## Analisis Tegangan pada Jalur Pipa  dengan Pemindahan Penopang Akibat Longsor
Sepfitrah 1* , Yoan Perima 2 , Mirfaturiqa 3
1,2,3 Jurusan Teknik Mesin Sekolah Tinggi Teknologi Pekanbaru Jalan Dirgantara No.4 Pekanbaru - Riau
E-mail :sepfitrah@gmail.com *

## Abstract
Landslide that has done in the Chevron, Minas oil field area on 4A-54 pipeline section, resulted the failure at one of pipe supports of 12in and 8in pipe diameter. The Action is planned to remove pipe support number 2 which affected a landslide, and move pipe supports number 1 and 3 that is closer to pipe support number 2. For this reason, action is being taken to redesign the piping system so that the pipe line can function safely. Allowable piping design criteria are used based on the maximum distance between pipe supports and maximum stress based on ASME B31.3 standards not greater than 20,000 Psi. Based on the calculation results, the allowable maximum distance between 12 in pipe supports is 16.064 m. Software CAESAR II is used  on  pipeline  stress  simulation.  The  maximum  combined  stress  and  torsion  on  the  pipeline  at  that distance is 17606.44 Psi, 12% less than the allowable stress. The combine stress in the pipe are produces displacement and twist of pipe in the x-axis direction of 0.074 m and -0.95 o .
Keywords: landslide, pipe support, allowable stress, displacement, simulation

## Abstrak
Kejadian tanah longsor pada area ladang minyak Chevron, Minas mengakibatkan tidak berfungsinya salah satu penyokong pipa berdiameter 12in dan 8 in pada jalur 4A-54. Direncanakan tindakan menghilangkan penyokong  pipa  nomor  2  yang  mengalami  longsor,  dan  menggeser  penyokong  pipa  nomor  1  dan  3 disebelahnya mendekat ke penyokong pipa nomor 2. Untuk itu dilakukan tindakan mendisain ulang sistem pemipaan agar jalur pipa dapat berfungsi dengan aman. Digunakan kriteria desain pemipaan yang aman atau diizinkan berdasarkan jarak maksimum antara penyokong pipa dan tegangan maksimum berdasarkan standar ASME B31.3 tidak lebih besar dari  20000 Psi. Berdasarkan hasil perhitungan jarak maksimum yang diizinkan antara peyokong pipa 12 in adalah 16,064 m. Dalam perhitungan analisis tegangan jalur pipa  menggunakan  simulasi dengan  perangkat  lunak  CAESAR II.  Tegangan kombinasi  pada jalur pipa berupa tarikan dan puntir pada jarak tersebut sebesar 17606,44 Psi, lebih kecil 12% dari tegangan yang diizinkan.  Tegangan  kombinasi  pada  pipa  menghasilkan  defleksi  dan  puntiran  searah  sumbu  x  sebesar sebesar 0,074 m dan -0,95 o .
Kata Kunci: longsor, penyokong pipa, tegangan izin, defleksi, simulation

## 1. Pendahuluan
Sistem pemipaan yang aman dibutuhkan untuk menjamin  kelangsungan  dari  produksi  minyak bumi  dan  menjamin  usia  pemakaiannya,  sesuai dengan siklus perencanaan. Kondisi aman adalah saat pipa mampu menahan beratnya sendiri pada kondisi  tekanan  internal  dan  berat  fluida  yang terdapat pada pipa.
Kondisi  alam  juga  mempengaruhi  terhadap disain  pemipaan[1].  Pipa  dan  penopangnya direntangkan  di  atas  permukaan  tanah  yang mengalami  longsor  akibat  gempa  maupun liquifaksi  tidak  membutuhkan  kajian  secara ekonomis  tetapi  juga  faktor  kemanannya[2].
Penopang  pipa  ( pipe  support )  merupakan  alat yang digunakan untuk menyangga atau memegang sistem pemipaan agar tetap berada di atas permukaan tanah. Posisi peletakan  penopang pipa harus pada tanah yang stabil,
mempertimbangkan  pergerakan  pipa  terhadap profil pembebanan[3][4]. Pada  jalur  pemipaan  4A-54  ladang  minyak Chevron Minas, terjadi longsor yang mengakibatkan  salah  satu  penopang  pipa  12  in dan 8 in tidak dapat berfungsi. Terdapat masing- masing 2 penopang pipa di sebelah kiri dan kanan penopang  yang  mengalami  longsor.  Gambar  1 merupakan topography lapangan yang
memperlihatkan kontur tanah dan posisi penopang pipa.
Gambar 1. Kontur tanah longsor pada pipe support nomor 2
Tindakan  yang  dapat  dilakukan  mengatasi permasalahan  penopang  pipa  nomor  2  adalah merekonstruksi pondasinya. Namun
dikhawatirkan longsor akan terjadi kembali. Opsi lain  adalah  dengan  menggeser  penopang  pipa bersebelahan dengan jarak tertentu sehingga jalur pipa dapat ditopang kembali.
Penggeseran penopang pipa ke kondisi kontur tanah  yang  lebih  stabil.  Analisis  pemindahan penopang  pipa  dan  tegangan  pada  jalur  pipa mengacu  pada  standar  ANSI/ASME  B31.3. Bantuan perangkat lunak  CAESAR II digunakan dalam perhitungan analisis tegangan jalur pipa.

## 2. Methodologi
Data  yang  dibutuhkan  untuk  melakukan simulasi dan analisa stress pada pipa didapat dari gambar  topography,  asbuilt  dan  pengamatan lapangan.  Data-data  yang  didapatkan  antara  lain meliputi,  dimensi  dan  jenis  material,  tekanan, temperature, fluida yang mengalir, berat insulasi, perpidahan  angin,  dan  gempa[5].  Dari  data tersebut  dilakukan  analisis  tegangan  pada  jalur pipa  menggunakan  bantuan  perangkat  lunak Caesar II. Adapun skema analisis seperti terlihat pada gambar 2, berikut:
Gambar 2. Alur analisis tegangan pada jaur pipa
2.1. Tegangan pada pipa Ada dua  elemen  tegangan  utama  yang terjadi pada  dinding  pipa  yaitu  tegangan  lonngitudinal
dan  tegangan  geser[6],  seperti  terlihat  pada gambar 3.
Gambar 3. Elemen tegangan pada pipa
1. Tegangan longitudinal, tegangan yang diakibatkan oleh gaya tekan internal (P) yang bekerja  pada  dinding  pipa  dan  searah  sumbu pipa[7].  Tegangan  longitudinal  merupakan penjumlahan  dari  tiga  tegangan  yaitu  ; tegangan  bengkok  pengaruh  ekspansi  panas, tegangan bengkok akibat berat pipa itu sendiri, dan  tekanan  internal  pipa[8].  Sehingga tegangan  longitudinal  dapat  dihitung  dengan persamaan 1 :
. 4 a b o l h m F M P d A S t   = + +  (1)
Dimana :
 l : Tegangan longitudinal (Psi)  h : Tegangan izin/ Allowable stress (Psi) F a : Momen bengkok (lb-in)
M b : Tekanan internal pipa (Psi)
P : Tekanan internal pipa (Psi)
S m : Modulus penampang pipa (in 3 )
A : Luas penampang pipa (in 2 ) t
: Tebal pipa (in)
Tegangan  izin  merupakan  fungsi  siklus ekspansi  termal  (kondisi  panas  dan  dingin). Kodisi  panas  akan  menyebabkan  tegangan  pada pipa  tdan  kondisi  menghilangkan  tegangan  atau disebut  juga  sebagai self  springing (8).  Menurut kode ANSI untuk pipa bertekanan ASME B31.1, tegangan  izin  akibat  ekspansi  termal  nilainya adalah[9]:
( ) 1, 25 0, 25 h c h f S S  = + (2)
Dimana :  h : Tegangan izin ekspansi termal (Psi) S c : Tegangan izin pada kondisi dingin
(Psi) S h : Tegangan izin pada kondisi panas (Psi)
f : Faktor reduksi untuk kondisi siklus
2. Tegangan geser, merupakan hasil penjumlahan  tegangan  puntir  ( torsional stress ) akibat ekspansi  termal dan tegangan geser  langsung(6).  Tegangan  ini  dapat diasumsikan dengan suatu putaran gaya pada ujung-ujung  pipa  yang  saling  berlawanan arah  sehingga  terjadi  puntiran  pada  pipa ( twisting ).
Topography Longsor
Asbuilt pipa pada kondisi existing Spesifikasi Pipa
Analisis fleksibilitas dan tegangan pipa Perencanaan penopang Kondisi tegangan pada pipa Gambar rebuilt jalur pipa
+
2 s T M F T S A  = (3)
Dimana :
 T : Tegangan geser (Psi) T : Torsi (lb-in) F s : Resultan gaya geser (lb)
Untuk  menentukan  jarak  antara  penyokong pipa  ( allowable  span ),  hal  pertama  yang dilakukan  adalah  mengetahui  berat  jalur  pipa. Berat  jalur  pipa  12”  dan  8”  yang  dihitung merupakan  penjumlahan  dari  berat  pipa  itu sendiri,  fluida  yang  melaluinya  dan  berat insulasi[10], mengikuti persamaan 4 berikut:
( ) ( ) 2 2 2 2 2 ( ) 4 jp p is is W L D d d D D      = − + + −  
Dimana :
W jp : Berat jalur pipa (lb) L : Panjang pipa (in) D : Diameter luar pipa (in) D is : Diameter insulasi pipa (in)
d : Diameter dalam pipa (in)  p : Massa jenis pipa (lb/in 3 )  is : Massa jenis insulasi (lb/in 3 )
Menghitung jarak maksimum penyokong pipa berdasarkan  tegangan  maksimum  material  pipa. Dimana untuk pipa 12 in dan 8 in dengan material ASTM  A106  G-B  memiliki  nilai  tegangan maksimum adalah 20000 Psi (ASME B3.13)
10. . m h Sp jp S L W  = (5)
Dimana : L Sp : Jarak maksimum  (in) W jp : Berat jalur pipa (lb)
3. Hasil dan Pembahasan
3.1. Jarak maksimum antar penyokong pipa

## Tabel 1.
Jarak penyokong pipa 12 in dan 8 in Dimensi
Pipa (in) Schedule D (in) d (in) W jp (lb/in) L Sp (in) 12 20 12,75 12,5 2,783 632,45 8 20 8,625 8,125 1,863 634,70
Dari  gambar  4  dilakukan  perencanaan mengatasi kegagalan fungsi penopang pipa nomor 2 berada ditengah yang mengalami longsor. Jarak awal antara penyokong 1 dan 3 sejauh 26 m, lebih besar  dari  jarak  maksimum  yang  diizinkan. Berdasarkan  hasil  perhitungan  jarak  maksimum yang diizinkan antar penyokong pipa 12 in, maka dilakukan penggeseran penyangga pipa no 1 dan 3 ke arah tengah sejauh 632,45 in atau 16,064 m.
Sedangkan  jarak  antara  penyokong  pipa  1  dan  3 dengan  penyokong  terluar  semula  12  m  menjadi 16 m.
Gambar 4. Isometrik rencana pemindahan penopang pipa

## 3.2. Hasil simulasi tegangan pada pipa
Analisis  dilakukan  menggunakan  bantuan perangkat  lunak  Caesar  II.  Desain  perencanaan penggeseran  penyokong  pipa  1  dan  3  menjadi model dalam simulasi tegangan pada jalur pipa.
Gambar 5 . Model pemidahan penyokong jalur pipa 12 in dan 8 in
Gambar 6 . Hasil simulasi pemindahan penyokong jalur pipa
Tabel 2. Tegangan pada jalur pipa
Jenis Tegangan Node Tegangan (Psi) Tegangan izin (Psi) Code Stress 30 17606.44 20000 Bengkok 30 17426.37 20000 Torsional 60 542.00 20000 Axial 20 180.07 20000 Hoop 20 367.50 20000 3DMax Intencity 30 17606.44 20000
Pada  gambar  6  hasil  simulasi,  menunjukkan tegangan terbesar terjadi pada jalur pipa berwarna merah. Nilai tegangan terbesar berada pada node 30 sebesar 17606,44 Psi. Tegangan kombinasi ini masih  lebih  kecil  12%  dari  tegangan  yang diizinkan menurut ASME B31.1 yaitu  20000 Psi.
Tabel 3. Nilai displacement jalur pipa
Node Dx (m) Dy (m) Dz (m) Rx (deg) Ry (deg) Rz (deg) 10 0,058 0,000  -0,021  -0,96 0,03 -0,50 20 0,058 0,000  -0,029  -0,96 0,03 0,04 30 0,058 -0,022  -0,032  -0,96 0,03 -0,19 40 0,058 0,000  -0,036  -0,96 0,03 0,37 50 0,066 -0,022  -0,038  -0,96 0,03 -0,20 60 0,074 -0,027  -0,043  -0,95 0,00 -0,25 70 0,074 -0,027  -0,043  -0,95 0,00 -0,25 80 0,074 -0,036  -0,043  -0,95 0,00 -0,26 90 0,063 -0,041  -0,038  -0,90 0,03 -0,31 100 0,063 -0,041  -0,038  -0,90 0,03 -0,31
Besar  dan  arah  defleksi  atau  deformasi  yang terjadi  pada  jalur  pipa  ditunjukkan  pada  tabel  3 berupa  nilai displacement .  Pada  posisi  node  30 dengan tegangan terbesar, terjadi defleksi se arah sumbu  x  sebesar  0,058  m  dan  puntiran  sebesar 0,96 derajat. Nilai defleksi terbesar searah sumbu x terjadi pada node 60 – 70 dengan puntiran 0,95 derajat.

## 4. Simpulan
Dari  metode  penelitian  terhadap  kondisi longsor  pada  penyokong  pipa  nomor  2  terhadap jalur  pemipaan  4A-54  ladang  minyak  Chevron Minas, dapat diatasi dengan :
a. Menggeser  posisi  penyokong  pipa  nomor  1 dan 3 ke arah tengah dengan jarak maksimum antara penyokong yang dizinkan  berdasarkan hasil  perhitungan  sebesar  632,45  in  atau 16,064 m untuk pipa 12 in.
b. Penggeseran penyokong pipa  yang dilakukan masih  aman,  karena  tegangan  terbesar  yang bekerja  berada  pada  posisi  node  30  sebesar 17606,44  Psi,  lebih  kecil  12%  dari  tegangan yang diizinkan menurut standar ASME B31.1 yaitu  20000 Psi.
c. Defleksi  terbesar yang terjadi pada jalur pipa 12  in  dan  8  in  akibat  kombinasi  tegangan
tarikan dan puntir searah sumbu  x pada node 60 – 80 sebesar 0,074 m dan -0,95 o .

## Daftar Pustaka
[1] Di Prisco C, Nova R, Corengia A. A model for  landslide-pipe  interaction  analysis. Soils Found. 2004;44(3):1–12.
[2] Darya  V.  Leyer,  Dmitry  G.  Seryi  NNL. DesignPeculiarities of Pipeline Support on Landslide Slopes. 2021;8:1–26.
[3] Valkovič  V,  Jančo  R,  Frydrýšek  K.  The Effect of Landslide on Gas Pipeline. Stroj Cas. 2016;66(2):95–100.
[4] Sun  WS.  Stress  Analisys  Of  Piping Systems, Chapter 4. 2004;107–214.
[5] Peng  L-C,  Peng  T-L.  Pipe  Stress Engineering.  In:  Pipe  Stress  Engineering. 2010.
[6] Victor  Halguero.  MP.  Piping  Stress Handbook.  In  Gulf  Publishing  Company; 1985. p. 1–3.
[7] Nugroho  TF,  Wardhana  EM,  Azmi  RN.
Stress Analysis of Land Subsidence Effect on  Header  Pipe  12  Inch  in  LPG  Station
Semarang.  Int  J  Mar  Eng  Innov  Res.
2018;2(4).
[8] Grinnell  Industrial.  Piping  Desing  And Engineering.  sixth.  Piping  Engineering. USA:  ITT  Grinnel  Industrial  Piping, Inc.; 1981.
[9] ASME  B31.3.  Process  Piping :  ASME Code  for  Pressure.  In:  ASME  B313: Process  Piping  ASME  Code  for  Pressure. ASME; 2016.
[10] Mahardhika P, Perkapalan P, Surabaya N, Pipa  T.  Desain  peletakan  penyangga  dan evaluasi  tegangan  pada  sistem  perpipaan fluida massecuite dari reheater menuju feed mixer. 2020;6:39–46.