Journal of Mechanical Design and Testing 3(1), (2021), 47-56 DOI: http://dx.doi.org/10.22146/jmdt.v3i1.55866 e-ISSN: 2685-8029, ISSN: 2716-1293

## Evaluasi Kegagalan Cacat Korosi Internal Pipa Minyak Sepinggan Dengan Metode Element Hingga
H. Lesmana * dan I. Kusumaningtyas
Departemen Teknik Mesin dan Industri, Fakultas Teknik, Universitas Gadjah Mada. Jl. Grafika No.2, Kompleks UGM, Yogyakarta 55281, Indonesia, Telp. (0274) 521673 e-mail: hery.lesmana@mail.ugm.ac.id

## Abstrak
Pipa  Sepinggan  sudah  terkena  serangan  korosi  internal  dan  perlu  dievaluasi  agar  dapat dioperasikan dengan aman. Evaluasi dengan ASME-B31G level 1 sangat konservatif sehingga bisa jadi kondisi pipa dinilai terlalu rendah dan akhirnya dilakukan perbaikan berbiaya mahal yang tidak perlu. Disamping itu, evaluasi dengan cara ini juga tidak memperhitungkan besar kecilnya  lebar  korosi.    Untuk  itu,  diperlukan  penelitian  dengan  FEM  untuk  mengetahui konservatisme penggunaan ASME B31G level 1, termasuk pada variasi lebar korosi, sehingga hasil evaluasi cacat korosi nya dan keputusan apakah pipa ini perlu diperbaiki dapat dihasilkan dengan  akurat.  Penelitian  ini  diawali  dengan  studi  literatur,  kemudian  dilanjutkan  dengan pemodelan cacat korosi pada pipa dengan bantuan program Ansys Workbench yang divalidasi dengan data referensi. Model yang tervalidasi kemudian digunakan untuk  simulasi efek lebar korosi pada tekanan pecah pipa. Dari hasil simulasi FEM diketahui konservatisme dari ASME- B31G Level 1 dan faktor koreksi yang harus diberikan agar perhitungannya akurat. Selanjutnya pipa  Sepinggan  dievaluasi  dengan  metode  yang  memberikan  akurasi  tertinggi.  Dari  hasil penelitian,  konservatisme  ASME-B31G  level  1  memerlukan  beberapa  faktor  koreksi  terkait dengan lebar korosinya.
Kata kunci : Pengaruh lebar korosi, korosi internal, tekanan pecah pipa.

## Abstract
The  Sepinggan  pipe  has  been  exposed  to  internal  corrosion  and  needs  to  be  evaluated  for  safe  operation. Evaluation with ASME-B31G level 1 can be very conservative, the pipeline may be considered too bad and finally  requiring  needless expensive repairs.  This  evaluation  also does  not consider  corrosion width.  For this reason, research with FEM is needed to find out the conservatism of using ASME-B31G level 1, including variations in corrosion width, so that the results of the evaluation of corrosion defects and the decision whether these pipes need to be repaired can be produced accurately. This research begun with literature study, followed by pipe corrosion defect modeling in Ansys Workbench and validated using reference data. Validated model then used for simulation of corrosion width effect on pipe burst pressure. Based on the simulation, the conservatism and correction factor to increase accuracy for the usage of ASME-B31G Level 1 was found. Finally, Sepinggan pipe was evaluated using the method that bring the most accurate result. This study found, ASME-B31G level 1 conservatism require correction factors related to its corrosion width.
Keywords : Corrosion width effect, internal corrosion, pipe burst pressure.

## 1. PENDAHULUAN
Pipa  Sepinggan  sudah  terkena  serangan  korosi  internal  dan  perlu  dievaluasi  agar  dapat dioperasikan dengan aman. Evaluasi dengan ASME-B31G level 1 sangat konservatif sehingga bisa jadi kondisi pipa dinilai terlalu rendah dan akhirnya dilakukan perbaikan berbiaya mahal yang tidak perlu. Disamping itu, evaluasi dengan cara  ini juga tidak memperhitungkan besar kecilnya lebar korosi.
Karena  cacat  korosi  aktual  memiliki  geometri  yang  lebih  kompleks,  seperti  contohnya memiliki lebar, untuk akurasi evaluasi cacat korosi sehingga dapat menghindarkan dari perbaikan pipa yang tidak perlu yang berbiaya mahal, diperlukan penelitian untuk mengetahui pengaruh variasi lebar korosi terhadap persentase akurasi penggunaan analisa level 1 ASME-B31G dalam menghitung tekanan pecah pipa pada pipa API 5L X52 Sepinggan ini atau mencari tahu apakah ada  faktor  koreksi  terhadap  penggunaan  perhitungan  dengan  ASME-B31G  level  1  untuk mendapatkan hasil evaluasi mendekati tekanan pecah sebenarnya. Selanjutnya metode evaluasi terbaik  diterapkan  untuk  mengevaluasi  pengaruh  korosi  internal  pada  pipa  Sepinggan  secara akurat.
Banyak  model  analisa  cacat  korosi  pada  pipa  dikembangkan  hanya  berdasarkan pertimbangan area memanjang arah longitudinal dari daerah cacat. Geometri dari cacat korosi bisa dilihat pada Gambar 1 dibawah ini.

## Gambar 1. Geometri cacat korosi
Pendekatan untuk memproyeksikan area logam yang hilang akibat korosi pada arah bidang longitudinal pipa seperti yang diproyeksikan A pada gambar 1 dapat bervariasi dari pendekatan bentuk persegi panjang ( dxL) , pendekatan bentuk parabola ( 2/3 dxL) , campuran 45% bentuk persegi panjang dan 55% bentuk parabola ( 0,85 dxL) sampai pendekatan ke  area "sebenarnya" dengan metode element hingga.
Dengan σ hf adalah  tegangan  melingkar  saat  pipa  mengalami  kegagalan  (MPa,  psi), σ flow adalah tegangan alir (MPa, psi), A o adalah area longitudinal yang utuh sebelum terjadi korosi yang merupakan fungsi dari ketebalan awal pipa (t) dan panjang cacat (L) (𝐴 𝑜 = 𝑡𝑥𝐿) (mm 2 , in 2 ), A c adalah area yang terkorosi, yang merupakan fungsi dari kedalaman (d) dan panjang cacat (L) (mm 2 , in 2 ), M adalah Folias atau faktor gembung, L adalah panjang korosi (mm, in), d adalah kedalaman korosi (mm, in) dan t adalah tebal pipa (mm, in), pendekatan yang paling konservatif dengan bentuk persegi panjang ( A=dxL ), digunakan oleh model NG-18 berikut ini:
𝜎 ℎ𝑓 = 𝜎 𝑓𝑙𝑜𝑤 [ 1−( 𝐴 𝑐 𝐴 𝑜 ⁄ ) 1−( 𝐴 𝑐 𝐴 𝑜 ⁄ )𝑀 −1 ] (1)
Dengan 𝑃 𝑏 adalah tekanan pecah (MPa, psi), 𝜎 𝑓𝑙𝑜𝑤 = 1,1𝜎 𝑦𝑠 adalah tegangan alir (MPa, psi), 𝜎 𝑦𝑠 adalah kekuatan luluh material (MPa, psi), D adalah diameter pipa (mm, in), model ASME B31G menggunakan bentuk parabola ( 2/3 dxL ), dengan persamaan sebagai berikut: Untuk cacat yang pendek (L 2 /Dt<=20)
𝑃 𝑏 = 2𝑡 𝐷 𝜎 𝑓𝑙𝑜𝑤 [ 1− 2 3 ( 𝑑 𝑡 ) 1− 2 3 ( 𝑑 𝑡𝑀 ) ] dengan 𝑀 = √1 + 0,8 ( 𝐿 𝐷𝑡 ) 2 (2)
Untuk cacat panjang (L 2 /Dt>20)
𝑃 𝑏 = 2𝑡 𝐷 𝜎 𝑓𝑙𝑜𝑤 [1 − ( 𝑑 𝑡 )] (3)
Selanjutnya, model B31G yang dimodifikasi menggunakan bentuk ( 0,85dxL ), yang berada di antara bentuk persegi panjang dan parabola.
Semua  model  penilaian  analitikal  diatas,  membuat  perkiraan  dari  area  cacat  berdasarkan pada kedalaman dan panjang maksimum L. Namun, parameter untuk efek lebar korosi belum termasuk dalam metode penilaian, untuk menentukan tekanan pecah pipa yang mengandung cacat permukaan.
Beberapa  analisis  dan  percobaan  telah  dilakukan  untuk menentukan  kekuatan  pipa yang tersisa  dampak  dari  cacat  korosi.  Namun  kebanyakan  teknik  penilaian  dan  penelitian  yang tersedia dilaporkan dalam literatur telah mengabaikan kemungkinan efek lebar lubang korosi.
Alang dkk. meneliti efek cacat korosi pada tekanan pecah melalui pengujian eksperimental dan numerik. Namun demikian penelitian ini mengabaikan lebar cacat korosi dalam perhitungan tekanan  pecah.  Penelitian  ini  juga  menghasilkan  kesimpulan  bahwa  hasil  FEM  selalu memprediksi  nilai  tekanan  pecah  yang  lebih  tinggi  dibandingkan  dengan  ASME  B31G  dan Modifikasi ASME B31G, dimana ASME B31G adalah kode desain yang memberikan hasil yang paling konservatif.
Sedikit  penelitian  yang  menganalisa  dampak  lebar  korosi  pada  kegagalan  pipa  dengan menggunakan FEM. Salah satu penelitian yang dilakukan oleh Orasheva dengan membuat lebar korosi  yang  diasumsikan  terkait  dengan  panjang  (L)  dan/atau  kedalaman  korosi  (d)  dari percobaan pipa sampai pecah yang sudah ada. Menurut penelitian Orasheva tersebut, hasil ini menunjukkan  bahwa  ada  perbedaan  antara  hasil  eksperimen  dengan  hasil  FEM  ketika  lebar lubang korosi divariasikan. Hasil penelitian Orasheva ini cukup penting, walaupun pengaruh lebar  korosi  belum  dikuantifikasi  terhadap  kode  ASME-B31G  dan  tidak  dijelaskan keterkaitannya dengan panjang korosi yang pendek atau panjang, namun sudah menunjukkan bahwa lebar korosi mempengaruhi tekanan pecah hasil analisa dengan FEM.
Penelitian lainnya yang memasukkan parameter lebar korosi terhadap perhitungan tekanan pecah pada pipa adalah yang dilakukan Mustaffa dan van Gelder untuk cacat korosi yang dangkal (d/t≤0,3),  pendek  (L/D≤0,20),  dan  lebar  (w/t>0,5), dengan 𝜎 𝑢 adalah  tegangan  tarik maksimum dan w adalah lebar korosi, didapati bahwa tekanan pecah pipa tersebut tergantung kepada besarnya lebar cacat (w) dengan persamaan sebagai berikut:
𝑃 𝑏 𝜎 𝑢 = ( 𝑡 𝐷 ) 0,8442 ( 𝑑 𝑡 ) −0,0545 ( 𝐿 𝑤 ) −0,014 (4)
Dalam studi FEM, kriteria kegagalan diperlukan untuk menentukan kapan fraktur terjadi. Banyak  penelitian  tekanan  pecah  pipa  dengan  FEM  telah  menggunakan  kriteria  kegagalan
berbasis tegangan von Mises yang dibandingkan dengan kekuatan tarik maksimum bahan dalam studi mereka, dengan hasil yang akurat terlepas dari ketebalan dinding pipa. Salah satunya adalah yang sudah dilakukan oleh Orasheva untuk material API 5L X52 yang sama dengan penelitian ini dan telah dilaporkan menghasilkan hasil yang akurat.
Tujuan penelitian ini yang pertama adalah untuk mengetahui pengaruh variasi lebar korosi terhadap  persentase  akurasi  penggunaan  analisa  level  1  ASME-B31G  dalam  menghitung tekanan  pecah  pipa.  Yang  kedua  adalah  menentukan  faktor  koreksi  terhadap  penggunaan perhitungan dengan ASME-B31G level 1 apabila memperhitungkan lebar korosi.

## 2. METODE PENELITIAN
Penelitian ini diawali dengan studi literatur, kemudian dilanjutkan dengan pemodelan cacat korosi pada pipa dengan bantuan program Ansys Workbench 16.0.

## 2.1. Data Material
Data material yang digunakan untuk membuat model FEM pada penelitian ini diambil dari data pengujian tekanan pecah sebenarnya yang tercatat pada laporan PRCI no: L51689. Data material yang diambil adalah data untuk material API 5L X52 yang memiliki besar diameter dan ketebalan pipa yang sama seperti pada Tabel 1:
Tabel 1. Data material untuk penelitian Kasus D (mm) t (mm) d (mm) L (mm) w (mm) S Y (MPa) S UT (MPa) P f-EXP (MPa) 27 762,00 9,53 3,71 139,70  149,00  414,1 555,47  12,68 28 762,00 9,53 2,92 114,30  87,50 418,90 563,94  13,06 29 762,00 9,53 5,84 101,60  79,00 446,50 612,65  12,23 30 762,00 9,53 5,31 40,60 30,50 476,80 666,12  14,75 31 762,00 9,53 5,31 50,80 50,00 449,20 617,41  13,78 81 762,00 9,53 6,22 685,80  295,00  473,80 660,82  6,84
Pipa dianggap gagal dan mengalami pecah pada saat tegangan Von Mises nya akibat tekanan tertentu menyamai kekuatan tarik maksimum dari material. Data kekuatan tarik maksimum pada tabel 1 di atas diekstrapolasi dari kekuatan luluh vs kekuatan tarik maksimum untuk material API 5L X52 PSL 2 yang standar.
Penelitian pengujian tekanan pecah menggunakan perangkat lunak FEM dilakukan dengan metode  nonlinear.  Dari  kurva  tegangan – regangan  pipa  API  5L  standar  [10],  diperoleh pendekatan bahwa regangan pada saat tegangan material menyentuh kekuatan luluh adalah 0,002 mm/mm dan regangan pada saat tegangan material menyentuh kekuatan maksimum adalah 0,15 mm/mm. Dengan data ini dapat digambarkan kurva bilinear pada perangkat lunak FEM untuk simulasi kasus nonlinear pipa pecah.

## 2.2. Jenis Korosi Pada Pipa
Dari hasil inspeksi yang dilakukan pada pipa penyalur minyak di Sepinggan ini, pipa tersebut sudah terkena pitting corrosion pada permukaan dalamnya, dengan ukuran geometri cacat korosi yang  bervariasi.  Terdapat  juga  beberapa  cacat  korosi  yang  berdekatan  pada  satu  lokasi  dan
membentuk  area  korosi  yang  lebih  luas.  Pada  penelitian  ini  cacat  korosi  diasumsikan  hanya menyebabkan penipisan ketebalan pipa pada area cacat korosi.

## 2.3. Pemodelan FEM
Untuk mendapatkan model pipa yang memiliki cacat korosi secara akurat, pada penelitian ini dibuat 3 model cacat korosi, yaitu model kotak persegi, model dengan fillet dan model elips untuk  melihat  mana  dari  model  tersebut  yang  tekanan  pecahnya  paling  mendekati  dengan tekanan pecah pada data referensi, seperti pada Gambar 2:

## Gambar 2. Model cacat korosi

## 2.4. Validasi Model FEM
Untuk validasi, model FEM dibuat sehingga didapatkan model FEM yang perbandingan tekanan pecah aktual dari data referensi dan prediksi di model FEM menunjukkan kecocokan yang baik (+/- 10%). Persentase 10% ini diambil karena mechanical property dari material yang dijadikan  referensi  pada  pembuatan  model  FEM  ini  merupakan  hasil  pendekatan  seperti diterangkan pada bagian material diatas.

## 2.5. Simulasi Penyelesaian Masalah
Model yang tervalidasi kemudian digunakan untuk simulasi efek lebar korosi pada tekanan pecah  pipa.  Variasi  lebar  korosi  (w)  dibuat  bervariasi  dari  10%  panjang  korosi  (L)  sampai maksimum  selebar  350 deg keliling  pipa.  Untuk  panjang  korosi  sendiri  diambil  dua  contoh, dimana  satu  contoh  merepresentasikan  kondisi  cacat  yang  pendek  (L 2 /Dt<=20)  dan  satu contoh lainnya untuk cacat yang panjang (L 2 /Dt>20), sesuai dengan kondisi batas persamaan yang digunakan pada ASME B31G level 1. Dari hasil simulasi FEM diketahui perbandingan dan konservatisme  dari  ASME-B31G  Level  1  dan  faktor  koreksi  yang  harus  diberikan  agar perhitungannya  <=10%  dari  hasil  evaluasi  FEM  pada  lebar  korosi  terkait.  Selanjutnya  pipa Sepinggan dievaluasi dengan metode yang memberikan akurasi tertinggi.

## 3. HASIL DAN PEMBAHASAN

## 3.1. Validasi Dan Pemilihan Model FEM
Gambar 3 adalah hasil simulasi pipa dengan cacat eksternal untuk ketiga model pada semua kasus pada data penelitian. Pada Gambar 3 tersebut dapat dilihat bahwa seluruh model, baik model  dengan  bentuk  cacat  korosi  model  kotak  persegi,  dengan  fillet  dan  dengan  elips memberikan ketepatan tekanan pecah pipa di atas 90% dibandingkan dengan hasil pengujian pada data referensi sehingga seluruh model tervalidasi. Namun demikian, untuk penelitian ini, dipilih model dengan model bentuk elips yang memiliki ketepatan paling tinggi (di atas 94-95%), untuk mendapatkan hasil penelitian yang lebih baik.
Gambar 3. Persentase tekanan pecah (P B ) dikorelasikan dengan tekanan pecah (P B ) hasil pengujian, untuk kasus Exp, Model 1, 2 Dan 3
Dari hasil simulasi, tidak terdapat perbedaan tekanan pecah antara hasil simulasi model pipa dengan  cacat  eksternal  dibandingkan  dengan  cacat  internal,  sehingga  model  ini  valid  untuk diaplikasikan pada penelitian evaluasi kegagalan akibat cacat korosi internal.

## 3.2. Pengaruh Lebar Korosi Pada Tekanan Pecah
Data  untuk  pemodelan  dan  simulasi  pengaruh  lebar  korosi  pada  tekanan  pecah  pada penelitian ini diambil dari data korosi internal sebenarnya hasil inspeksi pipa Sepinggan. Pada laporan  inspeksi  tersebut,  terdapat  4  kasus  yang  paling  kritis  korosinya  dan  digunakan  pada penelitian  ini.  Pada  Tabel  2  dapat  ditemukan  4  kasus  tersebut,  berikut  data  korosi  dan  data materialnya.
Tabel 2. Data korosi pipa Sepinggan Kasus D (mm) t (mm) d (mm) L (mm) w (mm) S Y (MPa)  L 2 /Dt S UT (MPa) 1 323,85  9,53 6,00 32,00 37,00 358,53  0,4 455,05 2 323,85  9,53  5,81  34,00  33,00 358,53  0,4 455,05 3 323,85  9,53  6,00  30,00  30,00 358,53  0,3 455,05 4 323,85  9,53  5,72  32,00  61,00 358,53  0,4 455,05 5* 323,85  9,53  5,81  300,00  33,00 358,53  31,0 455,05 6* 323,85  9,53 2,00 34,00 33,00 358,53  0,4 455,05 Untuk kasus L 2 /Dt<=20, dipilih dari kasus 2 pada Tabel 2 di atas, dimana nilai L 2 /Dt=0,4. Karena 4 kasus korosi pipa Sepinggan pada Tabel 2 di atas memiliki L 2 /Dt<=20, kemudian dibuat satu kasus yang diberi nama kasus 5* dengan data yang sama dengan kasus 2, namun dengan panjang korosi L yang berbeda sehingga nilai L 2 /Dt>20. Lalu dibuat satu kasus lainnya diberi nama 6* yang memiliki data yang sama dengan kasus 2, namun dengan kedalaman korosi yang berbeda agar nilai d/t<=0,3. Kasus-kasus tambahan ini ditambahkan pada Tabel 2 di atas.
Untuk kasus 2, dimana nilai L 2 /Dt=0,4 (L 2 /Dt<=20), hasil simulasi pengaruh variasi lebar korosi terhadap tekanan pecah pipa terlihat pada Gambar 4.
80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 100 27 28 29 30 31 81 Pe rs en ta se Te ka na n Pe ca h (% ) Nomor Model Kasus Exp 1 2 3
Pada Gambar 4 tersebut dapat dilihat bahwa pada seluruh variasi lebar korosi, perhitungan dengan ASME B31G Level 1 memberikan hasil di bawah hasil simulasi FEM. Hasil perhitungan tekanan pecah dengan ASME B31G Level 1 adalah 13 – 20% lebih rendah jika dibandingkan dengan  hasil  simulasi  FEM.  Pada  Gambar  4  tersebut  juga  dapat  dilihat  bahwa  lebar  korosi mempengaruhi tekanan pecah pada pipa. Semakin lebar korosinya, semakin kecil tekanan pecah pada pipa.
Agar tekanan pecah yang dihitung menggunakan ASME-B31G dapat mendekati tekanan pecah  sebenarnya  dengan  perbedaan  kurang  dari  10%,  untuk  panjang  korosi  yang  pendek dimana L 2 /Dt<=20, dengan pendekatan regresi linear pada Gambar 4, penggunaan analisa level 1 ASME-B31G perlu ditambahkan faktor koreksi akibat lebar korosi (w) pada tekanan pecahnya sehingga persamaannya menjadi:
Untuk w<20 deg
𝑃 𝑏 = 1,13 { 2𝑡 𝐷 𝜎 𝑓𝑙𝑜𝑤 [ 1− 2 3 ( 𝑑 𝑡 ) 1− 2 3 ( 𝑑 𝑡𝑀 ) ]} − 0,026 [ (20−𝑤)𝑑𝑒𝑔 1𝑑𝑒𝑔 ] (5)
Untuk 20 deg =<w<90 deg
𝑃 𝑏 = 1,13 { 2𝑡 𝐷 𝜎 𝑓𝑙𝑜𝑤 [ 1− 2 3 ( 𝑑 𝑡 ) 1− 2 3 ( 𝑑 𝑡𝑀 ) ]} − 0,007 [ (𝑤−20)𝑑𝑒𝑔 1𝑑𝑒𝑔 ] (6)
Untuk w=>90 deg
𝑃 𝑏 = 1,11 { 2𝑡 𝐷 𝜎 𝑓𝑙𝑜𝑤 [ 1− 2 3 ( 𝑑 𝑡 ) 1− 2 3 ( 𝑑 𝑡𝑀 ) ]} − 0,003 [ (𝑤−90)𝑑𝑒𝑔 1𝑑𝑒𝑔 ] (7)
Gambar 4. Efek variasi lebar korosi pada tekanan pecah (P B ) untuk kasus 2
Pada Gambar 4 juga terlihat, pada lebar korosi yang sempit atau sangat kecil, tekanan pecah pada pipa juga terlihat turun. Menurut peneliti, hal ini dikarenakan adanya konsentrasi tegangan
24.4 24.4 24.6 24.7 24.9 24.9 24.9 24.9 24.9 24.9 24.8 24.4 24.2 24.0 24.0 23.8 23.7 23.6 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 1 3 4 5 8 10 13 26 38 51 64 90 120 150 180 240 300 350 Te ka na n B oc or P B (M Pa ) Lebar Korosi Dalam Derajat Keliling Pipa (Deg) ASME B31G FEA
pada celah sempit yang terbentuk akibat korosi sehingga mempengaruhi tegangan yang terjadi pada area tersebut. Hal ini dapat diteliti lebih lanjut pada penelitian lainnya.
Untuk kasus 5*, dimana nilai L 2 /Dt=31 (L 2 /Dt>20), hasil simulasi pengaruh variasi lebar korosi terhadap tekanan pecah pipa terlihat pada Gambar 5.
Gambar 5. Efek variasi lebar korosi pada tekanan pecah (P B ) untuk kasus 5*
Pada  Gambar  5  tersebut  dapat  dilihat  bahwa  untuk  kasus  5*  dengan  L 2 /Dt>20,  pada seluruh variasi lebar korosi, perhitungan dengan ASME B31G Level 1 memberikan hasil yang lebih jauh di bawah hasil simulasi FEM. Hasil perhitungan tekanan pecah dengan ASME B31G Level 1 untuk kasus 5* dengan L 2 /Dt>20 ini adalah 34 – 60% lebih rendah jika dibandingkan dengan hasil simulasi FEM. Pada Gambar 5 tersebut juga dapat dilihat bahwa variasi lebar korosi pada panjang korosi yang panjang, lebih mempengaruhi tekanan pecah pada pipa. Semakin lebar korosinya, semakin kecil tekanan pecah pada pipa.
Agar tekanan pecah yang dihitung menggunakan ASME-B31G dapat mendekati tekanan pecah sebenarnya, dengan pendekatan regresi linear pada Gambar 5, untuk panjang korosi yang panjang dimana L 2 /Dt>20, penggunaan analisa level 1 ASME-B31G perlu ditambahkan faktor koreksi akibat lebar korosi (w) pada tekanan pecahnya sehingga persamaannya menjadi:
Untuk w<20 deg
𝑃 𝑏 = 1,52 { 2𝑡 𝐷 𝜎 𝑓𝑙𝑜𝑤 [ 1− 2 3 ( 𝑑 𝑡 ) 1− 2 3 ( 𝑑 𝑡𝑀 ) ]} − 0,033 [ (20−𝑤)𝑑𝑒𝑔 1𝑑𝑒𝑔 ] (8)
Untuk 20 deg =<w<90 deg
𝑃 𝑏 = 1,52 { 2𝑡 𝐷 𝜎 𝑓𝑙𝑜𝑤 [ 1− 2 3 ( 𝑑 𝑡 ) 1− 2 3 ( 𝑑 𝑡𝑀 ) ]} − 0,02 [ (𝑤−20)𝑑𝑒𝑔 1𝑑𝑒𝑔 ] (9)
Untuk w=>90 deg
𝑃 𝑏 = 1,37 { 2𝑡 𝐷 𝜎 𝑓𝑙𝑜𝑤 [ 1− 2 3 ( 𝑑 𝑡 ) 1− 2 3 ( 𝑑 𝑡𝑀 ) ]} − 0,003 [ (𝑤−90)𝑑𝑒𝑔 1𝑑𝑒𝑔 ] (10)
Hasil  penelitian  diatas  juga  sudah  disimulasikan  dan  menghasilkan  hal  yang  sama  untuk cacat korosi dengan lebar korosi terputus (tidak kontinu).
Pada  Tabel  2  diatas  terdapat  kasus  6*  yang  sengaja  ditambahkan  untuk  dipakai  dalam perbandingan hasil persamaan dalam penelitian ini dengan persamaan (4) dari hasil penelitian
13.8 14.1 13.8 13.4 12.9 12.7 12.6 12.5 12.4 12.2 12.0 11.9
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 11 23 34 45 68 90 113 150 180 240 300 350 Te ka na n B oc or P B (M Pa ) Lebar Korosi Dalam Derajat Keliling Pipa (Deg) ASME B31G FEA
yang menyertakan parameter lebar korosi untuk menghitung tekanan pecah yang dilakukan oleh Mustaffa dan van Gelder [8] untuk cacat korosi yang dangkal (d/t<=0,3), pendek (L/D<=0,20), dan lebar (w/t>0,5). Agar sesuai dengan kondisi batas pada persamaan (4) dan karena lebar korosi kasus 6* adalah 33 mm atau dalam derajat keliling pipa ini adalah 12,4 deg , persamaan dari hasil penelitian ini yang dipakai untuk perbandingan adalah persamaan untuk panjang korosi yang pendek dengan korosi yang lebar w<20 deg yaitu persamaan (5). Berikut hasil perhitungan dan perbandingannya. Perhitungan dengan persamaan (4):
𝑃 𝑏 455,05 = ( 9,53 323,85 ) 0,8442 ( 2 9,53 ) −0,0545 ( 34 33 ) −0,014 , P b = 25,24 MPa (11) Perhitungan dengan persamaan (5):
Dicari dulu nilai M dari persamaan (2),
𝑀 = √1 + 0,8 ( 34 323,85𝑥9,53 ) 2 = 1,14 (12)
Maka P b dari persamaan (5),
𝑃 𝑏 = 1,13 { 2𝑥9,53 323,85 𝑥1,1𝑥358,53𝑥 [ 1− 2 3 ( 2 9,53 ) 1− 2 3 ( 2 9,53𝑥1,14 ) ]} − 0,026 [ (20−12.4)
1𝑑𝑒𝑔 ] = 𝟐𝟓, 𝟓𝟐 𝑴𝑷𝒂
(13)
Dapat dilihat bahwa tekanan pecah yang dihitung dengan persamaan (5) hasil penelitian ini memberikan hasil yang relatif sama, dengan selisih kurang lebih 1% saja dari tekanan pecah yang dihitung dengan persamaan (4) pada penelitian Mustaffa dan van Gelder [8]. Dari hasil ini, dapat dikatakan  bahwa  persamaan  ASME-B31G  yang  sudah  diberikan  faktor  koreksi  yang mempertimbangkan lebar korosi pada penelitian ini memberikan hasil yang akurat.

## 4. KESIMPULAN
Kesimpulan  yang  dapat  diambil  dari  Evaluasi  Pengaruh  Cacat  Korosi  Internal  Pada Kegagalan  Pipa  Bawah  Laut  Dengan  Metode  Elemen  Hingga  dengan  studi  kasus:  Pipa Transmisi Minyak Sepinggan ini adalah sebagai berikut:
1. Variasi lebar korosi pada penelitian untuk korosi internal pada pipa API 5L X52 ini berpengaruh terhadap tekanan pecah pada pipa. Semakin lebar, semakin kecil tekanan pecah pada pipa akibat cacat korosi. Dari hasil penelitian, untuk panjang korosi yang pendek, dimana L 2 /Dt<=20, konservatisme penggunaan analisa level 1 ASME-B31G ada di kisaran 80-87% dari perkiraan tekanan pecah sebenarnya yang ditunjukkan oleh hasil  FEM.  Untuk  panjang  korosi  yang  panjang,  dimana  L 2 /Dt>20,  konservatisme penggunaan analisa level 1 ASME-B31G ada di kisaran 40-66% dari perkiraan tekanan pecah sebenarnya yang ditunjukkan oleh hasil FEM.
2. Agar  tekanan  pecah  yang  dihitung  menggunakan  ASME-B31G  dapat  mendekati tekanan pecah sebenarnya, untuk itu, penggunaan analisa level 1 ASME-B31G perlu ditambahkan faktor koreksi terkait dengan lebar korosinya seperti pada persamaan 5-
10.
Karena data eksperimen pengujian tekanan pecah dihasilkan dari bentuk cacat korosi yang sudah  disederhanakan,  pada  penelitian  ini,  hanya  dilakukan  pencarian  pengaruh  lebar  korosi terhadap  tekanan  pecah  yang  dibandingkan  dengan  pengitungan  tekanan  pecah  dengan menggunakan kode analitikal ASME B31G level 1. Pada penelitian ini tidak dilakukan pengaruh bentuk cacat korosi dengan bentuk korosi riil dimana bentuk korosi dapat berbentuk seperti pulau  terhadap  tekanan  pecah  pipa  dan  perbandingannya  dengan  ASME  B31G  Level  1.
Pemodelan dengan bentuk korosi yang riil tentunya sangat menarik untuk penelitian selanjutnya sehingga didapatkan juga faktor koreksi bentuk terhadap penggunaan ASME B31G Level 1 yang lebih akurat.

## 5. DAFTAR PUSTAKA
Alang, N.A., Razak, N.A., Shafie, K.A. and Sulaiman, A., 2013, Finite Element Analysis on Burst Pressure of Steel Pipes with Corrosion Defects, in 13th International Conference on Fracture , Beijing, China ASME,  2012,  ASMEB31G:  Manual  for  determining  the  remaining  strength  of  corroded pipelines, Technical report , American Society of Mechanical Engineers Capelle, J., Gilgert, J., Dmytrakh, I., Pluvinage, G., 2011, The effect of hydrogen concentration on fracture of pipeline steels in presence of a notch, Engineering Fracture Mechanics , Volume 78, Issue 2 nd of January, pp 364-373 Chevron, 2009, Pipeline Sepinggan Intelligent Pigging Report Chiodo, M.S. and Ruggieri, C., 2009, Failure assessments of corroded pipelines with axial defects using stress-based criteria: Numerical studies and verification analysis, International Journal of Pressure Vessels and Piping , vol. 86, 164-176 DNV, 2010, DNV Recommended Practice RP-F101 Corroded pipelines, DNV Recommended Practice , Det Norske Veritas.
Kiefner,  J.F.  and  Duffy,  A.R.,  1971,  Summary  of  Research  to  Determine  the  Strength  of Corroded Areas in Line Pipe, Technical report , Battelle Columbus Laboratories Kiefner,  J.F.  and  Vieth,  P.H.,  1993,  Database  of  Corroded  Pipe  Tests  PR-218-9206, PRCI Catalog No. L51689 , Technical Toolboxes Inc., Texas Maxey,  W.A.,  Kiefner,  J.F.,  Eiber,  R.J.,  and  Duffy,  A.R.,  1971,  Ductile  Fracture  Initiation, Propagation and Arrest in Cylindrical Vessels Fracture Toughness, Technical report , ASTM
STP514
Mustaffa,  Z.  and  van  Gelder,  P.,  A,  2010,  Review  and  Probabilistic  Analysis  of  Limit  State Functions of Corroded Pipelines, In Proceedings of the 20th International Offshore and Polar Engineering Conference , pages 626 – 632, Beijing, China Orasheva,  J.,  2017,  The  Effect  Of  Corrosion  Defects  On  The  Failure  Of  Oil  And  Gas Transmission Pipelines: A Finite Element Modeling Study, A thesis submitted to the School of Engineering , University Of North Florida