“PENILAIAN RISIKO AKIBAT AKTIVITAS KAPAL DI AREA
OFFSHORE PIPELINE: STUDI KASUS RISIKO AKIBAT
DROPPED ANCHOR DAN DRAGGED ANCHOR”
By:
Dharma Gita Surya Prayoga
4111204909
PROGRAM PASCA-SARJANA
TEKNIK SISTEM PENGENDALIAN DAN KONTROL
FAKULTAS TEKNOLOGI KELAUTAN
DAFTAR ISI
3.2. Data Jumlah Kapal dan Data Jangkar...14
3.3. List Data Asumsi...15
3.3.1. Jangkar Jatuh (Dropped Anchor)...15
3.3.2. Terseret Jangkar (Dragged Anchor)...16
3.4. Data Jangkar...16
3.5. Data Kedalaman Laut...17
4. PERHITUNGAN DAN ANALISA...18
4.1. Hazard Identification...18
4.2. Perhitungan Frekuensi Akibat Jangkar Jatuh...18
4.2.1. Menentukan Peluang Kapal Yang Melewati Jalur Pipa Dalam Setahun...18
4.2.2. Peluang kapal menjatuhkan jangkar...19
4.2.3. Waktu kapal melewati jalur pipa...20
4.2.4. Menentukan Lebar CADZ...20
4.2.5. Peluang kapal berada di CADZ...20
4.2.7. Peluang kapal berada di CADZ dalam setahun...20
4.2.8. Peluang kapal berada di CADZ dan menjatuhkan jangkar...20
4.3. Perhitungan Frekuensi Akibat Terseret Jangkar...21
4.4. Perhitungan Konsekuensi...21
4.4.1. Perhitungan energi yang mampu ditahan oleh pipa...21
4.4.2. Perhitungan energy yang dapat diserap lapisan concrete...22
4.4.3. Perhitungan konsekuensi akibat kejatuhan jangkar...23
4.4.4. Perhitungan konsekuensi akibat terseret jangkar...25
4.5. Penilaian Risiko...29
4.5.1. Risk Matrix Akibat Dropped Anchor...29
4.5.2. Risk Matrix Akibat Dragged Anchor...33
5. KESIMPULAN DAN SARAN...37
6. REFERENSI...39
Gambar 1.1 Risk Understanding...6
Gambar 2.1 Risk Matrix (DNV RP-F116)...13
Gambar 2.2 Risk Description...13
Gambar 4.1 Mitigasi untuk kelompok kapal dengan kecepatan 2 knot...32
Gambar 4.2 Mitigasi untuk kelompok kapal dengan kecepatan 4 knot...33
Gambar 4.3 Persebaran kelompok kapal untuk kategori pipa terkena dragged anchor dengan engine kapal...34
Gambar 4.4 Mitigasi risiko untuk kategori pipa terkena dragged anchor dengan engine kapal dengan penambahan concrete coating...34
Gambar 4.5 Matrik risiko persebaran kelompok kapal untuk kategori pipa terkena dragged anchor dengan menggunakan windlass...35
Gambar 4.6 Mitigasi risiko persebaran kelompok kapal untuk kategori pipa terkena dragged anchor dengan menggunakan windlass (penambahan concrete)...36
DAFTAR TABEL
Tabel 3.1 Daftar spesifikasi pipa...14Tabel 3.2 Jumlah kapal dan data jangkar...15
Tabel 3.3 Data pengelempokan berdasarkan berat jangkar...16
Tabel 3.4 Data Kedalaman Laut...17
Tabel 4.1 Peluang masing-masing kelompok kapal melewati jalur pipa dalam satu tahun...18
Tabel 4.2 Peluang masing-masing kelompok kapal menjatuhkan jangkar...19
Tabel 4.3 Energi tiap dent/diameter...21
Tabel 4.4 Energi yang dapat diserap lapisan pipa akibat tertimpa dan terseret jangkar...22
Tabel 4.5 Data jangkar dengan berat 1.29 ton...23
Tabel 4.6 Perhitungan impact energy...24
Tabel 4.7 Tabel hasil perhitungan dragged anchor dengan engine kapal...28
Tabel 4.8 Tabel hasil perhitungan dragged anchor dengan windlass...28
Tabel 4.9 Ranking Frequency untuk kecepatan 2 knot...29
Tabel 4.10 Ranking Frequency untuk kecepatan 4 knot...30
Tabel 4.11 Ranking konsekuensi berdasarkan energy kinetic yang mampu ditahan pipa...30
Tabel 4.12 Risiko akibat terkena dragged anchor dengan engine kapal...33
BAB I
1.
PENDAHULUAN
1.1.
Latar Belakang
Minyak bumi dan gas alam merupakan beberapa hasil sumber daya alam terbesar yang dimiliki oleh Indonesia saat ini dan dapat dikatakan menjadi andalan pendapatan baik itu pemerintah maupun rakyat Indonesia. Sejauh ini, Indonesia telah memproduksi lebih dari 80 persen minyak bumi di Asia Tenggara dan lebih dari 35 persen total gas yang ada diseluruh dunia. Untuk mode transportasi yang digunakan untuk mengirimkan minyak bumi dan gas alam tersebut lebih banyak menggunakan system perpipaan karena dianggap lebih efektif dan lebih efisien. Hal tersebut juga sesuai dengan peraturan BPH Migas Nomor: 06/P/BPH Migas/III/2005 Bab II Pasal 4 yang menyatakan bahwa fasilitas pengangkutan bahan bakar minyak di darat, laut dan sungai, dimiliki oleh badan usaha meliputi pipa penyaluran, mobil tangki, gerbong ketel, kapal tanker, tongkang, Landing Craft Tank (LCT) dan alat transportasi laut lainnya.
Pengangkutan dan pendistribusian minyak bumi dan gas alam dengan menggunakan system perpipaan dapat digolongkan menjadi dua macam yaitu bisa melalui darat (onshore pipeline) dan juga melalui laut (offshore pipeline). Kedua system tersebut memiliki risiko yang berbeda mulai dari risiko akibat lingkungan sekitar, risiko karena desain awal pada pipa, risiko karena efek operasional, dll. Adanya beberapa macam risiko yang mungkin terjadi pada pipa, maka perlu ada jaminan bahwa integritas pada jalur pipa tetap terjaga.
Kasus yang digunakan pada studi ini lebih ditujukan kepada kasus jalur pipa bawah laut (offshore pipeline). Sehingga, berdasarkan DNV RP-F116 menyatakan bahwa system integritas dari sebuah pipeline didefinisikan sebagai sebuah system yang ada pada pipeline, baik itu secara struktur maupun konten material yang berada di dalam pipeline, harus dapat tetap beroperasi secara aman dalam berbagai kondisi selama kurun waktu operasional dari pipeline tersebut. Oleh karena itu, perlu dilakukan penilaian risiko yang terjadi pada offshore pipeline dengan beberapa macam langkah dan pendekatan.
Gambar 1.1 Risk Understanding
(RBI for Offshore Pipelines – Challenges in Theory and Practice | 2011-12-01 | No. 6)
Dari hal tersebut dapat dirumuskan perumusan dan penjabaran umum mengenai risiko yaitu:
RISK = PROBABILITY OF FAILURE >< CONSEQUENCE OF FAILURE
1.2.
Standard atau Code
Studi kasus penilaian offshore pipeline yang dilakukan ini akan menggunakan beberapa standard atau code yang telah digunakan secara umum untuk kasus offshore pipeline yaitu Det Norske Veritas (DNV).
1.3.
Abbreviations
- CADZ : Critical Area Damage Zone - CSZ : Critical Sinking Zone - DNV : Det Norske Veritas - DWT : Deadweight
- PoF : Probability of Failure - CoF : Consequence of Failure - H : High Risk
- L : Low Risk - M : Medium Risk - OD : Outside Diameter
- SMYS : Shield Metal Yield Stress - VH : Very High Risk
- VL : Very Low Risk
1.4.
Batasan Masalah
Beberapa batasan permasalahan yang akan digunakan dalam studi ini yaitu:
1. Analisa penilaian risiko dari offshore pipeline hanya akan ditinjau dari kerusakan offshore pipeline yang mungkin terjadi karena aktivitas kapal (jangkar jatuh, terseret jangkar) yang melewati jalur offshore pipeline.
2. Analisa konsekuensi diberikan atas dasar data dan standard yang digunakan, jika tidak memungkinkan maka akan digunakan asumsi atau engineering judgment
3. Semua data yang tidak tersedia dalam melakukan penilaian risiko ini akan digunakan beberapa asumsi yang akan ditetapkan oleh penulis yang tetap akan tidak jauh menyimpang dari kaedah engineering
4. Langkah mitigasi yang diberikan tidak mempertimbangkan factor ekonomis melainkan lebih kepada faktor teknis yang dibutuhkan untuk mengurangi risiko yang terjadi
1.5.
Tujuan
Hasil yang diharapkan dari studi ini yaitu:
BAB II
2.
DASAR TEORI
2.1.
Hazard Identification
Pipa bawah laut atau yang biasa disebut offshore pipeline memiliki potensi kerusakan yang bisa jauh lebih besar daripada jalur pipa yang ada di darat, khususnya untuk lingkungan yang berada di bawah laut. Dengan tren yang sedang berkembang belakangan ini mengenai Health, Safety and Environment, menjadikan sebuah alasan mengapa perlunya perhatian lebih bagi jalur pipa yang berada di laut yang secara kasat mata akan sangat susah untuk dipantau keberadaannya. Oleh karena itu, perlunya melakukan tindakan semacam marine survey dan hazard identification pada lingkungan laut secara berkala.
Pengklasifikasian kategori bahaya yang mungkin terjadi pada pipa bawah laut, baik itu disebabkan karena kondisi alami di sekitar lingkungan maupun yang terjadi akibat dari aktivitas manusia, di golongkan menjadi tiga kategori yaitu: [ CITATION Mou81 \l 1033 ]
1. Hazard yang terjadi selama periode konstruksi
2. Hazard yang terjadi setelah jalur pipa terpasang di dasar laut
3. Hazard yang terjadi baik itu dari proses instalasi maupun dari proses operasi.
Hazard Identification harus dilakukan secara sistematis dan harus dapat mengkover semua kemungkinan terjadinya bahaya yang mungkin terjadi pada offshore pipeline. Ada banyak hal yang menjadi pertimbangan dalam melakukan klasifikasi pengidentifikasian bahaya tersebut. Seperti yang telah dijelaskan diatas, ketiga kategori bahaya yang terjadi pada offshore pipeline menjadi salah satu dasar dalam melakukan Hazard Identification. Standard DNV RP-F107 sendiri telah memberikan beberapa contoh hazard yang mungkin dapat membahayakan jalur pipa bawah laut tersebut. Hal tersebut dapat dilihat pada Table 2 .1 dibawah ini
Table 2.1 Possible external hazards (DNV RP-F107)
N
o
Operation/activit
y
Hazard
Possible consequence to
pipeline
1 Installation of pipeline
Dropped and dragged anchor/anchor chain from pipe lay vessel
Impact damage Vessel collision during laying leading
to dropped object, etc.
Loss of tension, drop of pipe end, etc.
Damage to pipe/umbilical being laid or other pipes/umbilical already installed
Damage during trenching, gravel dumping, installation of protection
cover, etc Impact damage
Dragged anchor chain Pull-over and abrasion damage
3 Anchor handling (Rig and lay vessel operations)
Dropped anchor, breakage of anchor
chain, etc. Impact damage
Dragged anchor
Hooking (and impact) damage
N
o
Operation/activit
y
Hazard
Possible consequence to
pipeline
damage
4
Lifting activities (Rig or Platform operations)
Drop of objects into the sea Impact damage
5
6 Trawling activities Trawl board impact, pull over or hooking Impact damage and pull-over damage
7
Tanker, supply vessel and commercial ship traffic
Collision (either powered or drifting) Impact damage
Emergency anchoring
Impact and/or hooking damage
Sunken ship (e.g. after collision with
platform or other ships) Impact damage
2.2.
Analisa Frekuensi
Seperti yang telah dijelaskan pada Bab 1, risiko dapat terjadi jika terjadi kombinasi pertemuan antara Probability of Failure dan Consequence of Failure. Hal yang pertama akan kita bahas ini ada Probability of Failure atau dapat dikatakan probabilitas (kemungkinan) terjadinya kegagalan pada offshore pipeline. Karena dalam studi kasus ini batasan permasalah yang diberikan adalah risiko yang terjadi pada offshore pipeline karena adanya aktivitas kapal yang lewat disekitar jalur offshore, maka untuk mendapatkan PoF perlu diketahui terlebih dahulu potensi frekuensi kegagalan yang terjadi pada studi kasus yang akan dilakukan disini.
DNV RP-F107 menyatakan, dalam menentukan frekuensi kejadian dapat dilakukan dengan dua macam cara yaitu:
a. Melakukan perhitungan jika informasi data yang diperlukan tersedia
b. Melakukan estimasi berdasarkan engineering judgment serta pengalaman operator yang berada di lapangan
Seperti yang telah dijelaskan sebelumnya, dalam menentukan frekuensi yang terjadi karena adanya aktivitas kapal yang melewati jalur offshore pipeline, maka perlu diketahui beberapa hal aktivitas kapal yang akan menjadi bahan pertimbangan dari analisa frekuensi yang dilakukan disini. Beberapa aktivitas kapal tersebut diantaranya Anchor Handling, Fishing, Ship Traffic.
2.2.1.Anchor Handling
Dalam mendefinisikan kegiatan Anchor handling atau labuh jangkar, beberapa data yang diperlukan yang berkaitan dengan kegiatan ini yaitu:
a. Prosedur dalam pelaksanaan labuh jangkar
b. Estimasi daerah yang diharapkan dalam menjatuhkan jangkar serta titik terakhir jangkar dijatuhkan
c. Jenis jangkar yang digunakan (ukuran jangkar, rantai jangkar, dll)
2.2.2.Fishing
Aktivitas yang dilakukan disini lebih diarahkan kepada aktivitas menjaring ikan, sehingga beberapa informasi yang perlu didapatkan diantaranya:
a. Aktivitas menangkap ikan yang dilakukan disekitar jalur pipa (bottom trawling, pelagic trawling, dll)
b. Frekuensi aktivitas adanya penangkapan ikan dengan menggunakan jaring ikan berdasarkan kurun waktu yang diharapkan
c. Macam-macam jaring ikan yang digunakan
2.2.3.Ship Traffic
Data lalu lintas kapal disini yang dibutuhkan adalah data kejadian kecelakaan kapal yang terjadi di daerah offshore pipeline tersebut. Beberapa data yang dibutuhkan yaitu:
a. Jumlah lewatnya kapal kargo di daerah offshore pipeline per-tahun b. Jumlah supply boat yang menuju platform per-tahun
c. Jumlah supply boat yang melewati jalur offshore pipeline per-tahun d. Jumlah kapal tanker yang menuju platform per-tahun
e. Kepadatan kapal ikan per-km2 , dll
Data-data kalkulasi yang dihasilkan dari perhitungan diatas akan diberikan rangking berdasarkan kriteria yang telah ditetapkan oleh DNV RP-F107 seperti yang ditunjukkan pada Table 2 .2 dibawah ini:
Table 2.2 Rank Frequency Categor
y
Description Annual
frequenc
1 So low frequency that event considered negligible < 10-5
2 Event rarely expected to occur 10-4 > 10-5
3 Event individually not expected to happen, but when summarised over a large number of pipelines have the credibility to happen once a year.
10-3 > 10-4
4 Event individually may be expected to occur during the lifetime of the pipeline. (Typically a 100 year storm)
10-2 > 10-3
5 Event individually may be expected to occur more than once during lifetime
>10-2
2.3.
Analisa Konsekuensi
Setelah melakukan analisa frekuensi untuk mendapatkan besarnya PoF untuk diplotkan pada matrix risiko, hal yang perlu dilakukan selanjutnya adalah menentukan konsekuensi apa saja yang mungkin terjadi untuk mendapatkan besarnya CoF. DNV RP-F107 dan DNV RP F-116 telah mengklasifikasikan potensial konsekuensi yang terjadi pada offshore pipeline yaitu klasifikasi berdasarkan Safety, Economic Loss, dan Environment Impacts.
2.3.1.Safety
Konsekuensi yang harus diterima jika kegagalan terjadi pada offshore pipeline dengan klasifikasi Safety, akan terbagi menjadi dua macam pembagian yaitu keselamatan asset (Asset Safety) dan keselamatan manusia (Human Safety). Hal tersebut dapat ditunjukkan pada Table 2 .3 dibawah ini:
Table 2.3 Safety Consequence Ranking
E Multiple ditunjukkan atau diklasifikasikan berdasarkan estimasi waktu yang dibutuhkan untuk memperbaiki daerah yang tercemar jika pipa mengalami kebocoran. Sehingga, pertimbangan penilaian yang diberikan berdasarkan banyaknya fluida yang dikeluarkan dalam waktu satu tahun. Hal tersebut dapat dilihat pada Table 2 .4 dibawah ini.
Table 2.4 Spillage rankings
Categor
y
Description
Amount of
release
A None, small or significant on the environment. Either due to no
release of internal medium or only insignificant release ~ 0 B Minor release of polluting media. The released media will decompose
or be neutralized rapidly by air or seawater < 1000 tones C Moderate release of polluting medium. The released media will use
some time to decompose or neutralize by air or seawater, or can < 10000 tones D Large release of polluting medium which can be removed, or will
after some time decompose or be neutralized by air or seawater
< 100000 tones E Large release of high polluting medium which cannot be removed
and will use long time to decompose or be neutralized by air or
> 100000 tones
2.3.3.Economic Loss
Konsekuensi yang ditinjau dari segi ekonomi akibat kegagalan pada offshore pipeline, diklasifikasikan menjadi dua hal utama sesuai standard DNV RP-F107 dan DNV RP-F116 yaitu keterlambatan waktu produksi pada pipeline serta kerugian materi dalam juta euro yang dihasilkan jika pipeline terjadi kegagalan. Hal tersebut dapat dilihat pada Table 2 .5 dibawah ini:
Table 2.5 Economic Consequence Ranking
Severity
Cost
(million
Production /
delay time
2.4.
Risk Assessment
Seperti yang telah dijelaskan pada Bab 1, penilaian risiko ini dapat ditentukan dengan jalan mengkombinasikan Probability of Failure dan Consequence of Failure. Analisa perhitungan untuk frekuensi dan konsekuensi yang telah dijabarkan penjelasannya diatas, akan menjadi dasar sebagai penilaian risiko dari offshore pipeline akibat aktivitas kapal yang melewati jalur pipa tersebut. Kombinasi rangking yang diberikan oleh frekuensi dan konsekuensi tersebut akan memberikan level risiko tersendiri pada jalur pipa.
Level risiko tersebut akan ditampilkan dalam matrik risiko untuk mengetahui tingkat risiko yang terjadi saat ini. Tingkat risiko tersebut yang akan menentukan apakah jalur pipa offshore masih dalam kondisi aman atau perlu dilakukan langkah mitigasi untuk mengurangi tingkat risiko yang ada. Matrik risiko yang diberikan sesuai dengan standard DNV RP-F116 tersebut dapat dilihat pada
Gambar 2 .2 dibawah ini.
Gambar 2.2 Risk Matrix (DNV RP-F116)
Sedangkan untuk kategori dan deskripsi risiko yang diberikan pada risk matrix, dapat dilihat pada Gambar 2 .3 dibawah ini.
BAB III
3.
STUDI KASUS
3.1.
Spesifikasi Pipa
Dalam menyelesaikan kasus ini, akan digunakan data dari salah satu tugas akhir mahasiswa Jurusan Teknik Sistem Perkapalan dengan judul “Risk Assessment Jalur Pipa Gas Offshore Labuhan-Maringgai-Muara Bekasi: Studi Kasus Risiko Akibat Dropped Anchor, Dragged Anchor dan Sinking Vessel”. Studi kasus yang digunakan disini yaitu pada offshore pipeline Labuhan Maringgai-Muara Bekasi milik PT Perusahaan Gas Negara (Persero) Tbk (PGN) pada zona 17 mulai dari KP 147 sampai dengan KP 151 dengan panjang ±4 kilometer. Untuk data spesifikasi material pipa dapat dilihat pada Tabel 3 .1 dibawah ini.
Tabel 3.1 Daftar spesifikasi pipa
Spesifikasi Pipa
Length = 142.737 km
Outside Diameter (OD) = 812.8 mm
Material = Carbon steel
Material Grade = SAWL 450 11-F-D & SAWL 485 11-Corrosion Allowance = 1.5 mm
Service = Dry gas
Internal Coating = 80 μm
External Coating = 2.5 mm
SMYS = 4.85E+08 N/m2
SMTS = 5.65E+08 N/m2
Density = 7850 Kg/m2
Thickness = 15.875 mm
3.2.
Data Jumlah Kapal dan Data Jangkar
Untuk mendapatkan frekuensi dalam penentuan risiko pada studi kasus offshore gas pipeline akibat dragged anchor, dropped anchor dan sinking vessel, diperlukan beberapa data yang meliputi jumlah kapal dan data jangkar yang melewati daerah pipa gas bawah laut tersebut. Tabel 3 .2
dibawah ini akan menunjukkan beberapa data yang diperlukan sebagai perhitungan.
N
o
1 Passenger Ferry SmallJenis Kapal
Frequenc
Annual
2190DWT
2000Anchor
Weight
1.29Draugh
Max
5Engine
Power
30502 Passenger Ferry Medium 730 6000 2.46 5 3550 3 Passenger Ferry Large 730 15000 4.05 5 2560
4 Supply Vessel Small 3650 1000 1.14 5 1960
5 Supply Vessel Medium 1825 15000 4.05 10 7200 6 Supply Vessel Large 1825 35000 6.45 10 1750
7
Oil Tanker Vessel
Medium 1095 10000 3.54 10 7735
8 Oil Tanker Vessel Large 365 30000 6 10 11850
9 Container Large 2920 35000 7.8 10 15100
10 Container Extra Large 730 70000 16.9 10 19250 11 Navy Vessel Medium 2920 20000 4.32 10 16700
12 Navy Vessel Large 730 30000 6 5 3560
13 Fishing Vessel Medium 10950 100 0.48 5 415
14 Fishing Vessel Large 7300 200 0.48 5 1100
15 Tug Boats u/s 100 0.48 5 995
16 Fishing Vessel Small 3650 50 n/a 5 100
17 Tanker Tug 72 1000 0.48 3 2560
3.3.
List Data Asumsi
Untuk mendapatkan frekuensi pada masing-masing kasus, diperlukan adanya asumsi untuk menunjang perhitungan. Asumsi tersebut akan dibagi berdasarkan masing-masing kasus yaitu karena jangkar jatuh (dropped anchor), kapal tenggelam (sinking vessel) dan terseret jangkar (dragged anchor). Berikut ini akan diuraikan asumsi yang dibuat penulis untuk memberikan batasan pada perhitungan frekuensi.
3.3.1.Jangkar Jatuh (Dropped Anchor)
Asumsi yang digunakan untuk mendapatkan frekuensi jangkar jatuh dapat dideskripsikan sebagai berikut:
1. Kecepatan kapal di Muara Bekasi = 2 knot dan 4 knot
2. Peluang kapal menyimpang dari alur pelayaran adalah sebesar 5% 3. Peluang kapal menjatuhkan jangkar kapal dalam satu tahun sebesar 4% 4. Kapal menggunakan standard jangkar stockless
3.3.2.Terseret Jangkar (Dragged Anchor)
Asumsi yang digunakan untuk mendapatkan frekuensi pipa terseret jangkar dapat dideskripsikan sebagai berikut:
1. Kecepatan kapal di Muara Bekasi = 2 knot dan 4 knot
2. Peluang kapal menyimpang dari alur pelayaran adalah sebesar 5% 3. Peluang kapal untuk menjatuhkan jangkar dan menyeretnya sebesar 3% 4. Kapal menggunakan standard jangkar stockless
5. Critical Anchor Damage Zone (CADZ) = 2 x lebar jangkar terbesar + diameter pipa + ketebalan lapisan bahan
3.4.
Data Jangkar
Untuk referensi data jangkar yang digunakan, semua kapal yang melewati area offshore pipeline diasumsikan menggunakan standard jangkar stockless dan menggunakan standard BKI 2009 Vol II Section 18. Oleh karena itu, perlu dikelompokkan terlebih dahulu masing-masing kapal dengan spesifikasi berat jangkar yang disesuaikan dengan range yang terdapat pada BKI 2009 Vol II section 18. Tabel 3 .3 menunjukkan data pengelompokkan berat jangkar.
Tabel 3.3 Data pengelempokan berdasarkan berat jangkar
No Kelompok
Kapal
Jenis Kapal
Anchor
Range
Frequency
Annual
Frequency
Total
1 A
2 B Supply Vessel Small 1140-1290 3650 5840
Passenger Ferry Small 2190
3 C Passenger Ferry Medium 2460-2640 730 730
4 D
7 G Container Large 7800-8300 2920 2920
8 H Container Extra Large 16900-17800 730 4380
3.5.
Data Kedalaman Laut
Berikut ini akan ditunjukkan tabel data kedalaman laut yang mungkin dapat dijadikan acuan sebagai perhitungan pada bab 4 nanti.
Tabel 3.4 Data Kedalaman Laut
Zone KP from KP to Min Depth Max
Depth
9 59 73 51.0 63.5
10 73 86 42.5 60.8
11 86 99 33.5 45.5
12 99 114 43.5 84.7
13 114 128 30.5 50.0
14 128 139.6 21.8 29.8
15 139.6 155.7 8.0 21.8
BAB IV
4.
PERHITUNGAN DAN ANALISA
4.1. Hazard Identification
Karena studi kasus yang dibahas disini mengenai penilaian risiko pada offshore pipeline karena kejatuhan jangkar dan terseret oleh jangkar, maka kedua hal tersebut menjadi dasar dalam melakukan identifikasi bahaya yang mungkin terjadi serta apa saja konsekuensi yang mungkin akan terjadi jika pipa bawah laut milik PT PGN ini mengalami kejatuhan jangkar dan terseret jangkar. Identifikasi bahaya tersebut dapat dilihat pada worksheetLAMPIRAN 1.
4.2. Perhitungan Frekuensi Akibat Jangkar Jatuh
Perhitungan frekuensi yang dilakukan pada perhitungan, akan menggunakan dasar DNV RP F-107. Konsep yang dipergunakan adalah join probability dimana peluang jangkar mengenai pipa adalah gabungan antara peluang kapal berada di CADZ, digabungkan dengan peluang kapal dari kelompok yang mana yang menjatuhkan jangkar [ CITATION Art09 \l 1033 ]. Beberapa data seperti kecepatan kapal, peluang kapal menyimpang dari jalur pelayaran serta peluang kapal menjatuhkan jangkar diasumsikan dengan menggunakan asumsi seperti yang terlihat pada sub-bab 3.3.1. Pada sub-bab tersebut telah memberikan asumsi bahwa kecepatan kapal yang melintas di area pipeline tersebut adalah sebesar 6 knot dan 8 knot. Pengelompokan perhitungan akan dilakukan pada masing-masing kecepatan kapal dan juga berdasarkan pengelompokan kapal.
Dari data kedalaman laut yang didapat, maka untuk studi kasus disini berada pada zona 15 dengan kedalaman minimal 8,0 meter dan kedalaman 21,8 meter. Sehingga perhitungan peluang kapal yang menjatuhkan jangkar di sekitar pipa yaitu kapal yang memiliki kedalaman kurang dari 21,8 meter. Berikut ini contoh perhitungan perkiraan frekuensi dengan kombinasi asumsi kecepatan kapal 2 knot, peluang kapal menyimpang dari jalur pelayaran adalah sebesar 5% dan peluang kapal menjatuhkan jangkar adalah 4%. Langkah yang dapat dilakukan adalah sebagai berikut:
4.2.1.Menentukan Peluang Kapal Yang Melewati Jalur Pipa Dalam Setahun
Peluang kapal yang melewati jalur pipa dalam setahun dapat ditentukan dengan cara membagi frekuensi masing-masing kelompok kapal per-tahun dengan jumlah kapal keseluruhan yang lewat dalam satu tahun. sehingga akan didapatkan peluang masing-masing kelompok kapal yang melewati jalur pipa adalah seperti yang ditunjukkan pada Tabel 4 .5 dibawah ini
Tabel 4.5 Peluang masing-masing kelompok kapal melewati jalur pipa dalam satu tahun
No
Kelompo
k Kapal
JumlahFrekuens
i kapal
41682Peluang
Kapal
4.2.2.Peluang kapal menjatuhkan jangkar
Peluang kapal menjathukan jangkar, dapat dihitung dengan membagi peluang kelompok kapal yang melewati jalur pipa dengan peluang kapal menjatuhkan jangkar dalam setahun (asumsi 4%). Sehingga akan didapat perhitungan seperti Tabel 4 .6 dibawah ini.
Tabel 4.6 Peluang masing-masing kelompok kapal menjatuhkan jangkar
N
4.2.3.Waktu kapal melewati jalur pipa
Untuk mendapatkan waktu kapal melewati jalur pipa yaitu dengan cara membagi panjang pipa yang dinilai (dalam meter) dengan kecepatan kapal rata-rata yang melewati jalur pipa (dalam m/s). Sehingga akan didapatkan perhitungan sebagai berikut:
t = p
Sehingga total waktu untuk seluruh kapal untuk melewati jalur pipa adalah: t total = t x jumlah kapal keseluruhan
t total = 389.1051 x 41682
t total = 16218677.043 s
4.2.4.Menentukan Lebar CADZ
Critical Anchor Damage Zone (CADZ) dapat dihitung dengan cara = 2 x lebar jangkar terbesar + diameter pipa + ketebalan lapisan bahan. Sehingga akan didapatkan lebar CADZ untuk kasus ini adalah sebesar 4.993 meter.
4.2.5.Peluang kapal berada di CADZ
4.2.6.Total waktu kapal berada di CADZ
Untuk mendapatkan total waktu kapal berada di CADZ yaitu dengan cara mengalikan total waktu untuk seluruh kapal yang melewati jalur pipa dengan peluang kapal berada di di CADZ. Sehingga akan didapatkan total waktu kapal berada di CADZ adalah 161955.817 detik
4.2.7.Peluang kapal berada di CADZ dalam setahun
Peluang kapal berada di CADZ dalam setahun dapat ditentukan dengan cara membagi total waktu kapal berada di CADZ dengan waktu dalam satu tahun. Sehingga dari hasil perhitungan akan didapat peluang kapal berada di CADZ dalam setahun adalah sebesar 0.0051
Dari nilai tersebut akan diketahui peluang kapal menyimpang dari jalur pelayaran dan berada di CADZ dengan mengalikan peluang kapal di CADZ dalam setahun (0.0051) dikali dengan peluang kapal menyimpang dari alur pelayaran (0.005). sehingga akan didapat peluang kapal menyimpang dari jalur pelayaran dan berada di CADZ adalah 0.000257
4.2.8.Peluang kapal berada di CADZ dan menjatuhkan jangkar
Sehingga untuk menentukan peluang masing-masing kelompok kapal yang berada di CADZ dan menjatuhkan jangkar dapat dilakukan dengan cara mengalikan peluang kapal menjatuhkan jangkar dengan peluang kapal menyimpang dari jalur pelayaran dan berada di CADZ. Sehingga hasil perhitungan akan didapatkan seperti pada LAMPIRAN 2.
4.3. Perhitungan Frekuensi Akibat Terseret Jangkar
Untuk melakukan perhitungan frekuensi akibat terseret jangkar, pada dasarnya hamper semua langkah sama dengan perhitungan frekuensi akibat jangkar jatuh, yang membedakan hanya pada nilai peluang jangkar jatuh dan menyeret pipa sehingga kemungkinan pipa mengalami patah atau deformasi. Untuk hasil perhitungan lebih lengkap dapat dilihat pada lampiran 2 untuk masing-masing kecepatan kapal 2 knot dan 4 knot LAMPIRAN 2.
4.4. Perhitungan Konsekuensi
Seperti yang telah dijelaskan pada bab dasar teori, perhitungan konsekuensi akan berdasarkan standard DNV RP F-107. Sehingga untuk perhitungan konsekuensi akan tetap dilihat dari segi pandang safety dan environment impacts yang mungkin terjadi. Akan tetapi konsekuensi tidak akan dilihat berdasarkan economic loss karena tidak ada data yang cukup untuk mensupport hal tersebut. Berikut ini akan dimulai langkah dalam menentukan konsekuensi yang terjadi pada jalur pipa.
4.4.1.
Perhitungan energi yang mampu ditahan oleh pipaBesarnya energy yang dapat ditahan oleh jalur pipa tersebut, dapat dihitung dengan menggunakan rumus dalam standard DNV RP F-107 seperti yang terlihat pada persamaan dibawah ini dengan asumsi scenario energy yang mengenai pipa berdasarkan tiap den/diameter (%)
Dimana:
mp = kapasitas plastic moment dari dinding pipa (=1/ 4σyt2)
δ = deformasi pipa, kedalaman dent t = wall thickness
σ = yield stress D = diameter luar pipa
Sehingga scenario untuk dent/diameter 5% , 10%, 15%, dan 20% dapat dilihat pada tabel dibawah ini
Tabel 4.7 Energi tiap dent/diameter
Input
4.4.2.
Perhitungan energy yang dapat diserap lapisan concreteBesarnya energy yang dapat diserap lapisan concrete untuk menahan energy tubrukan benda adalah fungsi dari volume benda yang menembus lapisan pipa dan crushing strength. Hal tersebut dapat ditunjukkan dengan menggunakan persamaan dibawah ini.
Dimana :
Ek = energy kinetic
Y = volume penetrasi dan crushing strength b = lebar objek yang terkena impact h = kedalaman
xo = penetrasi
Dengan data Y = 126 x 106 Pa, b = 0.2 meter, h = 0.2 meter, dan x
o = 0.1 meter, maka akan
didapatkan besarnya EK adalah sebesar 504 kJ. Sehingga energy yang dapat diserap oleh pipa pada
masing-masing scenario dent/diameter dapat ditentukan dengan menjumlahkan nilai E dengan nilai EK. Hasil lebih lengkapnya dapat dilihat pada Tabel 4 .8 dibawah ini.
Tabel 4.8 Energi yang dapat diserap lapisan pipa akibat tertimpa dan terseret jangkar
No Dent/Diameter Energi Kinetik (kJ)
1 5% 26.63 530.63
2 10% 75.32 579.32
3 15% 138.37 642.37
4.4.3.
Perhitungan konsekuensi akibat kejatuhan jangkarUntuk melakukan perhitungan konsekuensi akibat kejatuhan jangkar, digunakan perhitungan dengan salah satu contoh untuk jangkar dengan berat 1.29 ton dengan asumsi tipe stockless. Untuk data jangkar sendiri dengan menggunakan referensi buku panduan Yantai Zhong Cheng Metals & Machinery dan BKI Volume 2 section 18. Tabel 4 .9 dibawah ini akan ditampilkan data jangkar dengan berat 1.29 ton.
Tabel 4.9 Data jangkar dengan berat 1.29 ton
Input Data
Satuan Parameter
Anchor Density 7850 kg/m3
Anchor Mass 1290 kg
Anchor Volume 0.1643 m3
Anchor Breadth 1.25 m
Anchor Width 0.54 m
Projected Area of Object 0.675 m2
Density of sea water 1025 kg/m3
Gravity 10 m/s2
Drag Coefficient 0.7
-Pipeline OD 0.8128 m
Wall thickness 0.015875 m
SMYS 4.85E+08 N/m2
Added Mass (Ma) 168.44 kg
Langkah selanjutnya adalah menentukan besarnya energy terminal (ET) yaitu dengan
menggunakan persamaan dibawah ini.
Dimana :
ET = Energi Kinetik Terminal (Joule)
m = Berat Jangkar (kg)
g = Kecepatan gravitasi (m/s2)
V = Volume Jangkar (m3)
ρwater = Berat jenis air laut (1025 kg/m3)
CD = Koefisien drag jangkar
VT = Kecepatan Jatuh Jangkar
Dengan menggunakan data jangkar dengan berat 1.29 ton, maka akan didapat energy terminal sebesar 29873.54 Joule. Setelah mendapatkan besarnya energy terminal, yang harus dilakukan adalah menghitung kecepatan terminal (VT). VT dapat ditentukan dengan persamaan dibawah ini.
Vt =
√
2
x ET
m
Dari persamaan tersebut, akan didapatkan besarnya kecepatan terminal untuk jangkar dengan berat 1.29 ton adalah 6.81 m/s. Setelah mendapatkan kecepatan terminal, langkah selanjutnya adalah menentukan added mass (ma) yaitu dengan persamaan dibawah ini.
m anchor = V anchor x ρ air laut
Sehingga, akan didapatkan massa jangkar saat tercelup dalam air laut adalah sebesar 168.44 kg. Sehingga akan ditentukan besarnya impact energy dengan persamaan dibawah ini.
Dengan menggunakan persamaan diatas, maka akan didapatkan impact energy sebesar 33.77 kJ. Perhitungan tersebut hanya untuk jangkar dengan berat 1.29 ton. Sedangkan untuk jangkar dengan berat yang lainnya, akan didapatkan besarnya impact energy seperti yang terlihat pada Tabel 4 .10
dibawah ini.
Tabel 4.10 Perhitungan impact energy
No Berat Jangkar (ton) Impact Energy (kJ)
1 0.57 11.24
2 1.29 33.77
3 2.46 79.83
4 3.54 130.80
5 4.32 170.90
6 6.00 182.31
7 7.80 258.72
8 16.90 766.24
4.4.4.
Perhitungan konsekuensi akibat terseret jangkarPipeline dimensions and material
Outer diameter : 0.8128 mWall thickness, t nom :
0.01587 5 m Corrosion Allowance : 0.0015 m
SMYS : Thickness coating : 0.1 m
Water depth : 15 m Bending stiffness, kb : 10 MN/m Impact velocity coeff, ch : 0.85
Energy Reduction factor
Steel mass associated, Rfs : 0.75 Added mass associated, Rfa : 0.6 Pipe wall thickness, t : 0.0144 m
Absorbed impact energy (Es)
Es = Rfs x 1/2 x mt x (Ch x V)2 : 10261.4 Joule
Langkah selanjutnya adalah menentukan hydrodynamic mass (Fb) untuk gaya impact, dengan menggunakan persamaan dapat digunakan persamaan:
Fb
=
Ch x V x
√
ma x kb
Dengan menggunakan data yang ada, maka akan didapat besarnya nilai Fb adalah sebesar 523.104 kN. Absorbed energy of hydrodynamic mass dibatasi oleh energy maksimum yang ada. Sehingga perhitungannya dapat dilihat dengan menggunakan persamaan dibawah ini.
Ea
=
Rfa x
1
dengan 13681.88 Joule. Dari hal tersebut, maka nilai absorbed energy of hydrodynamic mass akan diambil yang paling maksimum dari Es dan Ea yang telah dilakukan perhitungan yaitu sebesar 13681.88 Joule.Pull-Over Load
Water depth : 15 m
1
Drag Coefficient : 2
Added Mass Coefficient : 2 Axial Friction Coefficient : 0.4 Lateral Friction Coefficient : 0.6 Load Effect Factor : 1.1 Condition Load Effective Factor : 1.07
Untuk perhitungan dimensionless height dapat dihitung dengan menggunakan persamaan:
Maka akan didapatkan besarnya nilai dimensionless height sebesar 1.28
Untuk empirical force coefficient, dapat dihitung dengan menggunakan persamaan CF = 8.0 (-e-0.8H)
CF = 5.13
Untuk warp line stiffeness dapat dihitung dengan persamaan kw =
3.5
x
10
7
Lw
kw = 777.78 kNUntuk mendapatkan maximum pull-over force, dapat dihitung dengan menggunakan persamaan Fp = Cf x V x (mt x kW)1/2
Fp = 601.50 kN
Untuk corresponding maximum downward acting force, dapat dihitung dengan menggunakan persamaan:
Fz = Fp(0.2 + 0.8 x e-2.5H)
Fz = 139.74 kN
Untuk Pull-over load duration dapat dihitung dengan menggunakan persamaan: Tp = CT x Cf(
mt
Langkah selanjutnya yang perlu ditentukan adalah menentukan besarnya energy yang bekerja pada saat hooking. Langkah pertama yang dilakukan adalah menentukan maximum lifting height
Hl = 0.7B – 0.3 OD
Hl = 0.0814
Maka besarnya energy yang bekerja pada saat hooking dapat dihitung dengan menggunakan persamaan
E = Ep + Ek
E = (ma x g x Ht) + (0.5ma x v2)
E = 3.71 kJ
Energy yang bekerja pada jangkar terhadap pipa merupakan gabungan antara impact, pull-over dan hooking, maka total energinya merupakan penjumlahan dari ketiga nilai tersebut yaitu:
E total = E impact + E pull-over + E hooking E total = 80.43 kJ
Langkah perhitungan selanjutnya adalah melakukan perhitungan energy dari engine kapal. Dari data kapal yang didapatkan maka akan didapatkan Engine Power = 3050 kW dan energy thrust yang bekerja adalah sebesar E = 154.91 kJ. Setelah mendapatkan energy thrust yang bekerja, maka akan dilakukan perhitungan energy dari windlass dengan data:
Jangkar = 2 buah Massa = 1.29 ton Panjang rantai = 385 meter
Energy yang dihasilkan oleh windlass adalah sebesar 8.78 kJ
Langkah selanjutnya adalah melakukan perhitungan besarnya energy yang bekerja pada rantai jangkar. Dari hasil perhitungan yang telah dilakukan oleh penulis [ CITATION Uta11 \l 1033 ], maka akan didapatkan energy yang didapat dari rantai jangkar adalah
E = T x s E = 7.91 kJ
Sehingga total energy yang bekerja terhadap pipa dapat dihitung dengan persamaan:
T total = T trawl + T thrust kapal + T rantai T total = 243.25 kJ
Dari perhitungan tersebut maka akan didapatkan energy yang bekerja sebesar 243.25 kJ pada kapal dengan DWT 2000 ton dengan kecepatan kapal 2 knot. Perhitungan konsekuensi yang dilakukan disini untuk kapal dengan DWT minimal sebesar 2000 ton. Untuk hasil perhitungan kapal kelompok lain pada dapat dilihat pada tabel dibawah ini dimana tabel tersebut akan ditampilkan energy pada saat kecepatan kapal mengakibatkan rupture pada pipa.
Tabel 4.11 Tabel hasil perhitungan dragged anchor dengan engine kapal
DWT
2000 123.14 567.34 15.4 705.88 464.7 23.7 1194.6
6000 104.36 480.85 15.43 600.64 530.8 48.66 1180.1 10000 37.55 172.99 10.18 220.71 642.85 36.4 899.96 30000 63.64 293.2 17.25 374.08 1480.5 92.47 1947.1 70000 179.24 825.85 48.58 1053.7 4006.8 431.1 5491.6
Tabel 4.12 Tabel hasil perhitungan dragged anchor dengan windlass
Ship
2000 4.8 63 3.71 80.43 8.78 7.91 97.12
6000 26.1 120.2 7.07 153.37 23.26 21.07 197.71
10000 13.2 173 10.18 220.71 40.17 36.4 297.28
4.5. Penilaian Risiko
Untuk memetakan risiko agar dapat diketahui tingkat risiko yang terjadi pada jalur pipa adalah dengan menggunakan risk matrix. Risk matrix ini akan didasarkan pada hasil perkiraan frekuensi dan perkiraan konsekuensi dari hasil perhitungan yang sudah didapatkan. Matrik risiko akan terbagi menjadi matrik risiko untuk dropped anchor dengan variasi kecepatan 2 knot dan 4 knot. Kemudian selanjutnya matrik risiko untuk dragged anchor dengan variasi kecepatan 2 knot dan 4 knot.
4.5.1.
Risk Matrix Akibat Dropped AnchorLangkah pertama yang dilakukan adalah melakukan perangkingan hasil frekuensi yang telah dihitung disesuaikan dengan standar DNV RP F-107. Perangkingan dimulai dengan kecepatan 2 knot dan 4 knot.
Tabel 4.13 Ranking Frequency untuk kecepatan 2 knot
No Kelompok Kapal
Peluang kapal berada di CADZ dan menjatuhkan
jangkar
Frequency Category
1 A 4.51E-06 1
2 B 1.44E-06 1
3 C 1.80E-07 1
4 D 2.70E-07 1
5 E 1.35E-06 1
6 F 7.20E-07 1
7 G 7.20E-07 1
Tabel 4.14 Ranking Frequency untuk kecepatan 4 knot
Selanjutnya adalah melakukan perankingan untuk kategori konsekuensi dengan scenario masing-masing dent/diameter dengan dasar energy yang dapat diserap lapisan pipa. Berikut ini akan diberikan perankingan berdasarkan energy yang dapat diserap lapisan pipa akibat tertimpa jangkar adalah seperti pada Tabel 4 .15 berikut.
Tabel 4.15 Ranking konsekuensi berdasarkan energy kinetic yang mampu ditahan pipa.
Ranking Dent/Diameter kelompok kapal dengan konsekuensi yang telah diklasifikasi seperti pada Tabel 4 .15 diatas. Berikut ini akan ditampilkan kategori konsekuensi untuk kondisi tanpa lapisan coating.
2 B 33.77 B
3 C 79.83 C
4 D 130.80 C
5 E 170.90 D
6 F 182.31 D
7 G 258.72 E
8 H 766.24 E
Sehingga akan diplotkan risk matrik seperti yang terlihat pada gambar dibawah ini. Persebaran kelompok kapal pada matrik risiko dengan kecepatan 2 knot.
Consequenc y
Frequency
1 2 3 4 5
E G,H
D E,F
C C,D
B B
Persebaran kelompok kapal pada matrik risiko dengan kecepatan 4 knot
Dari hasil yang didapat pada risk matrix diatas, maka dapat dilihat beberapa risiko yang dihasilkan pada masing-masing kelompok kapal dengan menggunakan dasar risk matrik yang terdapat pada standard DNV RP F-116. Hal ini dikarenakan standard tersebut menjelaskan mengenai kekuatan integritas pipa bawah laut dengan berbagai aspek. Sehingga akan lebih relevan jika menggunakan risk matrik yang terdapat standard DNV RP-F116 daripada menggunakan risk matrik pada standard DNV RP-F107.
Untuk kapal dengan kecepatan 2 knot dan 4 knot, didapatkan risiko tertinggi yang mungkin dihasilkan akibat pipa kejatuhan jangkar adalah pada level Medium atau dideskripsikan sebagai kategori “acceptable risk-action to reduce the risk may be evaluated.” Kelompok kapal yang tergolong dalam level tersebut adalah kelompok kapal G dan H. Dari hasil perhitungan tersebut perlu dilakukan langkah mitigasi dan yang mungkin untuk dilakukan adalah menurunkan konsekuensi. Yang perlu dilakukan adalah menambahkan coating untuk memperbesar kekuatan pipa untuk menahan energy yang diterima karena tertimpa jangkar.
Seperti yang terlihat pada Tabel 4 .15 diatas, energy yang dapat diterima jika pipa ditambahkan coating semakin bertambah. Konsekuensi tersebut akan diplotkan kedalam matrik risiko seperti yang ditunjukkan pada gambar dibawah ini
Gambar 4.4 Mitigasi untuk kelompok kapal dengan kecepatan 2 knot
Consequenc
Consequenc
Dari hasil mitigasi yang dilakukan dengan jalan memberikan penambahan coating pada jalur pipa yang diassess, maka akan didapatkan risiko pada hamper seluruh kelompok kapal berada pada level very low atau dapat dideskripsikan sebagai “acceptable risk-insignificant”. Akan tetapi untuk kelompok kapal H adalah jenis kapal Container Extra Large. Berat jangkar yang dibawah oleh kapal ini yang mencapai 16900 kg, akan memberikan dampak risiko paling rendah pada kategori medium risk. Sehingga langkah preventif yang dapat dilakukan meskipun tidak terlalu signifikan adalah dengan mengurangi frekuensi kapal Container Extra Large yang melewati jalur pipa tersebut.
4.5.2.
Risk Matrix Akibat Dragged AnchorSetelah mendapatkan risiko akibat kejatuhan jangkar (dropped anchor) maka akan dilakukan penilaian risiko untuk pipa yang kejatuhan jangkar dan terseret jangkar (dragged anchor) yang ditunjukkan pada risk matrix. Langkah pertama yang perlu dilakukan adalah melakukan klasifikasi perangkingan untuk masing-masing konsekuensi akibat terkena dragged anchor dengan engine kapal dan akibat terkena dragged anchor dengan windlass.
Tabel 4.16 Risiko akibat terkena dragged anchor dengan engine kapal
No Ship
Dari kategori konsekuensi yang didapat diatas, maka akan ditampilkan risiko pada matrik risiko sesuai dengan plot frekuensi dan konsekuensi yang didapat adalah sebagai berikut.
Consequenc
Untuk kategori pipa terkena dragged anchor dengan menggunakan engine kapal, didapatkan semua kelompok kapal masuk dalam kategori medium risk atau disebut dalam kriteria “acceptable risk-action to reduce the risk may be evaluated.” Sehingga dari keterangan tersebut perlu dilakukan mitigasi lebih lanjut untuk mengurangi risiko yang terjadi. Langkah pertama yang mungkin dilakukan adalah melakukan penambahan concrete coating pada pipa. Akan tetapi setelah dilakukan mitigasi dengan menambah concrete coating, risiko untuk semua masing-masing kelompok kapal tetap berada pada level medium risk.
Gambar 4.7 Mitigasi risiko untuk kategori pipa terkena dragged anchor dengan engine kapal dengan penambahan concrete coating
Sehingga hal yang mungkin dilakukan adalah memberikan tambahan pelindung yang benar-benar kuat untuk menahan kekuatan jangkar yang menyeret pipa. Analisa ini perlu dilakukan perhitungan lebih lanjut dengan menambahkan semacam box culvert, melakukan penanaman pipa di dasar laut, dll.
Kategori konsekuensi untuk kelompok kapal terkena dragged anchor dengan menggunakan windlass dapat dilakukan perankingan risiko seperti yang terlihat pada Tabel 4 .17 dibawah ini.
No Ship
Sehingga persebaran risiko yang ditampilkan pada matrik risiko seperti yang terlihat pada
Gambar 4 .8 dibawah ini
Gambar 4.8 Matrik risiko persebaran kelompok kapal untuk kategori pipa terkena dragged anchor dengan menggunakan windlass
Dari hasil perhitungan yang dikerjakan, didapatkan terdapat 3 kelompok kapal yang berada pada level medium risk. Hal ini perlu dilakukan langkah lebih lanjut atau perlu dilakukan langkah mitigasi dengan melakukan penambahan concrete coating. Penambahan ini merupakan langkah awal untuk melihat seberapa besar risiko akan berkuran jika penambahan concrete dilakukan. Dari hasil perhitungan konsekuensi yang telah didapatkan, maka persebaran masing-masing kelompok kapal yang terkena dragged anchor dengan menggunakan windlass adalah seperti yang ditunjukkan pada
D
C
B IV
A I, II, III
BAB V
5.
KESIMPULAN DAN SARAN
Dari analisa yang telah dilakukan, ada beberapa hal yang dapat disimpulkan mengenai risk assessment yang telah dilakukan pada offshore pipeline akibat kejatuhan jangkar dan terseret oleh jangkar. Beberapa hal yang dapat disimpulkan tersebut diantaranya:
1. Penilaian risiko yang terjadi pada offshore pipeline Labuhan-Maringgai-Muara Bekasi, dengan kategori akibat dropped anchor untuk kecepatan masing-masing kapal sebesar 2 knot dan 4 knot (pipeline uncoating) akan didapatkan :
a. Kelompok kapal A, B, C dan D berada pada kategori very low risk
b. Kelompok kapal E dan F pada level low risk
c. Kelompok kapal G dan H berada pada level medium risk.
2. Langkah mitigasi awal yang dilakukan untuk kategori pipa dropped anchor untuk kecepatan masing-masing kapal sebesar 2 knot dan 4 knot adalah dengan penambahan concrete sehingga akan didapatkan persebaran risiko menjadi:
a. Kelompok kapal A, B, C, D, E, F, dan G berada pada kategori very low risk. b. Kelompok kapal H tetap berada pada level medium risk.
3. Penilaian risiko yang terjadi pada offshore pipeline Labuhan-Maringgai-Muara Bekasi, dengan kategori akibat dragged anchor dengan berdasarkan energy pada engine kapal maka akan didapatkan persebaran risiko:
a. Kelompok kapal I, II, III, IV, dan V pada jalur pipa uncoating berada pada level
medium risk.
b. Kelompok kapal I, II, III, IV, dan V pada jalur pipa setelah diberi tambahan concrete
akan tetap berada pada level medium risk.
4. Penilaian risiko yang terjadi pada offshore pipeline Labuhan-Maringgai-Muara Bekasi, dengan kategori akibat dragged anchor dengan berdasarkan energy pada windlass, maka akan didapatkan persebaran risiko (pipeline uncoating) :
a. Kelompok kapal I berada pada kategori level very low risk. b. Kelompok kapal II berada pada kategori level low risk.
c. Kelompok kapal III, IV, dan V pada kategori level medium risk.
5. Penilaian risiko yang dihasilkan, setelah pipa diberi tambahan concrete, dengan kategori akibat dragged anchor dengan berdasarkan energy pada windlass, maka akan didapatkan persebaran risiko :
a. Kelompok kapal I, II, III, dan IV berada pada kategori level very low risk. b. Kelompok kapal V berada pada kategori level medium risk.
6. Untuk kategori kapal yang berada pada level medium risk atau yang dapat didefinisikan sebagai kondisi “Acceptable risk - action to reduce the risk may be evaluated” perlu dilakukan langkah mitigasi untuk menurunkan risiko yang didapatkan. Hal ini dikarenakan definisi dari medium risk pada matrik risiko yang digunakan pada studi kasus ini adalah perlu adanya tindakan atau langkah pencegahan untuk mengurangi risiko yang terjadi pada kategori tersebut.
1. Memberikan proteksi tambahan pada pipa untuk mengamankan pipa jika mungkin terjadi bahaya yang diberikan pada studi kasus ini yaitu dropped anchor dan drag anchor. Proteksi tambahan yang mungkin dapat dilakukan adalah dengan menambahkan box culvert disepanjang jalur pipa yang dilewati oleh jalur pelayaran kapal.
2. Hal yang mungkin dilakukan adalah menanam pipa dengan kedalaman tertentu di dasar laut. Kedalaman yang diperlukan untuk mengetahui tingkat keamanan pipa jika mungkin terjadi skenario bahaya kejatuhan dan terseret jangkar, perlu dilakukan analisa dan perhitungan lebih lanjut.
3. Hal yang mungkin juga dilakukan adalah mengurangi intensitas operasi kapal yang melewati jalur pipa tersebut pada saat kondisi cuaca sedang buruk. Hal ini berfungsi untuk mengurangi frekuensi kemungkinan kapal menjatuhkan jangkar dalam situasi darurat.
4. Memberikan tanda di daerah jalur pipa tersebut yang menunjukkan informasi bahwa didaerah tersebut ada jalur pipa didasar laut. Sehingga awak kapal akan mengerti bahwa dibawah ada jalur pipa yang membentang yang sedang dilewati oleh kapal.
6.
REFERENSI
Artana, K. B. (2009, Februari 6). Penilaian Risiko Pipa Gas Bawah Laut Ujung Pangkah-Gresik Dengan Standard DNV RP F107. Jurnal Teknik Mesin , 28-42.
Klasifikasi Indonesia, B. (2009). Standard Biro Klasifikasi Indonesia Section 18. In Biro Klasifikasi Indonesia (pp. 18.1 - 18.8).
Mouselli, A. (1981). Offshore Pipeline Design, Analysis and Methods. Oklahoma: PennWell Books. Muhlbauer, W. K. (2004). Pipeline Risk Management Manual (Third Edition). United States of America: British Library Cataloguing.
Priyanta, D. (2000). Keandalan dan Perawatan. Surabaya.
Supena, M. (2011). PERANCANGAN JARINGAN PIPA TRANSMISI GAS DARI LABUHAN MARINGGAI KE MUARA BEKASI MELALUI JALUR LEPAS PANTAI. Jakarta: FT Universitas Indonesia.
Utama, G. W. (2011). Risk Assessment Jalur Pipa Gas Offshore Labuhan Maringgai-Muara Bekasi: Studi Kasus Risiko Akibat Dropped Anchor, Dragged Anchor dan Sinking Vessel.
LAMPIRAN 1
Project Title : Penilaian Risiko Akibat Aktivitas
Kapal Di Area Offshore Pipeline: Rev : 0 Date : 5 January 2012
Prepared by : DGSP Document Title
: Offshore pipeline Hazard Identification Report
HAZARD SCENARIO CAUSES CONSEQUENCES ACTIONS/COMMENTS
1 JANGKAR JATUH DIATAS PIPA 1.
1 Pipa mengalami dent(penyok) - Jangkar jatuh mengenai salahsatu bagian pipa - Pipa mengalami stress lokal yang mungkin akan Jangkar kapal yang jatuhmemiliki energi yang tidak terlalu besar, sehingga - Berkurangnya diameter total
pada pipa yang akan 1.
2 Pipa berlubang danmengalami kebocoran - Jangkar jatuh mengenai pipadan tertancap pada pipa tersebut.
- Material pengisi (oil/gas) akan
tumpah ke laut dan Jangkar yang jatuh diataspipa memberikan energi besar sehingga pipa - Ledakan pada pipa karena
tekanan tinggi yang melewati 2 PIPA TERSERET OLEH JANGKAR
2.
1 Pipadeformasi mengalamidan - Pipa terseret oleh jangkardalam jarak tertentu - Pipa bisa mengalami patah karena pipa bengkok keluar Kapal belum benar-benar berhenti sehingga jangkar 2.
LAMPIRAN 2
Perhitungan peluang kapal berada di CADZ dan menjatuhkan jangkar
Input
Panjang pipa 4 km 400 m
Kecepatan kapal 2
kno
t 1.028 m/s
Diameter pipa 810.38 mm 0.810 m
Ketebalan beton pada pipa 2.5 mm
0.002 5 m
Lebar jangkar terbesar 2.09 m
Lebar jalur pelayaran 500 m
Waktu dalam satu tahun 31536000 s
Peluang kapal menyimpang dari jalur 0.05 Peluang kapal menjatuhkan jangkar 0.04
Perhitungan peluang kapal berada di CADZ dan menjatuhkan jangkar
Input
Panjang pipa 4 km 400 m
Kecepatan kapal 4
kno
t 2.056 m/s
Diameter pipa 810.38 mm 0.810 m
Ketebalan beton pada pipa 2.5 mm
0.002 5 m
Lebar jangkar terbesar 2.09 m
Lebar jalur pelayaran 500 m
Waktu dalam satu tahun 31536000 s
Peluang kapal menyimpang dari jalur 0.05 Peluang kapal menjatuhkan jangkar 0.04
No
Kelompok
menyimpang dari jalur
Peluang kapal berada di CADZ dan menjatuhkan jangkar
Perhitungan peluang kapal berada di CADZ , menjatuhkan jangkar dan menyeret pipa
Input
Panjang pipa 4 km 400 m
Kecepatan kapal 2
kno
t 1.028 m/s
Diameter pipa 810.38 mm 0.810 m
Ketebalan beton pada pipa 2.5 mm 0.0025 m
Lebar jangkar terbesar 2.09 m
Lebar jalur pelayaran 500 m
Waktu dalam satu tahun 31536000 s
Peluang kapal menyimpang dari jalur 0.05 Peluang kapal menjatuhkan jangkar dan menyeret 0.03
No
Kelompok
Kapal
kapal per-
Frekuensi
Peluang Kapal
Menjatuhkan
Waktu kapal
melewati
kapal melewati
Total waktu
Lebar CADZ
(m)
kapal di
Peluang
waktu
Total
1 A 18322 0.013
389.105 16218677.043 4.993 0.00998576 161955.8165
2 B 5840 0.004
Perhitungan peluang kapal berada di CADZ , menjatuhkan jangkar dan menyeret pipa
Input
Panjang pipa 4 km 400 m
Kecepatan kapal 4
kno
t 2.056 m/s
Diameter pipa 810.38 mm 0.810 m
Ketebalan beton pada pipa 2.5 mm 0.0025 m
Lebar jangkar terbesar 2.09 m
Lebar jalur pelayaran 500 m
Waktu dalam satu tahun 31536000 s
Peluang kapal menyimpang dari jalur 0.05 Peluang kapal menjatuhkan jangkar dan menyeret 0.03
No
Kelompok
Kapal
kapal per-
Frekuensi
Peluang Kapal
Menjatuhkan
Waktu kapal
melewati
Total waktu
kapal
Lebar CADZ
(m)
Peluang
kapal di
waktu
Total
1 A 18322 0.013
