bab iv studi kasus11 - · pdf fileparameter nilai satuan diameter luar 28 inch ketebalan pipa...

TUGAS AKHIR BAB 4 STUDI KASUS

ANALISIS FREE SPAN PIPA BAWAH LAUT 4-1

STUDI KASUS

4.1 Deskripsi Permasalahan

Permasalahan yang dibahas dalam tugas akhir ini adalah free span yang terjadi pada pipa

bawah laut. Berdasarkan hasil survei yang ada, diketahui bahwa terdapat sejumlah free spans

yang harus diperbaiki untuk melindungi jalur pipa terhadap vibrasi/getaran dan fatigue.

Dalam studi kasus pada tugas akhir ini dilakukan penilaian bahaya fatigue dari free span yang

tidak memenuhi kriteria Vortex Induced Vibration (VIV) yang didasarkan pada DNV (2007).

Lingkup pekerjaan yang dilakukan adalah :

• Review desain pipa bawah laut (ketebalan pipa, buckling, dan kestabilan pipa).

• Identifikasi span pipa berdasarkan data elevasi pipa bawah laut yang dihimpun secara

survei.

• Penilaian terhadap spans untuk kriteria vortex induced vibration.

• Menghitung bahaya fatigue.

4.2 Deskripsi Lokasi Pipa

Studi kasus yang dibahas pada Tugas Akhir ini diambil dari proyek jaringan pipa transmisi

gas The 28” East Java Gas Pipeline. Jalur pipa ini menghubungkan Central Processing Plant

(CPP) di Pulau Pagerungan Besar (Pulau Kangean) yang letaknya di sebelah timur Pulau

Madura menuju Onshore Facility Receiver (OFR), Porong di daratan Jawa Timur. Jalur ini

telah terpasang dan telah beroperasi sejak tahun 1993. Total panjang pipa ini adalah 420 km

yang terbagi menjadi 2 seksi, 360 km di lepas pantai dan 60 km di darat. Peta lokasi jaringan

pipa dapat dilihat pada Gambar 4.1.

BAB

4



Gambar 4.1 Peta lokasi pipeline [sumber: Field report 28” East Java Gas Pipeline].

4.3 Data-Data Pipa

Data proyek yang didapatkan merupakan data yang akan dipergunakan untuk desain jaringan

pipa bawah laut, data tersebut meliputi data material dan data lingkungan.

4.3.1 Data Pipa

Data-data pipa yang didapatkan dapat dilihat pada Tabel 4.1.

Tabel 4.1 Data Pipa [sumber: Field report 28” East Java Gas Pipeline].

Pipa Baja

Parameter Nilai Satuan

Diameter Luar 28 inch

Ketebalan Pipa 0.625 inch

Spesifikasi Baja API 5L

Kelas Baja X65



SMYS (Specified Minimum Yield Strength) 65000 psi

Yield Strength 4570 kg/m3

SMTS 77000 psi

Young Modulus 3 x 107

psi

Poisson’s Ratio 0.3

Density 490 lb/ft3

Coefficient of Themal Expansion 6.5 x 106

/ °F

Steel Potensial - 0.85 volt

Internal Corrosion Allowance Nil

External Corrosion Protection Coating

a. CPP – PC.10

Material Asphalt Enamel

Thickness 0.005 m

Density 1300 kg/m3

b. PC. 10 – ORF

Material Polyethylen

Thickness 0.003 m

Density 915 kg/m3

Design Life

Design Life 20 tahun



Data-data Concrete coating thickness dapat dilihat pada Tabel 4.2.

Tabel 4.2 Data Concrete Coating Thickness [sumber: Field report 28” East Java Gas Pipeline].

Metocean Zone Concrete Thickness

Inch mm

Zone Ia 2.75 70

Zone Ib 3.91 99

Zone II 1.75 44

Zone III 1.75 44

Zone IV 1.75 44

4.3.2 Data Desain dan Operasional

Tabel 4.3 menyajikan data-data desain dan operasional dari pipa.

Tabel 4.3 Data Desain dan Operasional Pipa [sumber: Field report 28” East Java Gas Pipeline].

Keterangan Unit CPP Inlet ORF Outlet

Operating Pressure psi

kPa

1100

7584.2

900

6205.3

Operating Temperature °F

°C

75

23.9

85

29.4

Designed Temperature °C 100 100

Gas Gravity/Effluent SG - 0.65 0.65

Density of Content lb/ft3 4

4.3.3 Data Elevasi Pasang Surut

Terdapat informasi yang cukup penting pada elevasi pasang surut. Tabel 4.4 meyajikan nilai

elevasi penting pada perhitungan pipa.



Tabel 4.4 Data Elevasi Pasang Surut [sumber: Field report 28” East Java Gas Pipeline].

Elevation Unit Data (m)

1 years

HHWL m + 2.44

LLWL m - 2.44

Storm Surge m 0.09

4.3.4 Data Kondisi Tanah

Tabel 4.5 menggambarkan kondisi tanah detail sepanjang jalur pipa.

Tabel 4.5 Deskripsi Tanah [sumber: Field report 28” East Java Gas Pipeline].

KP Deskripsi Tanah

Dari Ke

0 13.6 Yellowish grey carbonate fine SAND with shell and coral fragments

13.6 22 Very soft light brown silty/sandy CLAY

22 42 Yellowish grey/brown fine to coarse SAND with progressively increasing

amount of gravel (shell and coral)

42 45 Very soft light brown sandy CLAY

45 66 Greenish grey silty/clayey fine to coarse SAND, with occasionally traces of

gravel

66 72 White greenish grey silty/clayey fine to medium SAND (0-0.6 m) overlaying

dark brown clayey SILT

72 78 White and greenish grey silty/clayey fine to coarse SAND with shell

fragments

78 87 White and greenish grey silty/clayey fine to coarse (<1 m) ovelaying clayey

SILT

87 110 Very soft to soft greenish grey sandy CLAY, overlaying with greenish grey

silty SAND at KP 92

110 121 Greenish grey silty/clayey fine to coarse SAND



121 135 Very soft greenish gray sandy CLAY

135 160 Very soft dark grey greenish CLAY, occasionally overlaying with greenish

grey silty SAND or SILT (<0.6 m)

160 165 Fine SAND (0.6 m) with traces of coarse sand and gravel, overlaying

coralline SAND

165 350 Very soft to soft grey/green CLAY with occasionally scattered shell

fragments

4.3.5 Data Kedalaman Perairan

Tabel 4.6 menyajikan data kedalaman perairan di lokasi penempatan pipa.

Tabel 4.6 Data Kedalaman Perairan [sumber: Field report 28” East Java Gas Pipeline].

Zona KP (km) Kedalaman Perairan (LAT)

Min (m) Max (m)

A. Shore Approach 0 – 1.2 -4.5 32

I-a (1) 1.2 – 6 28 50

I-a (2) 6 – 23 23 42

I-b (1) 23 – 28.5 10 32

I-b (2) 28.5 – 39.5 9 36

I-b (3) 39.5 – 42 9 35

II-a 42 – 80 26 96

II-b 80 – 140 80 109

II-c 140 – 180 76 118

III 180 – 285 61 76

IV 285 – 345 23 61

V 345 – 349.66 10 23

B. Shore Approach 349.66 – 354.75 -2.2 10

LF.2 – PC.10 352.75 – 357.01 -1.5 -3.7



4.3.6 Data Arus dan Gelombang

Data arus dan gelombang yang ditinjau terbagi kedalam 4 zona. Diasumsikan bahwa arus

diukur 3 m dari dasar laut.

Tabel 4.7 Data Arus [sumber: Field report 28” East Java Gas Pipeline].

Zona KP Design Basis (1year) Design Basis (100 years)

From To Uc (m/s) Uc (m/s)

I a

0.9 1.2 0.9 1

1.2 6 1.2 1.3

6 23 0.6 0.7

I b

23 2.85 1.2 1.3

28.5 39.5 0.6 0.7

39.5 42 0.8 0.9

II a 42 64.4

0.3 0.4 64.4 80

II b

80 96.6

0.7 0.8 96.6 120.9

120.9 130.9

158.3 190

II c

140 142.8

0.7 0.8 142.8 158.3

158.3 190

III 190 285 0.4 0.5

IV 285 345 0.5 0.6



Tabel 4.8 Data Gelombang Signifikan [sumber: Field report 28” East Java Gas Pipeline].

Zona

KP Wave Data Angle of

Attack

From To

1 year significant

wave

100 years significant

wave

Hs (m) Tp (m) Hs (m) Tp (m) Deg

I a

0.9 1.2 2.1 6 3.8 8.1 90

1.2 6 2.1 6 3.8 8.1 90

6 23 2.2 6.1 3.9 8.3 90

I b

23 28.5 1.6 5.6 2.8 6.6 90

28.5 39.5 1.0 4.0 1.6 4.5 90

39.5 42 1.8 5.8 3.3 7.3 90

II

42 80 2.6 6.5 4.3 8.7 90

80 140 2.6 6.5 4.3 8.7 90

140 190 2.0 5.9 3.6 7.9 90

III 190 285 1.5 5.2 2.6 6.5 90

IV 285 345 1.3 5.0 2.3 6.2 90

4.3.7 Data Properti Air Laut

Tabel 4.9 merupakan tabel yang menyajikan data propeti air laut tempat penempatan pipa.

Tabel 4.9 Data Properti Air Laut [sumber: Field report 28” East Java Gas Pipeline].

Description Unit Data

Seawater Density lb/ft3 64

Seawater Reststivity ohm – cm 20

Seabed Temperature °C 20

Sediment Resistivity ohm – cm 150



4.4 Analisis Desain Pipa

Berikut ini adalah analisis-analisis yang dilakukan pada proses pendesainan struktur jaringan

pipa bawah laut.

4.4.1 Analisis Ketebalan Pipa

Jaringan pipa pada proyek ini mempergunakan diameter 28 in. Hasil ini merupakan hasil

perhitungan yang didapatkan dari process engineering. Oleh karena itu, review design

ketebalan dinding pipa dilakukan untuk pipa dengan diameter 28 in.

Dalam melakukan review design ini digunakan standar DNV-OS-F101. Ketebalan pipa yang

digunakan ini akan di cek sehingga dapat diketahui apakah pipa sudah memenuhi syarat

pressure containment, system collapse criteria, combined loading-load controlled condition,

dan propagation buckling check.

Input yang digunakan untuk perhitungan ketebalan pipa adalah:

Steel pipe outer diameter : OD = 28 in

Kedalaman : d = 118 m

Kedalaman maksimum : dmax = 122.24 m (kondisi operasional)

dmax2 = 121.44 m (kondisi instalasi dan hydrotest)

Safety class resistance factor : γsc1 = 1.138 (untuk kriteria pressure containment)

γsc2 = 1.14 (untuk kriteria buckling)

Material resistance factor : γm = 1.15

Rasio tekanan insidental : γinc = 1.1

Content density : ρcont1 = 0 pcf

ρcont2 = 64 pcf

ρcont3 = 4 pcf

Poisson’s ratio : ν = 0.3

Modulus elatisitas : E = 3 x 107 psi

Ovalisation : fo = 1.062 %

Characteristic yield stress : fy = 6.24 x 104 psi

Characteristic tensile stress : fu = 7.392 x 104 psi

Karakteristik tebal pipa : t1 = 0.586 in (untuk kriteria pressure containment)

t2 = 0.625 in (untuk kriteria buckling)



Tabel 4.10 sampai Tabel 4.13 merupakan hasil dari perhitungan ketebalan pipa.

• Pressure containment

Tabel 4.10 Perhitungan Pressure Containment.

No. Keterangan Rumus Nilai

1 Mill pressure condition

Yielding limit stress

⋅⋅

−

⋅=

3

22

1

1yby f

tOD

tP

psi310078.3 ×

Bursting limit state

⋅⋅

−

⋅=

3

2

15.1

2

1

1 u

bu

f

tOD

tP

psi310171.3 ×

Pressure containment

resistance ( )bubyb PPP ,min1 =

psi310078.3 ×

Resistance msc

bP

γγ ⋅1

1

psi310352.2 ×

System test dgPP conttlt ..2ρ+=

psi3101.1 ×


check lt

msc

b PP

≥⋅γγ 1

1 Ok!

2 Operational condition

Resistance msc

bP

γγ ⋅1

2

psi310352.2 ×

Incidental dgPdgPP contincdcontinclio ..... 33 ργρ +=+= psi310199.1 ×


check lio

msc

b PP

≥⋅γγ 1

2 Ok!



System collapse criteria

Tabel 4.11 Perhitungan System Collapse Criteria.


1 Construction and system pressure test

Ellastic collapse pressure

2

3

2

1

2

υ−

⋅⋅

=OD

tE

Pel

psi29.733

Plastic collapse pressure OD

tfP fabyp

22 ⋅⋅⋅= α

psi310368.2 ×

The Charactristic Resistance

for External Pressure

Solution

elPb −=

psi29.733−

⋅⋅+−=

2

2

t

ODfPPPc oelpp

2610433.6 psi×−

2

peldd PPd ⋅=

3910111.4 psi×

+⋅

−⋅= cbu

3

1

3

1

2610204.2 psi×−

+⋅⋅−⋅⋅= dddcbbv

3

1

27

2

2

1 3

3910255.1 psi×

−

−=Σ

3u

v

383.0−

( )Σ= cosaφ

rad964.1

⋅+⋅−⋅−=

180

60

3cos2

πφφ u

psi405.388



byPc ⋅−=3

11

psi835.632

Resistance msc

cP

γγ ⋅1

1

psi711.482

External pressure design 2max2max .. dgP swe ρ= psi63.177

System collapse check 2max

1

1e

msc

c PP

≥⋅γγ

Ok!

2 Operational Condition

Resistance msc

cP

γγ ⋅2

2

psi711.482

External pressure design maxmax .. dgP swe ρ= psi213.178

System collapse check max

2

2e

msc

c PP

≥⋅γγ

Ok!

• Combined loading-load controlled condition

Tabel 4.12 Perhitungan Combined Loading-Load Controlled Condition.

No Keterangan Rumus Nilai

1 Installation condition

Effective

axial forces

and external

overpressure

2

1

2max

2

22

22

⋅+

⋅⋅⋅+

⋅⋅

c

e

mSC

pc

d

mSC

pc

d

mSCP

P

S

S

M

Mγγ

αγγ

αγγ

0.243



Effective

axial forces

and external

overpressure

check

1

2

1

2max2

22

22 ≤

⋅+

⋅⋅⋅+

⋅⋅

c

emSC

pc

dmSC

pc

dmSC

P

P

S

S

M

Mγγ

αγγ

αγγ

Ok!


Effective

axial forces

and external

overpressure

2

2

max2

22

22

⋅+

⋅⋅⋅+

⋅⋅

c

emSC

pc

dmSC

pc

dmSC

P

P

S

S

M

Mγγ

αγγ

αγγ

0.369

Effective

axial forces

and external

overpressure

check

1

2

2

max

2

22

22 ≤

⋅+

⋅⋅⋅+

⋅⋅

c

e

mSC

pc

d

mSC

pc

d

mSCP

P

S

S

M

Mγγ

αγγ

αγγ

Ok!

Effective

axial forces

and internal

overpressure

⋅+

⋅⋅⋅+

⋅⋅

2

max2

22

2

2

2

c

emSC

pc

dmSC

pc

dmSC

P

P

S

S

M

Mγγ

αγγ

αγγ 0.136

Effective

axial forces

and internal

overpressure

check

12

max

2

22

2

2

2 ≤

⋅+

⋅⋅⋅+

⋅⋅

c

e

mSC

pc

d

mSC

pc

d

mSCP

P

S

S

M

Mγγ

αγγ

αγγ Ok!



• Propagation buckling check

Tabel 4.13 Perhitungan Propagation Buckling Check.


1 Construction and system pressure test

Resistance msc

prP

γγ ⋅2

psi408.105

External pressure design 2max2max .. dgP swe ρ= psi63.177

Propagation buckling check 2max

2

e

msc

prP

P≥

⋅γγ Not Ok!


Resistance msc

prP

γγ ⋅2

psi408.105

External pressure design maxmax .. dgP swe ρ= psi213.178

Propagation buckling check max

2

e

msc

prP

P≥

⋅γγ Not Ok!

Melalui hasil perhitungan yang telah dilakukan dapat dilihat bahwa ketebalan yang

digunakan belum memenuhi syarat propagation buckling check. Agar memenuhi syarat

ketebalan pipa harus ditambah hingga mencapai 0.78 in. Namun pada kasus ini, pipa telah

terpasang sehingga ketebalan pipa tidak mungkin untuk ditambah solusi untuk kasus ini yaitu

dengan memasangkan buckle arrestor. Buckle arrestor digunakan sebagai pengaman pipa

dari buckling. Buckle arrestor merupakan cincin yang menyelimuti pipa, yang berfungsi

untuk menambah ketebalan dinding (wall thickness) agar propagation buckling tidak terjadi.

Perhitungan buckle arrestor tidak dibahas dalam Tugas Akhir ini.



4.4.2 Analisis Stabilitas Pipa

Perhitungan On-Bottom Stability menggunakan standar DNV-RP-E305 (On-Botom Stability

Design of submarine pipelines). Tabel 4.14 adalah tabel hasil perhitungan on-bottom

stability.

Input yang digunakan untuk perhitungan stabilitas pipa adalah:

Diameter luar pipa baja : Ds = 28 in

Tebal pipa : ts = 0.625 in

Diameter dalam pipa : ID = 26.75 in

Tebal lapisan anti karat : tcorr = 3 mm

Densitas lapisan anti karat : ρcorr = 915 kg/m3

Densitas lapisan thermal insulation : ρins = 72.083 kg/m3

Densitas lapisan beton : ρcc = 3040 kg/m3

Densitas air laut : ρsw = 1025 kg/m3

Densitas Baja : ρs = 7849 kg/m3

Densitas asphalt : ρas = 1300 kg/m3

Tebal lapisan beton : tcc = 1.75 in

Tinggi gelombang signifikan : Hs1 = 2 m (kondisi instalasi dan hydrotest)

: Hs100 = 3.6 m (kondisi operasional)

Periode puncak : Tp1 = 5.9 s (kondisi instalasi dan hydrotest)

: Tp100 = 7.9 s (kondisi operasional)

Viskositas kinematik air laut : v = 1.076 x 10-5

ft2/sec

Current 3 m above seabed : Ur = 0.7 m/sec



Tabel 4.14 Hasil Perhitungan On-bottom Stability.

Case

Submerged

Weight

(kg/m)

Requirement

Weight

(kg/m)

Bouyancy

(kg/m)

Safety

Factor arah

vertikal

Safety

Factor arah

lateral

Installation 84.41 56.995 536.263 1.481 1.157

Hydrotest 456.122 33.258 536.263 13.715 1.851

Operating 107.642 87.88 536.263 1.225 1.201

Analisis dari perhitungan on-bottom stability sangat penting untuk dilakukan. Karena analisis

perhitungan ini dilakukan untuk mengetahui kestabilan pipa di bawah laut, apakah pipa sudah

cukup berat dan stabil untuk diletakkan pada seabed atau pipa justru akan mengapung karena

submerged weight tidak cukup berat terhadap buoyancy dan gaya luar. Apabila requirement

weight lebih berat daripada submerged weight maka salah satu alternatif yang dapat

dilakukan adalah menambah ketebalan concrete coating (pelindung beton).

Berdasarkan hasil perhitungan yang dilakukan diketahui bahwa kestabilan pipa telah

memenuhi kriteria dari on-bottom stability dalam berbagai kondisi.

4.4.3 Analisis Free Span

Perhitungan panjang span maksimum dilakukan dengan menggunakan standar DNV RP-

F105 dan OS-F101. Tabel 4.15 menyajikan data-data mengenai free span yang diperoleh dari

hasil perhitungan screening FLS free span.

Input yang digunakan untuk perhitungan free span adalah:

Modulus elastisitas baja : Esteel = 2.068 x 1011

Pa

Modulus elastisitas beton : Econc = 2.999 x 1011

Pa

Design pressure : Pd1 = 0 psi (kondisi instalasi)

: Pd2 = 1650 psi (kondisi hydrotest)

: Pd3 = 1100 psi (kondisi operasional)

Specified minimum yield strength : SMYS = 65000 psi

Specified minimum tensile strength : SMTS = 77000 psi

Design temperature : Td = 100° C

Laying temperature : Tsw = 20° C



Temperature expansion coefficient : αe = 1.17 x 10-5

1/K

Kecepatan arus : Uc1 = 0.7m/s (kondisi instalasi dan hydrotest)

: Uc10 = 0.8m/s (kondisi operasional)

Wave spreading coefficient : Rd = 1

Boundary Condition Coefficient : C1 = 1.57

C2 = 1.00

C3 = 0.8

C4 = 4.39

C5 = 1/8

C6 = 5/384

Tabel 4.15 Perhitungan Free Span Berdasarkan Screening FLS.

Case Maximum Allowable Span

Installation 28.529 m

Hydrotest 27.626 m

Operation 8.132 m

Setelah screening FLS dilakukan analisis free span selanjutnya adalah melakukan screening

ULS. Tabel 4.16 sampai Tabel 4.18 menyajikan hasil dari perhitungan screening ULS.

• Kondisi Instalasi

Tabel 4.16 Perhitungan Free Span Berdasarkan Screening ULS pada Kondisi Instalasi.


1 Stress range

In-line unit stress

amplitude ( )

( )24 1

eff

steelss

CDILL

EtDDCSFCAA

⋅−⋅⋅+⋅==

psi510076.1 ×



In-line stress range sILyoILIL AAS γψ α ..2 ⋅⋅= psi410046.2 ×

Cross flow stress

range skzoCFIL RAAS γ..2 ⋅⋅= psi0

In-line stress

dynamic

⋅⋅=

CF

IL

CFILdynILA

ASS 4.0,max

2

1σ psi

410023.1 ×

Cross flow stress

dynamic ( )CFdynCF S

2

1=σ

psi0

2 Bending moment

Effective axial force [ ] [ ]( ). .(1 2 ) . .( ).eff eff i i s e

S H p A A E Tυ α= − ∆ − − ∆ N610893.6 ×−

Inertia of concrete ( )[ ]44 264

corrsconc tDDI ⋅+−⋅=π

4310787.8 m−×

Inertia of steel [ ]44

64IDDI steel −⋅=

π

4310097.2 m−×

Dynamic bending

moment due to viv

or direct wave act.

( )ss

steel

dynCFdynILdyntD

IM

−

⋅⋅=

2,max σσ

kJ244.500

Static bending

moment

g

P

S

LWCM

E

eff

effsub

static ⋅

+

⋅⋅=

1

2

5

kJ310102.1 ×

Design bending

moment ( )

staticdynd MMM ,max=

kJ310102.1 ×

2 Design pressure differential

Design pressure

differential [ ]hghgPP swcontentdpd ⋅⋅−⋅⋅+⋅=∆ ρργ

psi665.180



3 Moment and axial plastic limit

Axial plastic limit ( ) sssyp ttDfS ⋅−⋅⋅= π N

710492.1 ×

Moment plastic limit ( ) sssyp ttDfM ⋅−⋅⋅=2

π J

710037.1 ×

Bursting pressure

⋅

−

⋅⋅=

15.1,min

2

3

2 u

y

ss

s

b

ff

tD

tP

psi

31022.3 ×

4 Requirement for pipe member subject to bending moment, effective axial force, and

internal overpressure

222

1

⋅

∆+

⋅

∆−⋅

⋅⋅⋅+

⋅⋅

bc

d

bc

d

pc

dmSC

pc

eff

mSCP

P

P

P

M

M

S

S

αααγγ

αγγ

0.408

11

222

≤

⋅

∆+

⋅

∆−⋅

⋅⋅⋅+

⋅⋅

bc

d

bc

d

pc

dmSC

pc

eff

mSCP

P

P

P

M

M

S

S

αααγγ

αγγ

Ok!


external overpressure

22

2

⋅⋅+

⋅⋅+

⋅⋅

c

e

mSC

pc

eff

mSC

pc

d

mSCP

P

S

S

M

Mγγ

αγγ

αγγ

0.262

1

22

2

≤

⋅⋅+

⋅⋅+

⋅⋅

c

emSC

pc

eff

mSC

pc

dmSC

P

P

S

S

M

Mγγ

αγγ

αγγ

Ok!



• Kondisi Hydrotest

Tabel 4.17 Perhitungan Free Span Berdasarkan Screening ULS pada Kondisi Hydrotest.


1 Stress range

In-line unit stress

amplitude ( )

( )24 1

eff

steelss

CDILL

EtDDCSFCAA

⋅−⋅⋅+⋅==

psi5

10155.1 ×

In-line stress range sILyoILIL AAS γψ α ..2 ⋅⋅= psi4

10042.2 ×

Cross flow stress


In-line stress

dynamic

⋅⋅=

CF

ILCFILdynIL

A

ASS 4.0,max

2

1σ psi

410021.1 ×

Cross flow stress


2

1=σ

psi0

2 Bending moment

Effective axial

force [ ] [ ]( ). .(1 2 ) . .( ).

eff eff i i s eS H p A A E Tυ α= − ∆ − − ∆

N610444.8 ×−

Inertia of concrete ( )[ ]44 264

corrsconc tDDI ⋅+−⋅=π

4310787.8 m−×



π

4310097.2 m−×

Dynamic bending

moment due to viv

or direct wave act.

( )ss

steel

dynCFdynILdyntD

IM

−

⋅⋅=

2,max σσ

kJ563.424



Static bending

moment

g

P

S

LWCM

E

eff

effsub

static ⋅

+

⋅⋅=

1

2

5

kJ310651.1 ×

Design bending

moment ( )


kJ310651.1 ×


Design pressure


psi3

10731.1 ×



710492.1 ×

Moment plastic

limit ( ) sssyp ttDfM ⋅−⋅⋅=

2π

J710037.1 ×

Bursting pressure

⋅

−

⋅⋅=

15.1,min

2

3

2 u

y

ss

s

b

ff

tD

tP

psi

31022.3 ×



222

1

⋅

∆+

⋅

∆−⋅

⋅⋅⋅+

⋅⋅

bc

d

bc

d

pc

d

mSC

pc

eff

mSCP

P

P

P

M

M

S

S

αααγγ

αγγ

0.74

11

222

≤

⋅

∆+

⋅

∆−⋅

⋅⋅⋅+

⋅⋅

bc

d

bc

d

pc

dmSC

pc

eff

mSCP

P

P

P

M

M

S

S

αααγγ

αγγ

Ok!





22

2

⋅⋅+

⋅⋅+

⋅⋅

c

e

mSC

pc

eff

mSC

pc

d

mSCP

P

S

S

M

Mγγ

αγγ

αγγ

0.59

1

22

2

≤

⋅⋅+

⋅⋅+

⋅⋅

c

emSC

pc

eff

mSC

pc

dmSC

P

P

S

S

M

Mγγ

αγγ

αγγ

Ok!

• Kondisi Operation

Tabel 4.18 Perhitungan Free Span Berdasarkan Screening ULS pada Kondisi Operation.


1 Stress range

In-line unit stress

amplitude ( )

( )24 1

eff

steelss

CDILL

EtDDCSFCAA

⋅−⋅⋅+⋅==

psi5

10155.1 ×

In-line stress

range sILyoILIL AAS γψ α ..2 ⋅⋅=

psi4

10703.2 ×

Cross flow stress


In-line stress

dynamic

⋅⋅=

CF

ILCFILdynIL

A

ASS 4.0,max

2

1σ psi

410351.1 ×

Cross flow stress


2

1=σ

psi0

2 Bending moment

Effective axial

force [ ] [ ]( ). .(1 2 ) . .( ).

eff eff i i s eS H p A A E Tυ α= − ∆ − − ∆

N610698.7 ×−



Inertia of

concrete ( )[ ]44 2

64corrsconc tDDI ⋅+−⋅=

π

4310787.8 m−×



π

4310097.2 m−×

Dynamic bending

moment due to

viv or direct wave

act.

( )ss

steel

dynCFdynILdyntD

IM

−

⋅⋅=

2,max σσ

kJ921.561

Static bending

moment

g

P

S

LWCM

E

eff

effsub

static ⋅

+

⋅⋅=

1

2

5

kJ638.809

Design bending

moment ( )


kJ638.809


Design pressure


psi559.985



710492.1 ×

Moment plastic

limit ( ) sssyp ttDfM ⋅−⋅⋅=

2π

J710037.1 ×

Bursting pressure

⋅

−

⋅⋅=

15.1,min

2

3

2 u

y

ss

s

b

ff

tD

tP

psi

31022.3 ×





222

1

⋅

∆+

⋅

∆−⋅

⋅⋅⋅+

⋅⋅

bc

d

bc

d

pc

d

mSC

pc

eff

mSCP

P

P

P

M

M

S

S

αααγγ

αγγ

0.441

11

222

≤

⋅

∆+

⋅

∆−⋅

⋅⋅⋅+

⋅⋅

bc

d

bc

d

pc

dmSC

pc

eff

mSCP

P

P

P

M

M

S

S

αααγγ

αγγ

Ok!



22

2

⋅⋅+

⋅⋅+

⋅⋅

c

e

mSC

pc

eff

mSC

pc

d

mSCP

P

S

S

M

Mγγ

αγγ

αγγ

0.421

1

22

2

≤

⋅⋅+

⋅⋅+

⋅⋅

c

emSC

pc

eff

mSC

pc

dmSC

P

P

S

S

M

Mγγ

αγγ

αγγ

Ok!

Kesimpulan yang didapatkan dari seluruh hasil perhitungan free span adalah bahwa span

yang boleh terjadi tidak boleh melebihi nilai maximum allowable span, jika terdapat span

yang melebihi batas maximum allowale span maka pipa akan mengalami vibrasi yang

kemudian nantinya pipa akan mengalami kelelahan (fatigue) dan dapat menyebabkan

kegagalan pada pipa tersebut.

4.4.4 Analisis Umur Fatigue

Perhitungan fatigue ini dilakukan untuk setiap data gelombang dan arus pada setiap sea-state,

dengan menggunakan data gelombang 1 tahun dengan perioda ulang 1 tahunan di stasiun

Kangean (dapat dilihat pada Tabel 4.19), karena keterbatasan data maka pengolahan data

fatigue hanya berlaku untuk kepentingan studi ini saja. Perhitungan fatigue hanya dilakukan

pada span yang melebihi batas allowable span maximum, dari 20 data span yang terdapat 13

span yang melebihi nilai allowable span maximum. Tabel 4.20 menyajikan hasil perhitungan

akumulasi kerusakan fatigue.



Tabel 4.19 Data gelombang selama 1 tahun dengan perioda ulang 1 tahunan.

Wave Height (m)

Hs (m)

Kejadian

0.000 - 0.490 0.245 10043613

0.500 - 0.990 0.745 7417485

1.000 - 1.490 1.245 1640910

1.500 - 1.990 1.745 217635

2.000 - 2.490 2.245 20994

2.500 - 2.990 2.745 1266

3.000 - 3.490 3.245 0

Input yang digunakan untuk perhitungan umur fatigue adalah:

Nilai eksponen fatigue : m = 3

Nilai karakteristik strength : C = 4.3 x 1011

Safety factor untuk fekuensi natural : γf = 1.20

Safety factor for damping : γk = 1.15

Safety factor for stress range : γs = 1.30

Tabel 4.20 Summary Perhitungan Fatigue.

#

Span Properties

Start KP

(km)

End KP

(km)

Water

Depth

(m)

Span

Length

(m)

Maximum

Span Height

(m)

Frekuensi Natural Dfat-IL Dfat-CF

fn_IL fn_CF Total Lifetime

(thn) Total

Lifetime

(thn)

805 150.636 150.67 100.6 34 0.42 0.766 0.58 0.045 22.344 0.006 161.715

806 150.677 150.71 100.3 23 2.01

808 151.17 151.192 99.8 22 0.96

809 151.41 151.448 100.2 38 0.48 0.736 0.574 0.084 11.942 0.013 77.230

811 151.829 151.865 99.3 36 0.83 0.752 0.578 0.064 15.694 0.008 120.607

826 152.911 152.961 99.4 50 1.18 0.633 0.52 0.138 7.246 0.098 10.168

828 153.08 153.17 99.2 90 1.06 0.403 0.39 0.285 3.509 0.219 4.568

838 154.041 154.079 99.8 26 1.54

841 154.563 154.586 101.3 23 1.49

846 155.973 156.003 103.6 20 0.46

852 157.436 157.455 102.5 19 0.97

855 158.015 158.033 100.6 18 1.38

862 159.415 159.463 100.3 48 1.92 0.65 0.527 0.129 7.752 0.090 11.089

869 160.186 160.224 95.9 58 1.29 0.572 0.503 0.149 6.702 0.121 8.243

870 160.249 160.282 95.2 33 1.18 0.772 0.583 0.030 33.474 0.005 187.165

871 160.288 160.335 93.7 47 0.93 0.658 0.556 0.123 8.163 0.082 12.250

872 160.474 160.517 91.4 43 0.46 0.693 0.571 0.109 9.174 0.047 21.114

873 160.736 160.953 90.2 45 0.53 0.676 0.564 0.118 8.475 0.063 15.939

874 160.809 160.953 90.2 144 0.78 0.263 0.26 0.548 1.825 0.350 2.857

875 160.96 160.99 89.8 39 0.64 0.728 0.573 0.099 10.130 0.019 51.980



Span pipa #828 (90m) dan #874 (144m) memiliki remaining life time akibat fatigue in line

yang sangat kecil, yaitu 3 tahun 6 bulan dan 1 tahun 10 bulan, oleh karena itu pada kasus ini

harus segera dilakukan remidiasi (ditangani), penanganan ini dapat berupa pemberian support

agar span yang terjadi pada pipa menjadi semakin kecil. Pemberian support dapat dilakukan

dengan berbagai macam cara diantaranya:

• grout bag support : penyangga yang berupa karung semen yang diinjeksi.

• rock dumping : memberikan batu-batuan pada span dalam jumlah yang banyak sehingga

span yang terjadi bisa diperkecil.

Selain itu cara lain untuk memperkecil span adalah melakukan:

• jet trenching : meratakan seabed didasar laut dengan menggunakan alat jet trenching.

• chain cutter : meratakan seabed didasar laut dengan menngunakan alat chain cutter.

bab iv studi kasus11 - · pdf fileparameter nilai satuan diameter luar 28 inch ketebalan pipa...

Documents