2.1Perhitungan Nilai Persebaran Tekanan

Untuk mengetahui risiko dan konsekuensi dari pembangunan saluran ini, perlu diketahui nilai persebaran tekanan yang disebabkan oleh beban berat saluran drainase terhadap pipa gas yang berada di bawah tanah. Hal ini dilakukan untuk mengetahui kondisi batas ketika terjadi perubahan yang dapat menimibulkan bahaya. Terdapat 2 metode untuk mengetahui nilai persebaran berikut.

2.1.1Perhitungan Elastisitas

Pada metode ini, tekanan geser diasumsikan tekanan geser bernilai sangat rendah bila dibandingkan dengan kekuatan geser sehingga tanah dapat dianggap elastik dan tekanan dan deformasi dapat dihitung menggunakan teori elastisitas. Metode ini sering digunakan pada kalkulasi konsolidasi dari fondasi karena faktor keamanan tidak sebading dengan kapasitas tahanan

2.1.2Metode Pembatasan Kesetimbangan

Pada metode ini, tekanan yang dapat mengakibatkan kegagalan dihitung dan tekanan yang diberikan dibandingkan dengan tekanan batas gagal yang telah ditenttukan. Akan tetapi, metode ini tidak menyediakan informasi mengenai deformasi tanah selama tekanan diberikan. Sehingga metode ini sering digunakan untuk kapasitas tekanan yang dapat ditahan oleh pipa.

Adapun penghitungan persebaran distribusi tekanan menggunakan persamaan Peningkatan Tekanan (p) Geser yang diturunkan dari persamaan umum Metode Newmark (Navy, 1982):

Dimana:

= peningkatan tekanan di titik (x,z)

= tekanan dari gaya kolom yang bekerja bekerja pada fondasi

zi= kedalaman lapisan tanah yang ditinjau

z0= kedalaman alas fondasi dangkal atau penambahan gundukan tanah pelindung fondasi dalam saluran berikut susunan batu kali penutupnya

x= jarak dari titik susunan batu kali

= sudut elevasi geser =

2.2Potential Hazard

Pipeline potential threats/hazards atau diartikan sebagai segala sesuatu yang berpotensi mengancam integritas, atau menimbulkan kerusakan pada pipa dan jalur pipa. Kent Muhlbauer, dalam bukunya yang berjudul Pipeline Risk Management Manual mengelompokkan kategori threat berdasarkan ASME B31.8, yaitu :

1. Time Dependent Threats Dapat semakin memburuk seiring berjalannya waktu dan membutuhkan evaluasi ulang (re-assessment) secara berkala.

2. Time Stable Tidak berubah sepanjang waktu. Hanya memerlukan satu kali evaluasi (assessment) kecuali jika terjadi perubahan kondisi operasi.

3. Time Independent Terjadi secara acak (random). Paling baik jika dapat dilakukan upaya pencegahan (mitigation).

Proyek pembangunan crossing drainage ini memiliki potensi hazard berupa Time Stable dan juga Time Independent. Dimana threat berupa Time Stable berada pada saat saluran drainase sudah dapat difungsikan sebagaimana mestinya. Secara umum, threat berupa Time Stable berkaitan erat dengan vulnerability and resistance. Untuk waktu tertentu, kondisi saluran akan mengalami penurunan kualitas sehingga dapat menyebabkan terjadinya kecelakaan. Kondisi hazard yang berupa Time Stable ini diantaranya adalah karena kerusakan saluran yang digunakan. Sementara threat berupa Time Independent terjadi diantaranya pada saat proses konstruksi pembangunan saluran.

2.2.1Kategori Threats / Hazards

Berikut adalah pembagian kategori secara rinci dari threats/hazards berdasarkan tiga jenis ancaman (time dependent threats, time stable threats dan time independent threats).

1. Time Dependent Threats

a. External Corrosion

b. Internal Corrosion

c. Stress-corrosion Cracking (SCC)

2. Time Stable Threats (vulnerability or resistance)

a. Manufacturing-related flaws in

Pipe body

Pipe seam

b. Welding/Fabrication-caused flaws in

Girth welds

Fabrication welds

Wrinkled/buckled bend

Threads/couplings

c. Defects present in equipment

Gaskets, O-rings

Control/relief devices

Seals, packing

Other equipment

3. Time Independent (Random) Threats

a. Third-party/Mechanical Damage

Immediate failure

Delayed failure (previously damaged)

Vandalism

b. Incorrect Operations

c. Land Movement

Land Slide

Settlement

Subsidence

d. Weather Related

Cold weather

Lightning

Heavy rain, flood

Salah satu upaya untuk mengatasi atau mengurangi risiko dari berbagai jenis bentuk pengurangan risiko akibat berbagai jenis threat tersebut perlu dilakukan inspeksi visual maupun bentuk uji lainnya saluran pipa secara rutin dan berkala sesuai dengan jadwal yang ditentukan untuk mendeteksi apabila ada kerusakan konstruksi logam dari saluran drainase, disamping penggunaan sacrifice anodeatau cathodic protection serta beberapa tindakan lainnya yang dirasakan perlu untuk diterapkan.

2.2.2Hazard Pada Saat Konstruksi

Bahaya yang berpotensi terjadi pada saat konstruksi yaitu berupa bahaya yang terjadi akibat third party, yang termasuk ke dalam kelompok Time Independent. Bahaya ini diakibatkan oleh beban berat yang salah satunya berasal dari beton saluran yang dibangun. Pipa gas yang berada di dalam tanah dapat berpotensi mengalami tegangan akibat persebaran tekanan yang diberikan oleh beban berat diatasnya sehingga dapat menyebabkan kondisi fatik pada pipa gas. Namun kondisi ini tergantung kepada posisi pipa gas yang tertanam di dalam tanah serta berat yang dimiliki oleh beban beton dan instalasi saluran di atasnya. Untuk nilai tegangan tertentu, maka pipa gas akan aman jika tegangan yang diterima pipa gas berada pada kondisi wajar. Oleh karena itu, diperlukan perhitungan persebaran tekanan yang disebabkan oleh beban atas terhadap pipa gas yang tertanam di dalam tanah.

2.3Analisis Risiko Semi Kuantitatif

Risiko merupakan hal yang familiar dan berdasarkan intuisi dapat dirasakan bagi semua orang. Risiko dapat menjadi suatu hal yang rumit untuk dimengerti dan didefinisikan dalam program pengelolaan risiko di dalam suatu kelembagaan. Secara ringkas risiko didefinisikan sebagaipeluang terjadinya sesuatu yang berdampak mempengaruhi pencapaian tujuan sebagai fungsi besaran dan relativitas dari probabilitas dari seluruh dampak yang berbahaya atau bisa dikatakan sebagai fungsi dari probabilitas dan konsekuensi untuk suatu peristiwa yang tidak disengaja terjadi. Dalam kaitannya dengan penilaian risikoyang dibangun dari beberapa faktor, secara simplifikasi dapat dilakukan dengan multiplikasi peluang dari suatu peristiwa yang diantisipasi kejadiannya dengan besarnya kemungkinan terjadinya (probabilitas; likelihood) dan besarnya akibat yang ditimbulkan ketika peristiwa itu terjadi (konsekuensi, severity).

Metode kalkulasi risiko perpipaan fluida transmisi dan distribusi baik produk minyak bumi, gas alam maupun fluida kimiawi lainnya dikembangkan dari gabungan beberapa pendekatan salah satunya adalah Onshore Risk Base Inspection (RBI) Pipeline Methodology (OPR-OM-PM-00048)atau Perhitungan Risiko Perpipaan Onshore didasarkan pada rutinitas kegiatan inspeksi jalur perpipaan yang ditujukan untuk mengkuantifikasi probabilitas dari kesalahan dan juga konsekuensi dari kesalahan pada jaringan pipa darat yang dinspeksi.Sedangkan kuantifikasinya secara simplifikasi dilakukan menggunakan metode kalkulasi ketidakpastian Monte Carlo yang perhitungannya dilakukan dengan memanfaatkan piranti lunak Oracle Crystal Ball.

Nilai risiko dapat dihitung secara simplifikasi didasarkan pada multiplikasi besarnya kemungkinan dan besarnya akibat dari suatu event yang mengganggu pencapaian tujuan dari kegiatan usaha yang dilakukan seperti tertuang sebagai berikut.

(3.1)

(3.2)

Secara matematis persamaan tersebut dikembangkan lebih lanjut dengan rincisehingga dapat dihitung secara secara lebih kuantitatif besarnya risiko tersebut menggunakan pendekatan ketidakpastian Monte Carlo, seperti persamaan matematis berikut.

Disini, fi didefinisikan sebagai nilai kuantifikasi dari likelihood (frekuensi dari suatu kecelakaan, yang dapat terjadi dan dapat menjadi nilai ketidakpastian yang didefinisikan sebagai asumsi dari probabilitas distribusi pada Crystal Ball). Ci didefinisikan sebagai nilai kuantifikasi dari severity (konsekuensi dari suatu kecelakaan yang dapat terjadi, yang juga dapat didefinisikan sebagai decision valuedi dalam Crystal Ball). Nilai pembobotan masing-masing faktor likelihood dan severityai, bi, ci dan di ditentukan berdasarkan kesepakatan stake holderyang melakukan kegiatan pengoperasian, pemeliharan dan perbaikan di jalur pipa gas transmisi.

Dalam menganalisis risiko di wilayah drainage crossing beserta konstruksinya terkait nilai pembobotan masing-masing faktor likelihood dan severity, diperlukan kegiatanbrainstorming dengan stake holder yang melakukan kegiatan pengoperasian, pemeliharan dan perbaikan di jalur pipa gas transmisi tersebut. Brainstorming juga perlu dilakukan untuk mengeksplorasi kemungkinan-kemungkinan penyebab kejadian kecelakaan bersamaan terkait dengan tingkat kemungkinan kejadian yang mengganggu pengoperasian transmisi gas alam (penentuan probabilitas, likelihood) maupun besarnya akibat yang ditimbulkan ketika peristiwa itu terjadi (penentuan konsekuensi, severity).Penilaian hasil kuantifikasi nilai risiko dikategorikan sesuai dengan kriteria yang dinyatakan dalam matriks risiko yang umumnya digunakan dalam bentuk matriks 5 x 5 (Gambar 2.1).

Gambar 2. 1 Matriks Risiko

Penentuan probabilitas, seperti faktor korosi pipa, faktor operasi, faktor gangguan pihak ketiga, berikutcatatan kejadian kebocoran selama pengoperasian; terdiri dari jumlah masing-masing faktor dibagi dengan faktor normalisasi. Faktor normalisasi adalah nilai untuk memastikan bahwa semua faktor probabilitas memiliki kisaran nilai dari 1 sampai 5. Secara ilustratif kisaran penilaian masing-masing faktor probabilitas tersebut digambarkan dalam Tabel 2.1.

Tabel 2. 1 NilaiTingkatan Risikopada Penentuan Likelihood

Sedangkan untuk penentuan konsekuensi (keamanan, lingkungan hidup, keuangan dan reputasi) mirip dengan penentuan kemungkinan yang terdiri dari jumlah masing-masing faktor dibagi faktor normalisasi. Faktor normalisasi adalah untuk memastikan bahwa semua faktor konsekuensi memiliki kisaran 1 sampai 5. Untuktingkatannilai masing-masing faktor konsekuensi tersebut digambarkan dalam Tabel 2.2.

Tabel 2. 2 NilaiTingkatan Risiko dalam Penentuan Severity

2.3.1Likelihood

Likelihood menunjukkan kemungkinan-kemungkinan yang menjadi penyebab terjadinya kejadian kecelakaan. Pada bahasan ini dengan mengacu pedoman Onshore Risk Base Inspection (RBI) Pipeline Methodology, akan diuraikan serangkaian tabel penentuan likelihood dengan meninjau aspek detail yang berkaitan dengan pipa gas, kondisi drainage crossing, dan konstruksi saluran crossing pipa transmisi gas bumi.

2.3.2Consequences

Setelah menentukan beberapa kriteria likelihood sebagai parameter terjadinya hazard, selanjutnya ditentukan konsekuensi kualitatif terhadap safety, lingkungan, dan di wilayah drainage crossing pipa gas transmisi Pertagas.

2.4Perhitungan Consequence Analysys2.4.1QRA Pipeline

Pada QRA, suatu risiko dapat ditentukan sebagai kemungkinan terjadinya kegagalan ketika seseorang terkena dampak dari suatu kejadian bahaya. Tingkat risiko diperoleh dari hasil kombinasi setiap kemungkinan kegagalan dan konsekuensi dari suatu kejadian. Risiko tersebut dapat ditentukan nilainya secara kualitatif dan kuantitatif.

QRA terdiri dari penilaian setiap kejadian khusus, yang direpresentasikan berupa nilai numerik dan kemungkinan kegagalan dan konsekuensi dari suatu kejadian. Sebelum menentukan kemungkinan kegagalan dan konsekuensi, terlebih dahuludilakukan proses identifikasi tingkat bahaya dan skenario yang dapat terjadi. Semua kejadian khusus tersebut dikombinasikan yang menjadi sebuah total level risiko. Hasil total level risiko ini kemudian dibandingkan dengan kriteria toleransi (kriteria risiko). Berikut Gambar 2.2 menunjukkan langkah-langkah QRA.

Gambar 2. 2 Langkah-langkah proses QRA

2.4.2Identifikasi Hazard

Untuk pipeline gas, bahaya utama yang bisa muncul adalah kebocoran dari gas hidrokarbon (mudah terbakar) yang sedang ditransmisikan pada pipeline. Dengan menggunakan metode QRA, kebocoran dapat diasumsikan muncul melalui lubang pada dinding pipa. Lubang yang ada dapat berukuran kecil (pinhole), berukuran sedang (leak/puncture), atau bisa berukuran besar (full-bore rupture). Sebuah skenario dari suatu kejadian dapat memprediksi apakah gas yang mengalami kebocoran akan dapat terbakar atau tidak. Hal ini bergantung kepada jenis lubang kebocoran pipa yang terjadi. Karena banyaknya kemungkinan dari variabel dan kombinasi suatu kebocoran, maka digunakan metode analisis event tree untuk memodelkan kronologi kejadian mulai darikebocoran awal hingga akhir. Contoh dari event tree ditunjukkan pada Gambar 2.3 di bawah ini.

Gambar 2. 3 Contoh event tree dalam identifikasi hazard

2.4.3Penentuan Frekuensi dan Probabilitas

Frekuensi kebocoran dapat diestimasi dengan menggunakan basis data dari frekuensi kegagalan, modifikasi kondisi spesifik yang sesuai, atau memprediksi dengan menggunakan model yang diakui. Basis data tentang kebocoran/kegagalan yang baik adalah yang sesuai dengan lokasi dimana pipeline dioperasikan. Akan tetapi tidak semua negara memiliki data tersebut secara lengkap dan dipublikasikan, termasuk Indonesia dan pada umumnya negara berkembang. Negara-negara maju seperti Amerika, Australia, Inggris, dan kawasan Eropa sudah secara baik menyediakan database tersebut. Sebagai contoh adalah EGIG (European Gas Pipeline Incident Data Group), CONCAWE (Conservative of Clean Air and Water in Europe), PARLOC (Pipeline and Riser Loss of Containment), UKOPA (United Kingdom Onshore Pipelines Operators Association) yang berhubungan dengan fasilitas di onshore dan yang umum digunakan di offshore adalah OREDA (Offshore Reliability Data Handbook).

Frekuensi kebocoran dibagi berdasarkan ukuran lubang untuk memodelkan distribusi kebocoran, dimana kebocoran dari lubang yang kecil memiliki frekuensi lebih besar dibanding dengan kebocoran dari lubang besar. Ukuran lubang tersebut diwakili oleh tiga jenis ukuran diameternya yaitu pinhole-crack (< 1 in), hole (> 1 in hingga diameter pipa/16 in) dan rupture (> 16 in). Parameter Yes dan No dalam setiap cabang dari event tree juga dapat dinilai berdasarkan atas historikal, petunjuk dari kode yang digunakan, atau diprediksi dari model yang dilakukan. Frekuensi dari setiap kebocoran diperoleh dengan mengalikan frekuensi kebocoran awal dengan probabilitas dari setiap cabang event tree.

2.4.4Evaluasi dan Pemodelan Consequences

Konsekuensi secara kuantitatif secara umum didominasi oleh sedikit skenario saja seperti jet fire. Sedangkan pengaruh flash fire yang dihasilkan dari keterlambatan pembakaran sangatlah rendah dikarenakan sifat alami uap gas yang cenderung tetap berada di permukaan tanah (ground level). Secara sederhana kemungkinan kematian dapat diwakili oleh jet fire. Kemungkinan kematian pada suatu lokasi tertentu dari kecelakaan pipa gas alam dapat dihitung hanya dengan mempertimbangkan efek termal dari jet fire.

2.4.4.1Laju Kebocoran Gas

Laju kebocoran gas dari suatu lubang pada pipeline bervariasi dengan perubahan waktu. Dalam beberapa saat, laju kebocoran akan anjlok dengan fraksi nilai puncak awal dan menurun sebagai fungsi waktu hingga kondisi tunaknya. Kebocoran puncak awal (peak initial release) dapat diestimasi dengan manganggap aliran sonic yang mengalir melalui orifice dengan persamaan sebagai berikut:

(3.3)

Dengan:

: Laju kebocoran puncak awal

: Bilangan tak berdimensi dari ukuran lubang yang merupakan rasio luasan lubang efektif dengan luasan penampang pipeline

: Diameter pipa, m

: Densitas gas stagnasi pada kondisi operasi, kg/m3

: Tekanan stagnasi pada kondisi operasi, Pa.

: Rasio panas spesifik dari gas.

Beberapa peneliti menentukan faktor penyusut dengan sebuah nilai 0,25 tetapi terkadang bisa lebih dari itu, sehingga Jo dan Ahn (2005) mengambil nilai yang lebih konservatif yaitu 0,30. oleh karena itu persama faktor penyusut tersebut dapat dinyatakan sebagai berikut:

(3.4)

Sehingga laju kebocoran gas efektif dapat diestimasi dengan persamaan (3.3) dan (3.4) menjadi:

(3.5)

Dengan asumsi rasio panas spesifik , berat jenis gas pada tekanan atmosfer dan faktor gesekan fanning (konservatif untuk pipeline baja), Laju kebocoran gas efektif dapat dinyatakan sebagai:

(3.6)

Dimana:

: bilangan tak berdimensi dari skenario kegagalan pipeline (pinhole, hole, dan rupture)

: jarak dari

Jika jarak tertentu yang dianalisis tidak terlalu dekat dengan stasiun gas, L0>>x, atau faktor penyusut tidak lebih dari 0,30, laju kebocoran gas efektif diperkirakan konstan.

2.4.4.2Jarak Fatal (Fatal Length)

Jarak Fatal didefinisikan sebagai panjang pipa dibandingkan dengan kemungkinan kematian di lokasi tertentu yang dievaluasi dengan mengintegrasikan kemungkinan kematian terkait dengan kecelakaan di atas sepanjang pipa. Kemungkinan kematian dari jet api yang merupakan kecelakaan yang dominan pada pipa gas alam, bergantung pada laju kebocoran gas dan jarak lokasi dari sumber api. Kemungkinan kematian akan dapat menurun secara tiba-tiba dari unity 1 ke 0, pada skala jarak tertentu dari pipa ke lokasi, . Integrasi kematian sepanjang linepipe dapat dihitung dengan menambahkan panjang pipa dikalikan dengan nilai rata dari daerah yang mematikan sebagai contoh misalnya 1-50%, 50-99% dan 99-100%. Sedangkan radius kematian 99,50% dan 1% yang berhubungan dengan laju kebocoran efektif dengan menggunakan suatu kemungkinan (Pr) secara berurutan 7,30; 5,00; dan 2,67.

Dengan beberapa penurunan dari nilai-nilai di atas, maka panjang fatal dapat dihitung dengan persamaan berikut:

(3.7)

Dimana:

=

=

=

= jarak dari pipeline ke lokasi tertentu, m.

panjang pipeline dalam rentang dari a ke b% kematian.

2.4.4.3Panjang Fatal Kumulatif (Cumulative Fatal Length)

Panjang fatal kumulatif didefinisikan sebagai panjang pipeline yang kecelakaannya menghasilkan N atau lebih. Jumlah kematian dihitung dengan mempertimbangkan jumlah orang dengan menganbil kemungkinan rata-rata kemtian dalam wilayah tersebut. Seperti telah dijelaskan sebelumnya, bahwa wilayah tersebut dibagi menjadi 3 zona kematian, yaitu 1,00 50,00; 50,00 99,00 dan 99,00 100,00%. Jumlah orang di setiap zona dihitung secara sederhana dengan cara menggambarkan lingkaran dengan radius r99, r50 dan r1 dengan titik pusat tempat kejadian kecelakaan. Oleh karena itu, jumlah kematian dari sebuah kecelakaan dapat dihitung dengan persamaan berikut:

(3.8)

Dimana:

= notasi untuk kejadian pinhole, hole, dan rupture.

= jumlah orang dalam rentang dari a k b% kematian.

2.4.5Perhitungan dan Hasil Analisis Risiko

Perhitungan nilai risiko diperoleh dengan membuat Consequence Modelling dengan tahapan sebagai berikut:

Gambar 2. 4 Perhitungan Consequnce Modelling

Prediksi nilai risiko disajikan dalam bentuk risiko terhadap wilayah untuk radius tertentu (risk zone). Risk zone digunakan untuk menilai bagaimana sebuah proposal dapat mendesak rencana pengembangan sebuah daratan yang berdekatan dengan fasilitas atau pipeline.