dosen pembimbing: 1. ir. hasan ikhwani, m.sc ... · syarat propagation buckle : tekanan eksternal...

Dosen Pembimbing:1. Ir. Hasan Ikhwani, M.Sc 1969012119930310022. Sujantoko, ST, MT 197004011998031005

UJIAN TUGAS AKHIR P3JURUSAN TEKNIK KELAUTAN

26 Januari 2011

•Latar Belakang Masalah•Perumusan Masalah

•Metodologi

•Batasan Masalah

•Manfaat Penelitian•Tujuan Penelitian

•Analisa dan Pembahasan•Kesimpulan


26 Januari 2011Latar Belakang Masalah• Perlunya dilakukan analisa local bukling dan

propagation buckling pada pipeline saat proses instalasi agar tidak terjadi kegagalan pada pipeline.

• Studi kasus yang digunakan dalam tugas akhir ini adalah proyek saluran pipa baru “KARMILA-TITI” dari CNOOC SES. Ltd, yang terletak di Offshore South East Sumatera.

Tabel 1 Data desain pipa milik CNOOC

Outside Diameter, OD = 16.000 in 40.64 cmWall Thickness, t = 0.500 in 1.27 cmAPI-5L X42 Yield Strength, Fy = 42.00 ksi 289.58 Mpa

Pipe Coatings Data:Corrosion Coating 3LPP Thickness, tc1 = 0.100 in 0.25 cmCorrosion Coating Density, Dc = 7.000 pcf 1098.87 N/m3Thermal Insulation (Polyurethane) Thicness,tc 2 = 1.500 in 3.81 cmThermal Insulation (Polyurethane) Density, Dc = 9.000 pcf 1412.83 N/m3Total Corrosion Coating Thickness, tc = 1.600 in 4.06 cmTotal Corrosion Coating Density, Dc = 16.000 pcf 2511.70 N/m3Concrete Coating Thickness, tcc = 2.100 in 5.33 cmConcrete Coating Submerged Density, Dcc = 150.000 pcf 23547.14 N/m3

Field Joint Coating Data:Corrosion Coating Cutback, Lc = 9.000 in 22.86 cmConcrete Coating Cutback, Lcc = 13.000 in 33.02 cmField Joint Filler Density, Df = 140.000 pcf 21977.33 N/m3

Miscellaneous Input:Water Density, Dw = 64.000 pcf 10046.78 N/m3Maximum Product Density, Dp = 52.500 pcf 8241.50 N/m3Concrete Ultimate Water Absorption = 5.000 %Average Joint Length, L = 40.000 ft 12.19 m

Inside Diameter, ID = OD - 2 t = 15.000 in 38.1 cmOutside Diameter/Thickness Ratio, ODt = OD / t = 32.00Inside Diameter/Thickness Ratio, IDt = ID / t = 30.00Cross Sectional Area, A = p * ID^2 / 4 = 176.715 in^2 1140.09 cm2Steel Area, As = p * (OD - t) t = 24.347 in^2 157.08 cm2Bare Pipe Moment of Inertia, I = p (OD^4 - ID^4) / 64 = 731.942 in^4 30465.73 cm4Bare Pipe Section Modulus, S = I (2/OD) = 91.493 in^3 1499.30 cm3Total Coated Outside Diameter, TD = OD + 2 tc + 2 tcc = 23.400 in 59.44 cm

Pipeline Data

Calculated Pipe Section Properties

Tabel 2 Data laybarge yang akan digunakan untuk proses laying

Barge Parameters

Name of Barge : DMB 88

Length over all : 62 m

Length : 60 m

Beam : 11 m

Depth : 3.0 m

Draft : 1.9 m

Freeboard : 1.1 m


26 Januari 2011Perumusan MasalahBerdasarkan data pipeline pada Tabel 1 dan data

laybarge pada Tabel 2 maka permasalahan yang akan dibahas dalam penelitian ini adalah sebagai berikut:

Bagaimana tegangan yang diterima sistem pipelinepada saat proses laying untuk setiap perbedaan kedalaman dan variasi radius curvature?

Bagaimana local buckling dan propagation buckling yang terjadi pada daerah sagbend dan overbend pada pipeline yang terjadi untuk setiap kedalaman saat proses laying?

Tujuan Penelitian Menganalisa dan mendapatkan besar tegangan

yang diterima sistem pipeline pada saat proses laying untuk setiap perbedaan kedalaman dan radius curvature

Menganalisa local buckling dan propagation buckling yang terjadi pada pipeline saat proses laying untuk setiap perbedaan kedalaman


26 Januari 2011

Manfaat Penelitian Dari hasil analisa tersebut, diharapkan dapat

bermanfaat sebagai bahan kajian dan suatu acuan dalam instalasi pipa bawah laut dengan menggunakan S-Lay Methode pada saat proses laying, dan menghitung tegangan yang terjadi pada pipeline. Manfaat lainnya adalah menganaslisa local buckling dan propagation buckling yang terjadi pada pipeline saat laying.


26 Januari 2011

Batasan Masalah Metode instalasi menggunakan S-Lay Methode. Permodelan sistem pipeline meggunakan software OFFPIPE. Analisa yang dilakukan adalah analisa statis. Pengukuran hanya untuk tegangan yang terjadi pada pipa bawah

laut. Kontur dasar laut dianggap datar. Pipe zone tidak diperhatikan karena slope seabed relatif sama. Proses laying dilakukan pada laut dengan kondisi tenang. Codes yang digunakan adalah DnV 1981 dan DnV OS F-101.


26 Januari 2011

Metodologi Mulai

Data-data Perancangan

Permodelan Instalasi Pipa Dengan Software OFFPIPE

Cek Buckling Dengan DNV 1981

Cek Buckling Dengan DNV OS-F101 (2000)

Pembahasan

Selesai

Analisa Hasil Permodelan Instalasi Pipa

Load case pipelay dengan variasi kedalamandan radius curvature

NO

WATER DEPTH

RADIUS CURVATURE MODEL

meter meter name

1

2

3

4

5

6

7

8

9

20

20

20

22

22

22

25

25

25

330

315

298.5

330

315

298.5

330

315

298.5

KT1

KT2

KT3

KT4

KT5

KT6

KT7

KT8

KT9

Maximum stress yang terjadi pada saatinstalasi dengan variasi kedalaman danradius curvature

MAXIMUM STRESS MAXIMUM STRESS MAXIMUM STRESS

LC ON OVERBEND ON SAGBEND ON SEABED

Mpa % SMYS Mpa % SMYS Mpa % SMYS

KT1 200.69777 69.23 122.75928 42.36 43.26714 14.93

KT2 230.84737 79.63 122.78826 42.37 42.83244 14.78

KT3 247.34268 85.32 122.81724 42.38 42.6006 14.7

KT4 187.97116 64.84 141.59628 48.86 38.5434 13.3

KT5 219.83117 75.83 137.91582 47.59 38.13768 13.16

KT6 199.79908 68.92 135.85824 46.88 37.90584 13.08

KT7 258.06898 89.02 181.64664 62.68 45.84636 15.82

KT8 253.05371 87.29 177.70536 61.32 45.41166 15.67

KT9 250.15471 86.29 175.44492 60.54 45.15084 15.58

Loadcase KT3 (kedalaman 20 m dan radius curvature 298.5 m)

Keterangan :

Region I Laybarge (node 1-15)Region II Stinger (node 16-26)Region III Sagbend (node 27-57)Region IV Seabed (node 58-74)

Pipeline ElevationPercentage Yield

Loadcase KT7 (kedalaman 25 m dan radius curvature 330 m)

Keterangan :



Loadcase KT8 (kedalaman 25 m dan radius curvature 315 m)

Keterangan :



Loadcase KT9 (kedalaman 25 m dan radius curvature 298.5 m)

Keterangan :



Analisa Perhitungan Local Buckling Menggunakan DNV 1981

LOADCASE OVERBEND UNITY SAGBEND UNITYMAX MAX CHECK MAX MAX CHECK

BENDING MOMENT

AXIAL FORCES

BENDING MOMENT

AXIAL FORCES

(kN-m) (kN) (kN-m) (kN)KT1 278.470 236.26 0.641 162.631 225.92 0.377KT2 323.698 236.04 0.747 162.693 225.91 0.378KT3 348.466 235.91 0.806 162.726 225.91 0.378KT4 288.343 233.82 0.662 190.170 233.66 0.437KT5 307.171 236.13 0.707 184.649 233.67 0.425KT6 333.993 235.99 0.771 181.558 233.68 0.418KT7 364.780 233.43 0.845 250.258 233.43 0.570KT8 357.252 233.47 0.826 244.358 233.45 0.556KT9 352.924 233.49 0.816 240.966 233.46 0.548

Analisa Perhitungan Popagation Buckling Menggunakan DNV 1981

Propagation Pressure dihitung dengan menggunakan

persamaan:

= 33.731 MPa

Karena syarat propagation buckle adalah Pe < Ppr maka pada instalasi pipa ini tidak perlu adanya buckle arrestors

prP

−=

tDtSMYSppr

..15.1 π

Analisa Perhitungan Local Buckling Menggunakan DNV OS-F101(2000)

LOADCASE OVERBEND UNITY SAGBEND UNITYMAX MAX CHECK MAX MAX CHECK

BENDING MOMENT

AXIAL FORCES

BENDING MOMENT

AXIAL FORCES

(kN-m) (kN) (kN-m) (kN)KT1 278.470 236.26 0.297 162.631 225.92 0.101KT2 323.698 236.04 0.401 162.693 225.91 0.101KT3 348.466 235.91 0.465 162.726 225.91 0.101KT4 288.343 233.82 0.318 190.170 233.66 0.139KT5 307.171 236.13 0.361 184.649 233.67 0.131KT6 333.993 235.99 0.427 181.558 233.68 0.126KT7 364.780 233.43 0.510 250.258 233.43 0.240KT8 357.252 233.47 0.489 244.358 233.45 0.229KT9 352.924 233.49 0.477 240.966 233.46 0.223

Analisa Perhitungan Popagation Buckling Menggunakan DNV OS-F101(2000)

Propagation Pressure dihitung dengan menggunakan

persamaan:

= 16.80 MPaPpr

5.22.35

=Dt

f fabyprp α

Analisa Perhitungan Popagation Buckling Menggunakan DNV OS-F101(2000).........(lanjutan)

Syarat propagation buckle :

Tekanan eksternal tidak boleh melebihi tekanan yang akan menyebabkan propagasi. Besarnya tekanan eksternal yang terjadi harus berada dalam batas tahanan. Maka pada instalasi pipa ini tidak perlu adanya buckle arrestors.

scm

pre

PP γγ .

≤

KESIMPULAN Pada saat instalasi, pipa mengalami overstress di

daerah overbend pada load case KT3, KT7, KT8, KT9 dengan percentage yield masing-masing yaitu 85.32% SMYS, 89.02% SMYS, 87.29% SMYS, 86.29% SMYS untuk standart code DNV 1981 dengan allowable stress sebesar 85% SMYS atau 246.14 Mpa, Sedangkan pipa mengalami overstress di daerah overbend pada load case KT7, KT8, KT9 untuk code DnV OS F101 ‘Submarine Pipeline System’ dengan allowable stresssebesar 87% SMYS atau 251.9 Mpa.

KESIMPULAN....... (lanjutan) Tidak terjadi local buckling karena UC<1 dengan

variasi yang telah ditentukan baik menggunakan standart code DNV 1981, ataupun DnV OS F101 ‘Submarine Pipeline System’.

Tidak terjadi propagation buckle karena memenuhi syarat standart code DNV 1981 dan DnV OS F101 ‘Submarine Pipeline System’ sehingga tidak perlu menggunakan buckle arrestors.

Terima kasih

dosen pembimbing: 1. ir. hasan ikhwani, m.sc ... · syarat propagation buckle : tekanan eksternal...

Documents