km timur laut perairan Ujung Pangkah (sekitar 35 km ke arah barat laut dari Surabaya) menuju tempat fasilitas pengolahan gas (Onshore Processing Facilities, OPF) yang terletak di kawasan Industri Maspion di Desa Manyar, Kecamatan Manyar seluas kurang lebih 8 hektar seperti terlihat pada Gambar 2. OPF tersebut dapat menghasilkan 144 juta kaki kubik gas per hari (MMSCFD) [9]. Saluran pipa tersebut dibagi menjadi 5 zone. Pada zone III, yaitu pada kilometer pos (KP) 6,7 sampai 9,3, pipa gas bawah laut tidak bisa ditanam karena kondisi dasar laut yang keras dan berbatu. Kedalaman air pada saluran pipa gas Amerada Hess pada zone III ini adalah antara 7 sampai 13 m [9]. Keputusan Menteri Pertambangan dan Energi No. 300.K/38/M.PE/1997 tentang Keselamatan Kerja Pipa Penyalur Minyak dan Gas Bumi mengatur bahwa dalam hal kedalaman dasar laut kurang dari 13 meter, maka pipa harus ditanam dengan kedalaman sekurang-kurangnya 2 (dua) meter di bawah
Gambar 1. Risk Profile Matrix
Gambar 2. Posisi Pipa Hess Ujung Pangkah
Artana, Penilaian Resiko Pipa Gas Bawah Laut Ujung
dasar laut (seabed), serta dilengkapi dengan pemberat agar pipa tidak tergeser atau berpindah, atau disanggah dengan pipa pancang [8, 10]. Dengan demikian, maka pipa pada zone III ini tentunya tidak dapat memenuhi ketentuan ini, karena tidak dapat ditanam dan memiliki kedalaman kurang dari 13 meter. Selanjutnya Keputusan Menteri Pertambangan dan Energi No. 300.K/38/M.PE/1997 juga menyatakan bahwa dalam hal terjadi perubahan kondisi lingkungan pada jalur pipa, maka wajib dilakukan analisa resiko untuk menetapkan langkah pengamanan tambahan. Karena hal tersebut, maka perlu dilakukan penilaian terhadap tingkat resiko (risk level) dari pipa di zone III tersebut dan perlu dikaji disain sistem pengaman tambahan terhadap pipa yang paling optimal. ASUMSI DA BATASA MASALAH Sebagaimana yang diuraikan sebelumnya, obyek studi yang dibahas pada paper ini adalah saluran pipa gas Amerada Hess (Indonesia – Pangkah) Limited pada Zone III saja, mengingat hanya pada zone ini saja pipa tidak bisa ditanam. Paper ini juga hanya menilai resiko terhadap pipa yang diakibatkan oleh penurunan jangkar saja. Dengan demikian resiko yang muncul akibat
30
kegagalan material serta pengelasan serta kejadian alam (sunami, letusan volkanik, dll) tidak dibahas. Standar yang digunakan sebagai acuan adalah standar yang dikeluarkan oleh Det !orskeVeritas, yaitu DNV RP F107 (Risk Assessment of Pipeline Protection). Seperti terlihat pada Gambar 3, pipa milik Hess ini berada di Selat Madura yang memiliki kedalaman yang relatif rendah serta lalu lintas kapal yang tinggi. Sekalipun Direktorat Jenderal Perhubungan Laut telah menentukan alur kapal (shipping channel) yang harus dilalui oleh kapal saat melintas di selat ini, namun diasumsikan bahwa peluang kapal keluar dari shipping channel ini adalah 10% (nilai ekstrim), sekalipun Lloyd’s Register menentukan hanya 5% saja [11]. STA DAR D V RP F107 Risk assessment (penilaian resiko) pada paper ini diartikan sebagai pendekatan kuantitatif untuk menentukan tingkat resiko suatu obyek yang direpresentasikan dalam variabel frekuensi penyebab resiko dan variabel konsekuensi jika resiko tersebut terjadi. Penilaian terhadap tingkat resiko ini yang kemudian akan dijadikan sebagai pertimbangan dalam pengambilan keputusan, termasuk pertimbangan ekonomi yang muncul di dalamnya.
Gambar 3. Seabed profile
31 Jurnal Teknik Mesin, Volume 9, !omor 1, Januari 2009 Tabel 1. Rangking frekuensi o
Deskripsi
Frek/thn < 10-5
1
Frekuensi sangat rendah dimana kejadian dapat diabaikan
2
Kejadian diperkirakan jarang terjadi Kejadian secara individu tidak diperkirakan terjadi, tapi ketika diringkaskan melebihi yang besar dari saluran pipa dipercaya akanusia terjadi sekali Kejadian jumlah secara individu diperkirakan terjadi sekali selama saluran
3 4 5
pipa Kejadian secara individu diperkirakan terjadi lebih dari sekali selama usia saluran pipa
10-4 > 10-5 10-3 > 10-4 10-2 > 10-3 > 10-2
Tabel 2. Rangking Konsekuensi Rank 1
Dent / Diametr (%) <5
Impact Energi EE
2
5 – 10
EE
3
10 – 15
EE
4
15 – 20
EE
5
> 20
EE
Conditional Probability Damage description Minor damage Major damage Leakage anticipated Major damage Leakage and rupture anticipated Major damage Leakage and rupture anticipated Rupture
Menurut Colin & Howat [7], resiko dapat dirumuskan sebagai perkalian antara probability/likelihood dan severity. Risk = Probability × Severity
(1)
Dimana resiko dapat diartikan sebagai potensi terjadinya kerusakan atau kerugian yang disebabkan adanya bahaya dan kegagalan. Probabiity/likelihood yang dimaskudkan disini adalah frekuensi kemunculan bahaya (hazard) yang memberi resiko, dan Severity adalah konsekuensi yang meliputi besar/tingkat dari kerusakan, kerugian, dan juga jumlah orang yang dipengaruhi (terluka/meninggal) yang ditimbulkan karena adanya bahaya. DNV RP F107 merangking frekuensi dan konsekuensi seperti terlihat berturut-turut pada Tabel 1 dan Tabel 2. Kerusakan material pada saluran pipa dikelompokkan sebagai berikut : Kerusakan minor (D1) : kerusakan yang tidak membutuhkan perbaikan, dan juga
D1
D2
D3
R0
R1
R2
1
0
0
1
0
0
0.1
0.8
0.1
0.9
0.1
0
0
0.75
0.25
0.75
0.2
0.05
0
0.25
0.75
0.25
0.5
0.25
0
0.1
0.9
0.1
0.2
0.7
tidak menimbulkan pelepasan hidrokarbon. Moderate damage (D2) : kerusakan yang membutuhkan perbaikkan, tetapi tidak menimbulkan pelepasan hidrokarbon. Major Damage (D3) : kerusakan yang menimbulkan pelepasan hidrokarbon atau air, dll.
Dalam kasus kerusakan yang menyebabkan pelepasan hidrokarbon (D3), klasifikasi pelepasan hidrokarbonnya dapat diranking menjadi: !o Release (R0) : tidak ada pelepasan gas hidrokarbon. Small Release (R1) : pelepasan dari lubang yang kecil hingga menengah pada dinding pipa. Major Release (R2) : pelepasan gas dari saluran pipa yang pecah. Full rupture akan menyebabkan pelepasan total dari volume gas pada saluran pipa dan akan berlanjut hingga saluran pipa diisolasi.
Artana, Penilaian Resiko Pipa Gas Bawah Laut Ujung
Gambar 4 menunjukkan konsekuensi yang diterima pipa yang dilapisi dengan pelindung campuran beton (concrete coating) saat kejatuhan jangkar. EE adalah energi kinetik efektif jangkar pada saat membentur lapisan saluran pipa. Ek adalah energi kinetik yang dapat diredam lapisan concrete dan E adalah besarnya energi yang diterima saluran pipa akibat kejatuhan jangkar yang menyebabkan saluran pipa mengalami penyok (deformasi). Energi yang dapat diredam lapisan pipa (Concrete) adalah fungsi dari volume benda dan crushing strength. Ini dapat diberikan oleh persamaan 2. Ek = Y b h xo
32
Tabel 3. Koefisien Drag o
Berat jangkar (ton)
CD
CA
1
<2
0.7
0.1
2
2
0.8
0.2
3
3
0.9
0.3
4
4
1
0.4
5
5
1.1
0.5
6
6
1.2
0.7
7
7
1.3
0.8
8
8
1.4
0.9
9
>8
1.5
1
(2)
dimana : Y = Tekanan lapisan pipa (N/m2), sebesar 3 – 5 kali Cube Strength untuk berat jenis lapisan normal, atau 5 – 7 kali Cube Strength untuk berat jenis lapisan ringan. Cube Strength sebesar 35 sampai 45 Mpa. b = lebar dari luasan benda yang menubruk lapisan pipa h = panjang dari luasan benda yang menubruk lapisan pipa xo= tebal lapisan pipa
Koefisien drag diberikan oleh DNV RP F107 seperti terlihat pada Tabel 3. Energi kinetik Efektif (EE) dari jangkar dapat dihitung dengan persamaan 4. EE= ET + EA=
1 (m + ma ) × vT 2 2
dimana : ma = berat tambahan, (kg) = ρwater x Ca x V Ca = koefisien drag berat tambahan
Setelah nilai Ek diperoleh, nilai ini akan ditambahkan pada masing-masing batas energi yang diterima saluran pipa pada masing-masing rasio dent/diameter untuk masing-masing rangking konsekuensi seperti pada Tabel 2. Energi yang dihasilkan jangkar saat mengenai saluran pipa dapat dihitung sebagai berikut. Langkah pertama adalah menghitung kecepatan jatuhnya jangkar dengan persamaan 3. ((mV)xρwater)xg= 1 ρ water × C D × A × vT 2 2 dimana : m = berat jangkar, (kg) g = kecepatan gravitasi,(9.81 m/s2) V = volume jangkar, (m3) ρwater = berat jenis air laut,(1025 kg/m3) CD = koefisien drag jangkar A = proyeksi luas jangkar, (m2) = kecepatan jatuh jangkar, (m/s) vT
(3)
Gambar 4. Pipa kejatuhan jangkar
(4)
33 Jurnal Teknik Mesin, Volume 9, !omor 1, Januari 2009 Perhitungan energi kinetik efektif jangkar dapat dilakukan dengan mengelompokkan jangkar berdasarkan kelompok kapal, mengingat berat jangkar di kapal adalah fungsi dari ukuran kapal. A ALISA DATA Secara umum langkah-langkah penilaian resiko saluran pipa gas dapat dilakukan sebagai berikut: 1. Mengelompokkan kapal berdasarkan data lalu lintas kapal di daerah yang di analisa dan menentukan berat jangkar berdasarkan kelompok yang dibuat. 2. Mengidentifikasi hazard yang mungkin muncul. 3. Menentukan frekuensi kapal keluar dari shipping channel. 4. Menentukan frekuensi kapal masuk daerah CADZ (Critical Anchor Drop Zone). 5. Menentukan frekuensi kapal menjatuhkan jangkar di daerah CADZ. 6. Menentukan konsekuensi yang muncul berdasarkan Tabel 2 dan persamaan 3. 7. Menentukan tingat resiko (risk level) berdasarkan kelompok frekuensi dan konsekuensi melalui risk profile matrix. 8. Membandingkan risk level dengan acceptance criteria. Jika dapat diterima, maka pipa dapat dioperasikan dengan aman dan jika tidak dapat diterima maka perlu dilakukan upaya untuk menghindari/ mengurangi /mentransfer resiko. Data lalu lintas kapal yang berlayar di sekitar zone III didekati dengan menggunakan data kapal yang melintasi Selat Madura, yakni kapal yang akan berlabuh atau meninggalkan pelabuhan Tanjung Perak (Tabel 4)[9]. Dimensi pipa gas yang terbentang dari WP hingga OPF menggunakan pipa tipe API 5L X65 yang mempunyai yield strength sebesar 448 Mpa terlihat pada Tabel 5. Pipa bawah laut yang akan dianalisa dalam paper ini adalah pipa di zone III. Pipa pada zone ini dibagi menjadi 13 segmen, masing-masing segmen memiliki panjang 200 meter. Berdasarkan data lalu lintas kapal pada Tabel
4, maka kapal dapat dikelompokkan menurut berat jangkarnya seperti terlihat pada Tabel 6. PERHITU GA FREKUE SI Frekuensi munculnya hazard (anchor drop) pada kasus ini dihitung dengan menggunakan metoda Event Tree Analysis [12]. Konsep yang dipergunakan adalah join probability dimana peluang jangkar mengenai pipa adalah gabungan antara peluang kapal berada di CADZ, digabungkan dengan peluang kapal akan menjatuhkan jangkar serta peluang kapal dari kelompok yang mana yang menjatuhkan jangkar. CADZ adalah Critical Anchor Damage Zone, yaitu daerah kritis untuk penurunan jangkar kapal (dua kali lebar jangkar (objek) ditambah diameter pipa terluar). Masingmasing kelompok kapal yang dapat melintasi pipa mempunyai peluang sebesar jumlah kapal dalam kelompok tersebut dibagi total jumlah kapal yang dapat melintasi segmen saluran pipa tersebut. Tidak semua kapal yang melintas di Selat Madura dapat menjatuhkan jangkar di setiap segmen saluran pipa zone III ini karena kedalaman laut dari masing-masing segmen saluran pipa zone III yang berbeda. Karena itu hanya kapal yang memiliki tinggi sarat yang kurang dari kedalaman air laut yang diperhitungkan dari masing-masing segmen. Dalam perkiraan frekuensi, kecepatan kapal, peluang kapal menyimpang dari jalur pelayaran, dan peluang kapal menjatuhkan jangkar diasumsikan. Asumsi ini sedapat mungkin didasarkan pada engineering practice ataupun dari beberapa referensi [9, 11]. Asumsi tersebut divariasikan untuk mengetahui apakah variasi tersebut berpengaruh besar (uji sensivitas) terhadap perkiraan frekuensi. Asumsi kecepatan kapal sebesar 5 knot, 7.5 knot, dan 10 knot. Asumsi peluang kapal menyimpang dari jalur pelayaran sebesar 5%, 7.5%, dan 10%. Sedangkan asumsi peluang kapal menjatuhkan jangkar sebesar 5%, 7.5%, dan 10%. Dari ketiga asumsi tersebut, maka didapatkan 27 kombinasi asumsi yang harus dievaluasi. Dari keduapuluhtujuh kombinasi asumsi tersebut, semua kelompok kapal berada pada rangking 1 (Frekuensi sangat
Artana, Penilaian Resiko Pipa Gas Bawah Laut Ujung
34
Tabel 4. Data Lalu Lintas Kapal Di Selat Madura Per Tahun o
Tipe Kapal
Deskripsi Tipe Kapal
Frek/ thn
1 PFS
Passenger Ferry (Small)
2190
2 PFM
Passenger Ferry (Medium)
730
3 PFL
Passenger Ferry (Large)
730
4 SVS
Supply Vessel (Small)
3650
5 SVM
Supply Vessel (Medium)
1825
6 SVL
Supply Vessel (Large)
1825
7 TVM
Oil Tanker Vessel (Medium)
1095
8 TVL
Oil Tanker Vessel (Large)
365
Madura – Surabaya Madura - Surabaya Gresik International - Antar Pulau Laut Jawa - Gresik Surabaya Laut Jawa - Gresik Surabaya Laut Jawa - Gresik Surabaya Laut Jawa - PT Petrokimia – sby Laut Jawa - PT Petrokimia – sby Laut Jawa - Surabaya
9 CTL
Container (Large)
2920
10 CTX
Container (Extra Large)
730
11 NVM
Navy Vessel (Medium)
2920
12 NVL
Navy Vessel (Large)
730
13 FVS
Fishing Vessel (Small)
3650
14 FVM
Fishing Vessel (Medium)
10950
15 FVL
Fishing Vessel (Large)
7300
16 TUG
Tug Boats
17 TNKP
Tanker Primary
24
-
18 TNKT
Tanker Tug (3 per tanker)
72
2000
Berat Jangkar (ton) 1.29
6000
2.46
0-5
15000
4.05
0-5
1000
1.14
0-5
15000
4.05
5 - 10
35000
6.45
> 10
10000
3.54
5 - 10
30000
6
> 10
Range DWT
Rute
Laut Jawa - Surabaya Laut Jawa - Selat Madura – Surabaya Laut Jawa - Surabaya Madura – Gresik Madura - Gresik Surabaya Madura - Gresik Surabaya Madura – Gresik Laut Jawa - Maspion Surabaya Laut Jawa - Maspion Surabaya
Draft (m) 0-5
35000
7.8
> 10
70000
16.9
> 10
20000
4.32
> 10
30000
6
0-5
<50
n/a
0-5
100
0.48
0-5
200
0.48
0-5
100
0.48
0-5
90000
33
> 10
1000
0.48
0-5
Tabel 5. Dimensi Pipa o
Zone
KP
Diameter (mm)
Ketebalan Pipa (mm)
Ketebalan Lapisan (mm) 30
Berat Jenis Lapisan (Kg/m3) 2400
1
I
0-3,5
457
16,8
2
II
3,5-6,7
457
16,8
30
2400
3
III
6,7-9,3
457
16,8
30
2400
4
IVa
9,3-15
457
14,8
30
2400
5
IVb
15-24,2
457
14,8
30
3040
6
IVc
24,2-27,6
457
14,8
67
3040
7
Va
27,6-35
457
14,8
78
3040
8
Vb
35-38,4
457
14,8
39
3040
35 Jurnal Teknik Mesin, Volume 9, !omor 1, Januari 2009
Tabel 6. Pengelompokan Kapal o
Kelompok Kapal
1
Berat Jangkar (Ton)
A
0.48
Tipe Kapal
Frek. Tahunan
FVM
10950
FVL
7300
TNKT
72
Jumlah Kapal
18322
2
B
1.14
SVS
3650
3650
3
C
1.29
PFS
2190
2190
4
D
2.46
PFM
730
730
5
E
3.54
TVM
1095
1095
6
F
4.05
G
4.32
7
H1
8
6
H2
9
I
6.45
PFL
730
SVM
1825
NVM
2920
TVL
365
NVL
730
SVL
1825
1825
2555 2920 1095
10
J
7.8
CTL
2920
2920
11
K
16.9
CTX
730
730
12
L
33
TNKP
24
24
38056
38056
JUMLAH Tabel 7. Peluang Kelompok Kapal yang Menjatuhkan Jangkar KP 6,7 - 6,9 dan KP 8,5 - 9,3 Jumlah Peluang kapal A 18322 0.626
Kelompok
KP 6,9 - 8,5 Kelompok
Jumlah kapal
Peluang
A
18322
0.563 0.112
B
3650
0.125
B
3650
C
2190
0.075
C
2190
0.067
D
730
0.025
D
730
0.022
E
1095
0.037
E
1095
0.034
F
2555
0.087
F
2555
0.078
H2
730
0.025
G
2920
0.090
Jumlah
29272
1
H
1095
0.034
Jumlah
32557
1
rendah dimana kejadian dapat diabaikan, < 10-5), baik pada KP 6,7 – 6,9 dan KP 8,5 – 9,3 maupun pada KP 8,5 – 9,3. Berikut ini adalah contoh perhitungan perkiraan frekuensi dengan kombinasi asumsi kecepatan kapal 5 knot, peluang kapal menyimpang dari jalur pelayaran 10%, dan peluang kapal menjatuhkan jangkar 10%,
dimana kombinasi asumsi tersebut mempunyai hasil perkiraan frekuensi terbesar daripada kombinasi asumsi yang lainnya. Kelompok kapal yang dapat melewati saluran pipa dan peluang dari masing-masing kelompok kapal dari tiap segmen saluran pipa ditunjukkan pada Tabel 7. Tabel 8 menunjukkan perhitungan peluang kapal
Artana, Penilaian Resiko Pipa Gas Bawah Laut Ujung
36
Tabel 8. Perhitungan Peluang Kapal di CADZ o
Perhitungan
Persamaan
1
A
-
Panjang saluran pipa
meter
KP 6.7-6.9 dan KP 8.5-9.3 200
2
-
-
Kedalaman laut
meter
< 10
3
B
-
Kecepatan kapal
4
C
A/B
5
-
-
6
D
-
7
E
CxD
Keterangan
Satuan
Waktu kapal untuk melewati saluran pipa Kelompok kapal yang lewat
KP 6.9-8.5 200 >10
knot
5
5
m/s
2.57
2.57
s
77.82
77.82
-
A - F, H2
A–H
8
F
-
Jumlah kapal Total waktu kapal melewati saluran pipa Diameter pipa
m
0.457
0.457
9
G
-
Lebar jangkar terbesar
m
2.09
2.09
10
H
-
0.03
0.03
I
F + 2G + 2H
Tebal lapisan pipa Lebar CADZ (Critical Anchor Damage Zone) Lebar selat
m
11
m
4.697
4.697
12
J
-
13
K
I/J
14
L
ExK
15
M
16
N
L/M
17
O
-
18
P
NxO
Peluang kapal di CADZ Total waktu kapal di CADZ per tahun Waktu dalam satu tahun Peluang kapal berada di CADZ tiap tahun Peluang kapal menyimpang dari shipping channel Peluang kapal menyimpang dari Shipping Channel dan berada di CADZ
-
29272
32557
s
2277976.7
2533618.7
m
1000
1000
-
0.004697
0.004697
s
10699.6563
11900.4069
s
31536000
31536000
-
0.0003393
0.0003774
-
0.1
0.1
-
0.00003393
0.00003774
Tabel 9. Peluang Kelompok Kapal yang Menjatuhkan Jangkar KP 6,7 - 6,9 dan KP 8,5 - 9,3 Jumlah Peluang kapal A 18322 0.626
Kelompok
KP 6,9 - 8,5 Kelompok
Jumlah kapal
Peluang
A
18322
0.563 0.112
B
3650
0.125
B
3650
C
2190
0.075
C
2190
0.067
D
730
0.025
D
730
0.022
E
1095
0.037
E
1095
0.034
F
2555
0.087
F
2555
0.078
H2
730
0.025
G
2920
0.090
Jumlah
29272
1
H
1095
0.034
Jumlah
32557
1
berada di CADZ. Peluang dari masing-
masing kelompok kapal dari tiap segment
Comment [FM1]: Kenapa Table 7 dan Table 9 sama persis?
37 Jurnal Teknik Mesin, Volume 9, !omor 1, Januari 2009 saluran pipa ditunjukkan pada Tabel 9. Dari perhitungan yang telah dilakukan, maka dapat ditentukan frekuensi terjatuhnya jangkar untuk masing-masing kelompok kapal (berat jangkar) dengan menggunakan event tree analysis. Gambar 5 menunjukkan event tree analysis untuk perkiraan frekuensi pada KP 6,7 – 6,9 dan KP 8,5 – 9,3. Dari Event Tree Analysis yang telah dibuat, maka perkiraan frekuensi dari penurunan jangkar dari masing-masing kelompok kapal setiap segment pipa didapat rangking frekuensi kelompok kapal tersebut sesuai tabel rangking frekuensi pada DNV RP F107. Rangking dari masing-masing kelompok kapal di tiap segmen saluran pipa ditunjukkan pada Tabel 9. PERHITU GA KO SEKUE SI Besarnya energi tubrukan dari masingmasing kategori (dent/diameter) tergantung dari data pipa dan dapat dihitung dengan persamaan (1), dimana σy (Yield strength) = 448 x 106 N/m2, t = 16,8 mm, dan D = 457 mm. Sehingga pada tiap rasio dent/diameter (%) dapat dihitung energi tubrukannya. Di bawah ini adalah contoh perhitungan energi tubrukan tiap dent/diameter (%). Pada dent/diameter sebesar 5% :
Tabel 10. Energi Tubrukan Tiap Dent/Diameter o
Dent / Diameter (%)
Energi (Joule)
Energi (Kj)
1
5
11258.74
11.26
2
10
31844.53
31.84
3
15
58502.13
58.50
4
20
90069.92
90.07
1
2 × 3,14 2 E = 16 × × 1881 ,6 9 1 3 0, 457 2 × × 0, 457 × (0,05 ) 2 −3 16 , 8 10 ×
= 11258,74 Joule = 11,26 kJ Untuk dent/diameter yang lain dapat dihitung dengan cara yang sama, hasil perhitungan ditampilkan pada Tabel 10. Besarnya energi yang dapat diserap lapisan concrete untuk menahan energi tubrukan benda adalah fungsi dari volume benda yang menembus lapisan pipa dan crushing Strength, hal tersebut ditunjukkan pada persamaan (2), dimana Y = 3 x 35 MPa, b = 387 mm, h = 241,7 mm, dan xo = 30 mm. Besarnya energi yang dapat diserap lapisan
Gambar 5. Event Tree Analysis untuk Perkiraan frekuensi KP 6,7 – 6,9 dan KP 8,5 – 9,3
Artana, Penilaian Resiko Pipa Gas Bawah Laut Ujung
Tabel 11. Energi Tubrukan o
Energi (kJ) Dent / Diameter (%) o Coating Coating
1
5
11.26
1
2
10
31.84
2
3
15
58.50
3
4
20
90.07
4
Tabel 12. Rangkingan konsekuensi
1
Dent / Diamet (%) <5
2
5 - 10
3
10 - 15
31.84 - 58.5
4
15 - 20
58.5 - 90.07
5
> 20
> 90.07
Rank
Energi (kJ) o Coating
Coating
<11.26 11.26 31.84
< 305.9 305.9 326.49 326.49 353.15 353.15 384.71 > 384.71
Tabel 13. Koefisien Drag
menyebabkan saluran pipa penyok ditampilkan pada Tabel 11 untuk masingmasing dent/diameter. Dari perhitungan yang telah dilakukan di atas, maka didapatkan kategori konsekuensi yang ditunjukkan pada Tabel 12. Langkah selanjutnya adalah melakukan perhitungan seberapa besar energi tubrukan yang akan terjadi apabila jangkar dijatuhkan mengenai saluran pipa untuk masing-masing kelompok kapal. Untuk kelompok kapal A dengan berat jangkar 0,48 ton dapat dihitung dengan menghitung kecepatan jatuhnya jangkar dengan persamaan (3), dimana m = 0,48 ton, g = 9.81 m/s2, V = 0,056 m3, ρwater = 1025 kg/m3, CD = 0,7, dan A = 0,348 m2. Sehingga : ((480–0,056)1025)9,81=
1 2 × 1025 × 0,7 × 0,348 × vT 2 didapat nilai VT2 sebesar 33,19. Energy kinetik Efektif (EE) dari jangkar dapat dihitung dengan persamaan (4). ma = ρwater x Ca x V ;
o
Berat jangkar (ton)
CD
Ca
1
<2
0.7
0.1
2
2
0.8
0.2
3
3
0.9
0.3
4
4
1
0.4
5
5
1.1
0.5
6
6
1.2
0.7
7
7
1.3
0.8
8
8
1.4
0.9
9
>8
1.5
1
concrete untuk menahan energi tubrukan jangkar adalah sebesar : Ek
38
= 105 . 106 x 0,387 x 0,2471 x 0,03 = 294644,39 Joule = 294,6 kJ Besarnya energi tubrukan yang dapat
= 1025 x 0,1 x 0,056 = 5,72 kg Maka nilai energi kinetik efektif dari jangkar dengan berat 0,48 ton didapat sebesar : = 0,5 (480 + 5,72) x 33,19 EE = 8060,52 Joule = 8,06 kJ Dengan cara yang sama, energi kinetik efektif dari berat jangkar kelompok kapal yang lain dapat dihitung. Kemudian dari hasil perhitungan tersebut dapat dilihat kategori konsekuensi dari masing-masing kelompok kapal berdasarkan DNV RP F107. Besarnya energi kinetik efektif dan kategori konsekuensi dari masing-masing kelompok kapal tersebut ditunjukkan ke dalam Tabel 14. RISK MATRIX
39 Jurnal Teknik Mesin, Volume 9, !omor 1, Januari 2009 Tabel 14. Energi Kinetik Efektif dan Rangking
Konsekuensi EE (kJ)
1
A
0.48
8.06
2
B
1.14
25.38
Rangking o Coat Coat 1 1 2
1
3
C
1.29
30.04
2
1
4
D
2.46
62.87
4
1
5
E
3.54
92.63
5
1
6
F
4.05
100.20
5
1
7
G
4.32
110.18
5
1
8
H
6
145.67
5
1
Tanpa Lapisan
Rangking Frekuensi
Tabel 15. KP 6,7 – 6,9 dan 8,5 – 9,3
1
1 A
Rangking Konsekuensi 2 3 4 5 B, C D E,F, H2
2 3 4 5
Tabel 16. KP 6,7 – 8,5
Rangking Frekuensi
1 1
A
Rangking Konsekuensi 2 3 4 B, C
D
5 E,F, G,H
2 3 4 5
Dari hasil pengolahan data perkiraan frekuensi dan konsekuensi, dapat dibuat Risk Matrik dari setiap segment saluran pipa. Di bawah ini adalah risk matrik dari setiap segment saluran pipa tersebut. Dari Risk Matrix di atas dapat diketahui bahwa resiko akibat penurunan jangkar kapal pada saluran pipa Amerada Hess zone III pada waktu tanpa lapisan pipa (Concrete), untuk saluran pipa KP 6,7 – 6,9 dan 8,5 – 9,3
Rangking Frekuensi
Tabel 17. KP 6,7 – 6,9 dan 8,5 – 9,3
Berat Klmp Jangkar Kapal (Ton)
1
Rangking Konsekuensi 1 2 3 4 A, B, C, D, E, F, H2
5
2 3 4 5
Tabel 18. KP 6,7 – 8,5
Rangking Frekuensi
o
Dengan Lapisan Concrete
1
1 A, B, C, D, E, F, G, H
Rangking Konsekuensi 2 3 4
5
2 3 4 5
kelompok kapal A, B, C, dan D berada pada tingkat resiko dapat diterima, sedangkan kelompok kapal E, F, dan H2 resiko berada pada tingkat ALARP. Pada KP 6,9 -8,5 kelompok kapal A, B, C, dan D juga berada pada tingkat resiko dapat diterima, sedangkan kelompok kapal E, F, G, dan H resiko berada pada tingkat ALARP. Pada perkiraan resiko setelah saluran pipa diberi lapisan concrete, untuk saluran pipa KP 6,7 – 6,9 dan KP 8,5 – 9,3, semua kelompok kapal, baik kelompok kapal A, B, C, D, E, F, dan H2, resiko penurunan jangkarnya berada pada tingkat yang dapat diterima. Begitu pula pada saluran ppa KP 6,9 – 8,5, semua kelompok kapal, baik kelompok kapal A, B, C, D, E, F, G, dan H, resiko penurunan jangkarnya berada pada tingkat yang dapat diterima. Dari perhitungan yang telah dilakukan dan Risk Matrik di atas, dapat disimpulkan bahwa desain saluran pipa Amerada Hess pada zone III termasuk desain pemberian lapisan concrete telah tepat. Hal ini
Artana, Penilaian Resiko Pipa Gas Bawah Laut Ujung
40
Tabel 19. Harga Bahan Pembuat Pre-Cast o
Bahan
Banyak
1
Semen
40
2
Pasir
1
3
Batu
1
kg
ρ (kg/m3) 3112
30.000
m3
2733
115.000
577
m3
2677
165.000
1121
Satuan
Harga
Campuran per m3 beton (kg) 487
Tabel 20. Estimasi Biaya Pengadaan Barang Alternatif 1 o
Banyak
Keterangan
1
Semen
Bahan
24248
per 40 kg
Harga 30.000
Jumlah 727.440.000
2
Pasir
6780
per m3
115.000
779.700.000
3
Batu
834
per m3
165.000
137.610.000
4
Besi ulir 13mm
3034
panjang 12 m
48.600
147.452.400
5
Besi 10 mm
6500
panjang 12 m
26.250
170.625.000
6
Geo bag
7430
Ukuran 2.38 x 1.45
370.000 Jumlah
2.749.100.000 Rp 4.711.927.400
Tabel 21. Estimasi Biaya Pengadaan Barang Alternatif 2 o
Bahan
Banyak
Keterangan
Harga
Jumlah
1
Semen
5698
per 40 kg
30.000
170.940.000
2
Pasir
6458
per m3
115.000
742.670.000
3
Batu
196
per m3
165.000
32.340.000
4
Besi ulir 13mm
867
panjang 12 m
48.600
42.136.200
5
Besi 10 mm
1625
panjang 12 m
26.250
42.656.250
6
Geo bag
26000
Ukuran 1.45 x 1.3
225.500 Jumlah
5.863.000.000 Rp 6.893.742.450
Tabel 22. Estimasi Biaya Pengadaan Barang Alternatif 3 o
Bahan
Banyak
Keterangan
Harga
Jumlah
1
Semen
25196
per 40 kg
30.000
755.880.000
2
Pasir
6797
per m3
115.000
781.655.000
3
Batu
868
per m3
165.000
143.220.000
4
Besi ulir 13mm
4984
panjang 12 m
48.600
242.222.400
5
Besi 10 mm
13000
panjang 12 m
26.250
341.250.000
6
Geo bag
26000
Ukuran 1.45 x 1.3
225.500 Jumlah
5.863.000.000 Rp 8.127.227.400
didasarkan pada kenyataan bahwa desain saluran pipa Amerada Hess pada zone III telah dapat mengamankan resiko akibat penurunan jangkar kapal pada tingkat yang dapat diterima.
BIAYA PERLE GKAPA PERLI DU GA TAMBAHA Pada estimasi biaya perlengkapan perlindungan tambahan untuk saluran pipa Amerada Hess zone III ini, hanya sebatas
41 Jurnal Teknik Mesin, Volume 9, !omor 1, Januari 2009
Gambar 6. Alternatif Metode Perlengkapan Perlindungan Tambahan
pengadaan bahan saja. Biaya proses pembuatan, pemasangan, dan perawatan tidak diikutsertakan. Harga pembelian pengadan bahan berdasarkan harga di lapangan dari informasi yang didapat. Gambar 6 menggambarkan 3 alternatif metode perlengkapan perlindungan tambahan yang akan diestimasi biaya pengadaan bahannya. Tabel 19 adalah tabel harga untuk bahan pembuatan Pre-cast (beton) dan kebutuhan campurannya per m3 yang menggunakan semen Gresik tipe PPC (Porland Pozzolan Cement) yang didapat dari website PT. Semen Gresik (Persero) dengan nilai mutu 500. Jumlah kebutuhan bahan dan estimasi harga pembelian barang untuk metode perlengkapan perlindungan tambahan alternatif 1 ditunjukkan dalam Tabel 20. Jumlah kebutuhan bahan dan estimasi harga pembelian barang untuk metode perlengkapan perlindungan tambahan alternatif 2 ditunjukkan dalam Tabel 21. Jumlah kebutuhan bahan dan estimasi harga pembelian barang untuk metode perlengkapan perlindungan tambahan alternatif 3 ditunjukkan dalam Tabel 22.
KESIMPULA DA SARA Beberapa hal yang dapat disimpulkan pada studi ini adalah sebagai berikut: Tingkat resiko pada saluran pipa Amerada Hess pada zone III akibat penurunan jangkar kapal berada pada tingkat yang dapat diterima. Sehingga dapat direkomendasikan bahwa saluran pipa Amerada Hess dapat dioperasikan dengan resiko yang ada dari penurunan jangkar walaupun saluran pipa zone III tidak terpendam. Dari perhitungan perkiraan frekuensi dapat diambil kesimpulan sebagai berikut : 1. Kombinasi dari ketiga asumsi, yaitu : - Kecepatan kapal 5 knot, 7.5 knot, dan 10 knot - Peluang kapal menyimpang dari jalur pelayaran 5%, 7.5%, dan 10% - Peluang kapal akan menjatuhkan jangkar 5%, 7.5%, dan 10% Didapat 27 (dua puluh tujuh) kombinasi asumsi dengan ranking perkiraan frekuensi yang sama, yaitu ranking 1. 2. Ranking frekuensi mulai naik ke ranking 2, yaitu pada perkiraan frekuensi untuk kelompok kapal A, jika asumsi kecepatan kapal adalah 5 knot, peluang kapal menyimpang dari jalur pelayaran
Artana, Penilaian Resiko Pipa Gas Bawah Laut Ujung
adalah 10%, dan peluang kapal menjatuhkan jangkar adalah 50%. Saran yang dapat diberikan berdasarkan studi adalah sebagai berikut : 1. Perlu dilakukan analisa resiko ulang apabila diketahui pada masa yang akan datang terdapat kapal yang memiliki berat jangkar yang lebih besar dari perhitungan yang telah dilakukan dapat melewati saluran pipa Amerada Hess zone III untuk memastikan tingkat resiko dari penurunan jangkar kapal tersebut dapat diterima atau tidak. 2. Dari analisa di atas terlihat bahwa pada kasus pipa gas dengan concrete coating memiliki resiko yang dapat diterima. Namun demikian mengingat pipa pada zone III yang tidak tertanam memiliki kedalaman kurang dari 13M di beberapa posisi, maka pada zone ini tetap disarankan untuk melengkapi dengan sistem pengamanan tambahan. Terdapat banyak disain sistem pengamanan tambahan dan tentunya adalah sistem yang dipilih akan memberikan perlindungan teknis yang memadai serta biaya tambahan yang dapat diterima (ekonomis). Biaya ini hendaknya mengakomodasi bukan hanya biaya investasi pengaman tambahan saja, namun juga perlu dilakukan estimasi biaya penginstalan dan perawatan untuk mengetahui estimasi biaya keseluruhan pembuatan metode perlengkapan perlindungan tambahan untuk saluran pipa Amerada Hess pada zone III yang paling ekonomis. DAFTAR PUSTAKA [1]
[2]
[3]
Roy H., 1996, An Introdution to Offshore Pipelines, 2nd edition, McGraw-Hill,Inc., New York. Clucky, E., April 2007, “Pipeline Risk Assessment In Deep Sea Furrow Regions”, Proc. Offshore Technology Conference 18939, Houston Texas USA, 165-175. Fandino, K., September 2001, “Risk and Risk Impact Assessment of Natural Gas Pipelines in Rural Highway” Proc.
42
Annual Conference of the Transportation Association of Canada, Halifax, Nova Scotia, Canada, 221-230. [4] Glitney, K, October 2000, “Special Problems in Pipeline Risk Assessment”, Proc. International Pipeline Conference, Calgary-Canada, 67-78. [5] Overfield R. E. & Collins J. F., “Quantitative Risk Assessment As A Design Tool: Recent FPSO Experience”, Proc. SPE production & facilities, Society of Petroleum Engineers, Tokyo-Japan, 72-77. [6] Det Norske Veritas (DNV) RP F107, 2001, Risk Assessment of Pipeline Protection. [7] Colin. S, Howat, C., 2002, Introduction To Proces HAZARD Evaluation & HAZARD and Operability Studies (HazOp). Kurata Thermodinamics Laboratory Department of Chemicalland Petroleum Engineering University of Kansas. [8] Soegiono., 2007, Pipa Laut. Surabaya, Airlangga University Press, Surabaya. [9] FTK-ITS-Amerada Hess, 2006, “Review On Risk Assessment And Geohazard Assessment Of GresikMaspion Pipeline”, Project Report. [10] Keputusan Menteri Pertambangan dan Energi Republik Indonesia Nomor 300.K/38/M.PE/1997 tentang Keselamatan Kerja Pipa Penyalur Minyak dan Gas Bumi [11] Lloyd’s Register, 2005, “news and events, news archive”, PR18. [12] Kent, M. W., 2004, Pipeline Risk Management Manual, 3rd Edition, Gulf Pub Co.
