ANALISA KEKUATAN SISA PIPELINE AKIBAT INTERNAL …

Jurnal Tugas Akhir

1

ANALISA KEKUATAN SISA PIPELINE AKIBAT INTERNAL CORROSION BERBASIS

KEANDALAN

Ryan Hangga S (1)

, Daniel M.Rosyid (2)

, Rudi Walujo (3)

1Mahasiswa Teknik Kelautan,

2,3Staf Pengajar Teknik Kelautan

Abstrak

Dalam beberapa tahun terakhir perkembangan pipeline sangat berkembang pesat. Namun dengan bertambahnya

operasi pipelines, menyebabkan meningkatnya jumlah kecelakaan pada saat pipeline beroperasi. Kecelakaan yang

terjadi banyak disebabkan oleh adanya internal dan external corrosion. Dengan adanya korosi internal

mengakibatkan berkurangnya kekuatan dan keandalan pipa. Pemodelan korosi internal dilakukan dengan

menggunakan ANSYS 11. Pemodelan dilakukan dengan variasi beban pressure, temperature, dan kedalaman korosi

yang sesuai dengan data inspeksi. Berdasarkan hasil analisa tegangan terbesar terjadi pada saat pressure 800 psi,

temperature 180 oF, dan kedalaman korosi 0,122 in, yaitu 37969 psi. Dengan tegangan 37969 psi, pipa mengalami

yielding karena telah melebihi maximum allowable stress dari pipa yaitu 31500 psi. Ovalitas yang terjadi pada pipa

masih dalam batas yang diijinkan karena pipa masih dapat menahan beban yang bekerja dari luar (external

pressure). Keandalan pipa sebelum dan setelah mengalami korosi mengalami penurunan, hal ini dapat dilihat dari

indeks keandalannya. Indeks keandalan pipa terhadap local buckling dengan d = 0 adalah β = 2,67, d = 0,074 in ; β =

2,65, dan d = 0,122 in ; β = 2,62. Sedangkan untuk keandalan ovalitas pipa tidak mengalami perubahan akibat

adanya korosi. keandalannya tetap 1.

Kata kunci: Pipeline, kekuatan sisa, internal corrosion, monte carlo, keandalan

1. Pendahuluan

Korosi dapat menyebabkan menurunnya kekuatan

struktur dan kerusakan pada pipa (Teixeira, 2008).

Korosi external pada pipa disebabkan oleh faktor-

faktor lingkungan dan proses coating yang kurang

baik, sedangkan korosi internal pipa disebabkan oleh

jumlah kandungan unsur kimia yang bersifat korosif

yang terkandung dalam fluida yang mengalir di dalam

pipa, aliran fluida dan temperatur dalam. Pipeline

harus beroperasi dengan aman agar tidak

menimbulkan kerugian-kerugian yang

membahayakan manusia dan lingkungan. Dengan

adanya korosi, analisa kekuatan sisa dan keandalan

pada pipa sangat penting untuk dilakukan. Dengan

dilakukan analisa kekuatan sisa dan keandalan, dapat

diketahui seberapa handal pipa yang mengalami

korosi selama beroperasi. Bertambahnya keandalan

pipa dapat mengurangi resiko kecelakaan.

Gambar 1. 1 Penyebab kegagalan pipeline (PETROBRAS

R&D)

Pipeline yang mengalami degradasi atau penipisan

dinding pipa, akan mengalami penurunan kekuatan.

Jurnal Tugas Akhir

2

Walaupun dalam tahap desain penipisan dinding pipa

ini sudah dipertimbangkan dengan memberikan batas

umur operasi, namun akibat sulitnya mengontrol dan

tidak seragamnya laju korosi untuk setiap lokasi,

maka kegagalan pipeline yang diakibat oleh korosi

masih sering terjadi. Oleh karena itu dibutuhkan

analisis kekuatan sisa yang bersifat kuantitatif dengan

parameter utama adalah panjang dan kedalaman cacat

untuk mengetahui tekanan operasi yang diizinkan

serta memperoleh status apakah pipeline masih layak

beroperasi atau tidak.

2. Dasar Teori

2.1 Tegangan – tegangan yang Bekerja pada Pipa

Hoop Stress

Pertimbangan utama dalam pemilihan tebal dinding

pipa untuk menahan perbedaan tekanan dalam dan

luar adalah perhitungan hoops stress.

- (1)

dengan,

σh = hoop stress akibat internal pressure, psi

Pi = internal pressure pipa, psi

Po = external pressure pipa, psi

t = pipe walthickness, in

Longitudinal Stress

Longitudinal Stress pada pipa dipengaruhi oleh

beberapa tegangan, antara lain :

Bending stress (σlb)

Hoop stress (σlh)

Thermal stress (σlt)

End cap force induced stress (σle)

Tegangan longitudinal dapat dituliskan dalam

persamaan dibawah ini.

(2)

Tegangan akibat Temperature

Besar dan kecilnya temperatur yang bekerja di dalam

pipa akan menyebabkan terjadinya tegangan pada

pipa.

(3)

dengan,

A = luas permukaan pipa, in2

E = modulus elastic pipa, psi

α = expantion thermal coeffisien

ΔT = perbedaan tempeatur, F

T0 = temperatur operasi, F

T1 = temperatur lingkungan F

Tegangan Equivalent

Tegangan-tegangan yang bekerja pada arah yang

berbeda-beda pada pipa dapat dipandang secara

menyeluruh dengan menggunakan hubungan von

Mises sehingga diperoleh tegangan equivalent von

Mises sebagai berikut:

- (4)

dengan,

σe = equivalent stress, psi

σl = tegangan longitudinal (longitudinal stress),

psi

σh = hoop stress, psi

τlh = tangential shear stress, psi

2.2 Kriteria Collapse Sistem (System Collapse

Criteria)

Kriteria ini memastikan agar pipa tidak mengalami

fenomena collapse akibat tekanan eksternal. Pressure

collapse berfungsi untuk mengetahui daya tahan

elastis, plastis dan ovalitas dari pipa.

(5)

Jurnal Tugas Akhir

3

Pressure collapse (Pc) dihitung berdasarkan

persamaan berikut.

- - (6)

Nilai dari Pel, Pp, dan fo diperoleh dari persamaan

berikut.

- (7)

(8)

- (9)

dengan,

Pc = Tekanan collapse, N/mm2 (psi)

Pel = Tekanan collapse elastis, N/mm2 (psi)

Pp = Tekanan collapse plastis, N/mm2 (psi)

fo = Ovality

E = Modulus elastisitas, N/mm2 (psi)

υ = Poisson’s ratio

Dmax = Diameter maksimum potongan penampang

pipa, mm (in.)

Dmin = Diameter minimum potongan penampang

pipa, mm (in.)

αfab = Faktor fabrikasi (1)

γm = Faktor ketahanan material (1,15)

γSC = Faktor ketahanan safety class (1.138)

2.3 Simulasi Monte Carlo

Simulasi ini dilakukan dengan menghasilkan

sejumlah bilangan sebagai input untuk variable

random dalam suatu fungsi kegagalan atau limit state

function, berdasarkan jenis distribusi peluangnya dan

parameter-parameter dalam fungsi PDF maupun

CDF, misalnya rata-rata dan standar deviasi untuk

distribusi normal. Input variable random ini kemudian

digunakan untuk mengevaluasi model limit state dan

kemudian dicatat hasilnya, berupa peluang kegagalan

atau kehandalan struktur yang bersangkutan. Metode

ini dapat memberikan prediksi probability of failure

yang cukup akurat sesuai dengan limit state function

yang telah ditentukan sebelumnya, oleh karena

banyaknya trial yang dapat dilakukan sampai tak

hingga kali iterasi.

3. Metodologi

Langkah-langkah pengerjaan Tugas Akhir ini adalah

dengan mencari tegangan-tegangan yang terjadi pada

pipa sebelum dan sesudah mengalami korosi dan

kemudian mencari keandalan pipa sebelum dan

setelah mengalami korosi.

3.1 Analisa Kekuatan Sisa Pipeline

Mulai

Pemodelan Pipa dan TanahMasukan Data-data Pipa : OD,

wallthickness, dan material

Meshing model

PembebananInput internal

pressure, temperature,

dan beban tanah

Running Model

Error?

Analisa kekuatan sisa

(remaining strength)

Variasi tebal pipa

akibat korosi, internal

pressure dan

temperature?

Tidak

Tidak

Selesai

Data pipa

ya

ya

Gambar 3. 1 Diagram alir analisa kekuatan sisa

Jurnal Tugas Akhir

4

Penjelasan diagram alir pemodelan dengan ANSYS

11.

1. Data Pipa

Data pipa yang akan diinputkan kedalam ANSYS

11.

Tabel 3. 1 Data inputan pipa kedalam ANSYS 11

Multiphysics

Outside Diameter (OD) 10,75 inchi

Wallthickness 0,593 inchi

Kedalaman korosi (d)

d = 0

d = 0,074 in

d = 0,122 in

Length 91,5 inchi

Modulus Young 28,3 x 106 psi

Poisson’s ratio 0,303

Density 0,284 lbs/in3

Thermal Expansion 6,498 x 10-6

2. Pemodelan Pipa dan Tanah

Pemodelan cacat korosi pada pipa diasumsikan

berbentuk rectangular shape. Dengan dimensi

kedalaman, panjang, dan lebar yang telah ditentukan

berdasarkan data dan perhitungan. Element type yang

digunakan untuk pemodelan cacat korosi adalah

SOLID 95 node 20. Pemodelan tanah sebagai

tumpuan (spring) pipa menggunakan element type

COMBIN 14.

3. Meshing

Setelah dilakukan pemodelan, langkah selanjutnya

adalah melakukan diskritisasi geometris yaitu dengan

cara membagi struktur yang kontinu kedalam bagian-

bagian kecil atau disebut meshing serta memberikan

sifat karakteristik pada model tersebut.

4. Pembebanan dan syarat batas

Pada ujung-ujung pipa dikekang searah sumbu z agar

pipa tidak bergerak maju-mundur pada saat diberi

beban. Beban yang bekerja pada pipa adalah internal

pressure, temperature, dan beban-beban yang

diakibatkan oleh tanah (beban eksternal)

5. Variasi tebal pipa akibat korosi, internal pressure,

dan temperature

Pipa dimodelkan dengan berbagai macam variasi

kedalaman cacat korosi (d), internal pressure dan

temperature.

6. Analisa kekuatan Sisa

Hasil output yang didapat dari ANSYS 11 adalah

berupa tegangan von Mises dan deformasi pada setiap

node pipa yang terjadi pada pipa akibat cacat korosi,

internal pressure, internal temperatur, dan beban

tanah.

3.2 Analisa Keandalan Pipa

Mulai

Moda Kegagalan

Random variable: P, T, t, dan

fo

Menentukan distribusi data P, T, t

dan fo

Menentukan CDF

Menentukan Random

Number Generate (RNG)

Transformasi RNG menjadi

random variable

Uji perfoma sistem gagal atau tidak

Ulang?

Hitung probability failure dari pipa

yang terkorosi

Selesai

tidak

ya

Gambar 3. 2 Diagram alir analisa keandalan dengan monte

carlo

Jurnal Tugas Akhir

5

1. Menentukan Moda Kegagalan

Moda kegagalan dalam tugas akhir ini ada dua, yaitu

moda kegagalan akibat local buckling dan moda

kegagalan akibat ovalitas

Moda Kegagalan terhadap local buckling

-

…(10)

Moda Kegagalan terhadap ovalitas pipa

(11)

2. Variabel acak

Untuk moda kegagalan terhadap local buckling,

variable acaknya adalah pressure, temperature, dan

data ketebalan pipa berdasarkan hasil inspeksi,

sedangkan untuk moda kegagalan terhadap ovalitas

pipa, variable acaknya adalah data ketebalan pipa

berdasarkan hasil inspeksi dan ovalitas yang terjadi.

3. Menentukan distribusi data pressure, temperature,

data ketebalan pipa yang terkorosi dan ovalitas

kemudian menentukan CDF (Cumulative Distribution

Function). Dari MINITAB 14 dapat kita tentukan

jenis distribusi data pressure, temperature, data

ketebalan tebal pipa yang mengalami korosi, dan

ovalitas pipa.

4. Menentukan Random Number Generate (RNG),

selanjutnya akan di-generate angka sesuai dengan

parameter-parameter dari masing-masing distribusi

tersebut.

5. Transformasi RNG menjadi random variable

Masing-masing RNG ditransformasi menjadi random

variable menggunakan CDF distribusi dari data

pressure, temperature, data ketebalan pipa yang

terkorosi, dan ovalitas pipa.

6. Uji perfoma sistem gagal atau tidak

Masing-masing random variable dimasukkan

kedalam moda kegagalan (MK) dan catat berapa

banyak hasil yang gagal dan tidak. Biasanya

dilakukan sampai 5000 sampai 10000 kali iterasi.

7. Menghitung probability failure of system

Setelah dilakukan iterasi dan didapatkan jumlah hasil

yang gagal dan tidak, maka dapat diketahui keandalan

dari pipa yang sebelum terkorosi dan sesudah

terkorosi

4. Hasil dan Analisa

4.1 Analisa Tegangan pada Pipa sebelum

Terkorosi (d=0)

Beberapa variasi internal pressure dan temperature

dilakukan untuk mengetahui tegangan yang terjadi

pada pipa sebelum mengalami korosi internal. Untuk

kondisi awal pipa belum mengalami korosi sehingga

dalam model belum terdapat cacat.

Gambar 4. 1 Tegangan yang terjadi sebelum pipa terkorosi

Tegangan paling besar yang terjadi pada pipa

sebelum mengalami korosi adalah 23954 psi.

Tegangan-tegangan yang terjadi masih dibawah

Jurnal Tugas Akhir

6

maximum allowable stress (0,9 SMYS) pipa, hasil

selengkapnya bisa dilihat pada table 4.1.

Jika ditinjau dari kekuatan ultimate pipa, tegangan-

tegangan yang terjadi pada pipa masih berada jauh

dibawah kekuatan ultimate pipa.

Tabel 4. 1 Tegangan von Mises pada pipa sebelum terkorosi

(d = 0) terhadap maximum allowable stress pipa

d P T von

Mises

Maximum

allowable

stress

Status

in psi oF psi psi

0 450 100 7996.2 31500 ok

0 450 159 18770 31500 ok

0 450 180 22764 31500 ok

0 658 100 9230 31500 ok

0 658 159 19511 31500 ok

0 658 180 23433 31500 ok

0 800 100 10164 31500 ok

0 800 159 20090 31500 ok

0 800 180 23954 31500 ok

Tabel 4. 2 Tegangan von Mises pada pipa sebelum terkorosi

(d = 0) terhadap ultimate strength pipa

d P T

von

Mises

Ultimate

Strength Status

in psi oF psi psi

0 450 100 7996.2 60000 ok

0 450 159 18770 60000 ok

0 450 180 22764 60000 ok

0 658 100 9230 60000 ok

0 658 159 19511 60000 ok

0 658 180 23433 60000 ok

0 800 100 10164 60000 ok

0 800 159 20090 60000 ok

0 800 180 23954 60000 ok

Dilihat dari kedua tabel diatas, tegangan- tegangan

yang terjadi pada pipa jika dilihat dari maximum

allowable stress dan ultimate strength pipa, pipa tidak

mengalami local buckling atau yielding.

Tegangan yang terjadi pada pipa mengalami

kenaikan. Kenaikan tegangan pada pipa diakibatkan

oleh bertambahnya pressure dan temperature yang

bekerja di dalam pipa.

Gambar 4. 2 Grafik pengaruh pressure dan temperature

terhadap kekuatan pipeline sebelum terkorosi

4.2 Analisa Tegangan pada Pipa setelah Terkorosi

0,074 in (d=0,074 in)

Berdasarkan perhitungan ASME B31G dengan

kedalaman korosi (d) 0,074 didapatkan panjang cacat

maksimum yang diijinkan (L) 10,9 in. Sedangkan

untuk asumsi lebar korosi (w) berdasakan DNV

Technical Report No 96-3392 sebesar w = 3t, yaitu

1,8 in.

Gambar 4. 3 Model korosi pada pipa dengan d = 0,074 in, L

= 10,9 in, dan w = 1,8 in

Dengan adanya korosi, tegangan yang terjadi pada

pipa mengalami kenaikan.

31500

5000

13000

21000

29000

37000

100 120 140 160 180 200

Teg

angan

von

Mis

es, p

si

Temperature, 0F

Tegangan von Mises akibat pengaruh

pressure dan temperature (d = 0)

pressure 450 psi pressure 658 psi

pressure 800 psi Maximum Allowable Stress

Jurnal Tugas Akhir

7

Gambar 4. 4 Tegangan von Mises pada pipa yang terkorosi dengan kedalaman (d) 0,074

Adanya kenaikan tegangan disebabkan karena terjadi

penipisan ketebalan pipa akibat dari adanya korosi.

Pipa mengalami yielding pada temperature 180oF

karena tegangan yang terjadi telah melebihi maximum

allowable stress pipa.

Tabel 4. 3 Tegangan von Mises pada pipa setelah terkorosi

0,074 in (d = 0,074)

d P T von

Mises

Maximum

allowable

stress

Status

in psi oF psi psi

0,074 450 100 12719 31500 ok

0,074 450 159 30411 31500 ok

0,074 450 180 37337 31500 yielding

0,074 658 100 16250 31500 ok

0,074 658 159 30687 31500 ok

0,074 658 180 37535 31500 yieding

0,074 800 100 18817 31500 ok

0,074 800 159 30964 31500 ok

0,074 800 180 37743 31500 yielding

Meskipun pipa telah melewati batas elastisnya

(yielding) atau telah mengalami local buckling tetapi

pipa masih dikatakan aman karena tegangan yang

terjadi pada pipa belum melebihi kekuatan ultimate

dari pipa.


0,074 in (d = 0,074 in) terhadap ultimate

strength pipa

d P T

von

Mises

Ultimate

Strength Status

in psi oF psi psi

0,074 450 100 12990 60000 ok

0,074 450 159 30411 60000 ok

0,074 450 180 37337 60000 ok

0,074 658 100 17121 60000 ok

0,074 658 159 30687 60000 ok

0,074 658 180 37535 60000 ok

0,074 800 100 20039 60000 ok

0,074 800 159 30964 60000 ok

0,074 800 180 37743 60000 ok


terhadap kekuatan pipeline setelah terkorosi 0,074 in

(d=0,074)

4.3 Analisa Tegangan pada Pipa setelah Terkorosi

0,122 in (d=0,122 in)

Dengan kedalaman korosi (d) 0,122 in, tegangan yang

terjadi pada pipa akan berbeda dengan kondisi

sebelumnya. Berdasarkan ASME B31G, dengan

kedalaman korosi (d) 0,122 inchi didapatkan panjang

korosi maksimum (L) yang diijinkan sebesar 6,8

inchi. Dimensi cacat korosi dengan kedalaman (d)

0,122 in

31500

10000

20000

30000

40000

100 120 140 160 180 200

Teg

angan

von

Mis

es, p

si

Temperature, 0F


pressure dan temperature (d = 0,074 in)

Pressure 450 Pressure 658

Pressure 800 Maximum Allowable Stress

Jurnal Tugas Akhir

8

Gambar 4. 6 Model korosi pada pipa dengan d = 0,122 in, L

= 6,8 in, dan w = 1,8 in

Bertambahnya kedalaman korosi (d), mengakibatkan

kenaikan tegangan pada pipa. Pipa mengalami

yielding dengan tegangan yang lebih besar dari

konsisi sebelumnya.

Gambar 4. 7 Tegangan von mises pada pipa yang terkorosi

dengan kedalaman (d) 0,122 in

Kenaikan tegangan yang terjadi jika dibandingkan

dengan kondisi pipa terkorosi dengan kedalaman

korosi (d) 0,074 tidak terlalu besar. Pipa telah

berubah menjadi plastis karena telah melebihi

maximum allowable stressnya.


0,122 in (d = 0,122 in)

d P T von

Mises

Maximum

Allowable

Stress

Status

in psi oF psi psi

0,122 450 100 12990 31500 ok

0,122 450 159 30601 31500 ok

0,122 450 180 37565 31500 yielding

0,122 658 100 17121 31500 ok

0,122 658 159 30874 31500 ok

0,122 658 180 37755 31500 yieding

0,122 800 100 20039 31500 ok

0,122 800 159 31278 31500 ok

0,122 800 180 37969 31500 yielding


0,122 in (d = 0,122 in) terhadap ultimate strength pipa

d P T

von

Mises

Ultimate

Strength Status

in psi oF psi psi

0,122 450 100 12719 60000 ok

0,122 450 159 30601 60000 ok

0,122 450 180 37565 60000 ok

0,122 658 100 16250 60000 ok

0,122 658 159 30874 60000 ok

0,122 658 180 37755 60000 ok

0,122 800 100 18817 60000 ok

0,122 800 159 31278 60000 ok

0,122 800 180 37969 60000 ok

Grafik kenaikan tegangan yang terjadi akibat adanya

korosi dengan kedalaman 0,122 in dapat dilihat dari

gambar 4.8 dibawah ini.

Jurnal Tugas Akhir

9


terhadap kekuatan pipeline setelah terkorosi 0,074 in

(d=0,074)

4.4 Analisa Ovalitas Pipa

Analisa ovalitas pipa dilakukan untuk mengetahui

perubahan bentuk penampang pipa akibat beban-

beban yang bekerja pada pipa. Ovalitas pipa terjadi

karena adanya deformasi pada pipa. Analisa ovalitas

dilakukan dengan menghitung besarnya pressure

collapse (kekuatan pipa untuk menahan beban dari

luar ) dan membandingkan dengan external pressure

(Pe) pada pipa yang kemudian dimasukan ke dalam

persamaan kriteria collapse sistem apakah masih

lebih besar atau lebih kecil.

Jika dilihat dari hasil tabel-tabel dibawah,

berdasarkan kriteria collapse sistem pipa, ovalitas

yang terjadi pada pipa tidak menyebakan pipa

mengalami kegagalan ovalitas, meskipun kekuatan

pipa menurun karena bertambahnya kedalaman

korosi. Pipa masih aman meskipun pipa mengalami

ovalitas. Ovalitas yang terjadi pada pipa masih dalam

kondisi yang diijinkan.

Tabel 4. 7 Ovalitas pipa dengan d=0

Deformed fo Pc/(γm*γSC) Pe Status

in in psi

0,2702 0,0465 9596,91 2,142 ok

0,2743 0,0471 9460,24 2,142 ok

0,2758 0,0473 9409,99 2,142 ok

0,2706 0,0466 9583,01 2,142 ok

0,2748 0,0472 9445,28 2,142 ok

0,2763 0,0474 9395,06 2,142 ok

0,2709 0,0466 9573,16 2,142 ok

0,2751 0,0472 9435,01 2,142 ok

0,2766 0,0474 9384,82 2,142 ok

Tabel 4. 8 Ovalitas pipa dengan d=0,074 in


in in psi

0,40309 0,0709 3514,61 2,142 ok

0,42555 0,0749 3258,40 2,142 ok

0,43356 0,0763 3175,84 2,142 ok

0,40525 0,0713 3488,16 2,142 ok

0,42772 0,0753 3235,78 2,142 ok

0,43574 0,0767 3154,17 2,142 ok

0,40672 0,0716 3470,26 2,142 ok

0,4292 0,0755 3220,34 2,142 ok

0,43722 0,0770 3139,58 2,142 ok

Tabel 4. 9 Ovalitas pipa dengan d=0.122 in


in in psi

0,66639 0,119 1089,94 2,142 ok

0,66329 0,118 1100,72 2,142 ok

0,66221 0,118 1104,58 2,142 ok

0,73617 0,131 924,22 2,142 ok

0,73308 0,131 933,06 2,142 ok

0,73199 0,130 936,22 2,142 ok

0,70339 0,125 997,29 2,142 ok

0,70031 0,125 1006,94 2,142 ok

0,69922 0,124 1010,39 2,142 ok

4.5 Analisa Keandalan

Analisa keandalan pipa sebelum dan setelah

mengalami korosi perlu dilakukan untuk mengetahui

apakah pipa masih layak beroperasi atau tidak.

Keandalan suatu struktur untuk beroperasi dapat

dinilai berdasarkan indeks keandalan struktur

tersebut. Analisa keandalan dalam tugas akhir ini

menggunakan simulasi Montecarlo.

31500

10000

20000

30000

40000

100 120 140 160 180 200Teg

angan

von

Mis

es, p

si

Temperature, 0F


pressure dan temperature (d = 0,122 in)

Pressure 450 Pressure 658

Pressure 800 Maximum Allowable Stress

Jurnal Tugas Akhir

10

4.5.1 Analisa Keandalan terhadap Local Buckling

Moda Kegagalan:

-

…(12)

Variabel acak dalam moda kegagalan terhadap local

buckling dapat dilihat dalam tabel 4.10 didapatkan

dengan bantuan MINITAB 14.

Tabel 4. 10 Distribusi variabel acak moda kegagalan

terhadap local buckling

Variable Distribusi Mean Std

Deviasi COV

Pressure (P) Logistic 658 psi 107,9 16,4

Temperature

(T) Logistic 158,6 oF 20,31 12,8

Data

ketebalan

pipa tahun

2007 (t2007)

Lognormal 0,553 in 0,042 7,6

Data

ketebalan

pipa tahun

2009 (t2009)

Normal 0,527 in 0,0373 7,1

Berdasarkan hasil simulasi monte carlo dengan 10000

iterasi didapatkan keandalan pipa terhadap local

buckling sebelum terkorosi tahun 2005 dan setelah

terkorosi pada tahun 2007 dan 2009 adalah sebagai

berikut:

1. Keandalan tahun 2005: 0,9962 dengan

indeks keandalan (β) 2,67





Gambar 4. 9 Grafik indeks keandalan pipa sebelum dan

setelah terkorosi terhadap local buckling

Dari gambar 4.9 terlihat penurunan keandalan pipa

pada saat sebelum dan setelah mengalami korosi.

Korosi berpengaruh terhadap keandalan pipa.

4.5.2 Analisa Keandalan terhadap Ovalitas Pipa

Ovalitas pipa juga merupakan salah satu aspek

kekuatan pipa. Dengan adanya korosi pada pipa,

kegagalan pipa terhadap perubahan bentuk

penampang pipa (ovalitas) perlu dianalisa.

Moda Kegagalan

(13)

Variabel acak dalam moda kegagalan terhadap

ovalitas pipa adalah data ketebalan pipa pada tahun

2007 dan 2009 dan ovalitas pipa yang terjadi.

2.67

2.65

2.62

2.61

2.62

2.63

2.64

2.65

2.66

2.67

2.68

2003 2005 2007 2009 2011

Ind

eks

Kea

nd

alan

, β

Tahun

Indeks Keandalan Pipa

Jurnal Tugas Akhir

11

Tabel 4. 11 Distribusi variabel acak moda kegagalan

terhadap ovalitas pipa

Variable Distribusi Mean Std

Deviasi COV

Data

ketebalan

pipa tahun

2007 (t2007)

Lognormal 0,5532 in 0,042 7,6

Data

ketebalan

pipa tahun

2009 (t2009)

Normal 0,52738 in 0,03733 7,1

Ovality

2005

(fo2005)

Smallest

Extreme

Value

0,047 in 0,000364 0,8

Ovality

2007

(fo2007)

Smallest

Extreme

Value

0,07438 in 0,002427 3,3

Ovality

2009

(fo2009)

Normal 0,12456 in 0,00536 4,3

Berdasarkan hasil simulasi monte carlo dengan 10000

iterasi didapatakn hasil keandalan pipa terhadap

ovalitas pada tahun 2005, 2007, dan 2009 adalah 1,

dengan indeks keandalan 4,42.

Ovalitas yang terjadi pada pipa belum menyebabkan

kegagalan pada pipa. Pipa masih mampu menahan

beban dari luar meskipun telah mengalami perubahan

betuk penampang.

Gambar 4. 10 Grafik indeks keandalan pipa sebelum dan

setelah terkorosi terhadap ovalitas

5. Kesimpulan dan Saran

Kesimpulan yang dapat diambil dari tugas akhir ini

berdasarkan tujuan dari tugas akhir ini adalah:

1. Sebelum mengalami korosi (d=0) tegangan

terbesar yang terjadi pada pada pipa adalah

23954 psi, dengan tegangan tersebut pipa

belum mengalami yielding (local buckling).

Ovalitas yang terjadi pada pipa juga tidak

menyebabkan kegagalan pada pipa.

keandalan pipa terhadap local buckling

adalah 0,9962 dengan indeks keandalan (β)

2,67, sedangkan keandalan pipa terhadap

ovalitas adalah 1 dengan indeks keandalan

(β) 4,42.

2. Setelah mengalami korosi dengan pada

tahun 2007 dan 2009 mengakibatkan pipa

mengalami yielding. Tegangan terbesar pada

pipa pada tahun 2007 dan 2009 adalah

37743 psi dan 37969 psi, tegangan-tegangan

yang terjadi telah melebihi maximum

allowable stress (31500 psi) pipa tetapi jika

ditinjau dari ultimate strength (60000 psi),

pipa masih cukup aman. Keandalan pipa

terhadap local buckling setelah mengalami

korosi mengalami penurunan meskipun tidak

terlalu besar. Keandalan pipa pada tahun

2007 adalah 0,9959 dengan β 2,65 dan

keandalan pada tahun 2009 adalah 0,9956

dengan β 2,62. Sedangkan untuk keandalan

pipa terhadap ovalitas pipa masih tetap 1.

Pipa setelah mengalami korosi masih cukup

aman karena keandalannya cukup besar.

4.42 4.42 4.42

012345

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Ind

eks

Kea

nd

alan

, β

Tahun

Indeks Keandalan Pipa

Jurnal Tugas Akhir

12

Beberapa hal yang dapat disarankan pada akhir tugas

akhir ini adalah:

1. Pengaruh beban-beban luar lebih

diperhitungkan lagi secara rinci.

2. Pengaruh aliran fluida dalam pipa terhadap

korosi internal.

3. Dalam tugas akhir ini korosi external

diabaikan jadi bisa dilakukan analisa lebih

lanjut akibat korosi external.

4. Pemodelan korosi bisa dilakukan pada pipa

dengan konfigurasi lain, selain pipa lurus.

5. Setelah dilakukan analisa keandalan, maka

perhitungan umur kelelahan bias dilakukan.

6. Daftar Pustaka

ASCE 2001 Guidelines for Design of Buried Steel

Pipe.

Ang, HS dan Tang, W.H. 1985. Probability

Concepts In Engineering Planning And

Design. New York : John Wiley.

ASME B31G-1991 Manual for Determining The

Remaining Strength of Corroded

Pipelines, The American Society of

Mechanical Engineers, New York, 1991.

ASME B 31.8, “Gas Transmission and Distribution

Piping Systems”. (2000).

Bai, Y. 2001. Pipeline and Riser. Elsevier Ocean

Engneering Book

Baker M.J, dan Wyatt,T.A, (1979). Methods of

Reliability Analysis for Jacket Platform,

Journal of Behaviour of Offshore

Structures, London.

Cabral, L. Willmersdorf. Alfonso. 2007.

Development of Computational Tools for

Automatic Modelng and FE Analysis of

Corroded Pipeline. International Journal

of Modeling and Simulation for The

Petroleum Industry. vol 1. No 1. August

2007

DNV OS-F101 Submarine Pipeline System, 2007.

Det Norske Veritas, Norway

DNV RP-F101 Corroded Pipeline, 2007. Det

Norske Veritas, Norway

DNV Technical Report no 96-3392 Reliability of

Corroded Pipes Finite Element Analysis,

1997.

Guo, B. 2005. Offshore Pipeline. Elsevier, United

States

http://www.cetesb.sp.gov.br

JOB Pertamina-Petrochina East Java. 2004.

Sukowati-Mudi Pipeline Project. Tuban

JOB Pertamina-Petrochina East Java. 2005. Soil

Investigation for Thermal Expansion

Stress Analysis of Pipeline at Sukowati-

Mudi, Tuban. East Java

Kanappan P.E. Introduction to Pipe Stress

Analysis, John Willey & Sns Inc. Canada.

1986

Liu, Henry. 2003. Pipeline Engineering. Lewis

Publisher, New York

M. Mohitpur, H. Golshan, A. Murray, Pipeline

Design and Contruction: a Practical

Approach, Edisi 2, The American Society

of Mechanical Engineers, New York, 2003

Rosyid, D.M. 2007. Pengantar Rekayasa

Keandalan. Airlangga University Press,

Surabaya

Rosyid,D.M dan Mukhtasor (2002). Diktat Mata

kuliah Keandalan dan Resiko, Jurusan

Teknik Kelautan ITS

Supomo, H. 2003. Korosi. Buku Ajar Kuliah. Jurusan

Teknik Perkapalan, Institut Teknologi

Sepuluh Nopember, Surabaya

Szary T. 2006. The Finite Element Method Analysis

for Assesing the Remaining Strength of

Corroded Oil Field Casing and Tubing.

Dissertation of Fakultat fur

Geowissenschaften.

Jurnal Tugas Akhir

13

Teixeira, A.P. 2008. Reliability of pipelines with

corrosion defects. International Journal

of Pressure Vessels and Piping 85 (2008)

228–237.

Thoft- Chirstensen, P., dan Murotsu, Y .1986.

Application of Structural

ReliabilityTheory, Springer – Verlag ,

Berlin

ANALISA KEKUATAN SISA PIPELINE AKIBAT INTERNAL …

Documents

Transcript of ANALISA KEKUATAN SISA PIPELINE AKIBAT INTERNAL …