pengaruh riser terhadap fatigue life tali tambat studi...

O L E H :G I V E R S O N D I E T R I C T4 3 0 9 1 0 0 0 6 7

Pengaruh Riser Terhadap Fatigue Life Tali TambatStudi Kasus : SBM FPSO Seagood 101

Ir. Murdjito, M.Sc.Eng.

Dr. Ir. Wisnu Wardhana, SE., M.Sc.

Dosen Pembimbing :

Latar Belakang

Seiring dengan perkembangan teknologi pengeboranlepas migas lepas pantai, bangunan terpancang mulaidigantikan dengan bangunan terapung (floating)

Dalam perancangan suatu struktur, baik itu strukturyang berada di darat maupun struktur yang beradadilepas pantai, salah satu hal yang perlu dianalisaadalah melakukan analisa kelelahan.

Mooring line merupakan salah satu komponen yangmemiliki probabilitas yang cukup besar untukmengalami kelelahan (fatigue).

Rumusan Masalah

Berapa umur kelelahan (fatigue life) tali tambat SingleBuoy Mooring FPSO Seagood 101?

Bagaimana pengaruh riser terhadap umur kelelahan(fatigue life) tali tambat Single Buoy Mooring FPSOSeagood 101?

Tujuan Mengetahui umur kelelahan (fatigue life) tali tambat dari

Single Buoy Mooring FPSO Seagood 101 Mengetahui pengaruh riser terhadap umur kelelahan

(fatigue life) tali tambat dari Single Buoy Mooring FPSOSeagood 101

Batasan Masalah

Penelitian ini menggunakan FPSO Seagood 101 Semua equipment diatas FPSO tidak dimodelkan CALM buoy yang digunakan dalam penelitian ini adalah

SBM Imodco yang dioperasikan oleh Conoco PhilipsIndonesia.

Jumlah mooring yang dianalisa sebanyak 6 buah. Beban yang bekerja adalah arus, gelombang, dan angin

dalam kondisi lingkungan 100 tahunan. Gerak FPSO Seagood 101 yang ditinjau adalah gerakan 6

degree of freedom seperti surge, sway, heave, roll, pitch,dan yaw.

Arah Pembebanan head seas terhadap mooring lineyaitu kondisi between line

Batasan Masalah (2)

Perhitungan RAO dan tension dilakukan dengan perangkatlunak

Operasi FPSO Seagood 101 di perairan Belanak-Natuna. Flexible riser menggunakan tipe lazy-s Analisa kelelahan hanya pada mooring line. Mooring line diasumsikan rantai (chain) dan daya dukung

jangkar diabaikan. Pendekatan analisa kelelahan menggunakan Rainflow

method dengan menggunakan pendekatan kurva S-N yangterdapat pada DNV OS E301.

Dasar Teori

Single Buoy Mooring (SBM) Riser Konsep Pembebanan Gaya gelombang Gerakan Struktur Bangunan Apung Akibat Eksitasi

Gelombang Response Amplitude Operator Spektrum Gelombang Mooring System Penentuan Panjang Mooring line Tension Pada Mooring line

Perhitungan Umur kelelahan

Response Amplitude OperatorResponse amplitude operator (RAO) atau sering disebutsebagai transfer function adalah fungsi respon yang terjadiakibat gelombang dalam rentang frekuensi yang mengenaioffshore structure. RAO disebut sebagai transfer functionkarena merupakan alat untuk mentransfer beban luar(gelombang) dalam bentuk respon pada suatu struktur.Bentuk umum dari persamaan RAO dalam fungsi frekuensiadalah sebagai berikut

( ) ( )( )ωηω

ω pXRAO =

( )ωpX = amplitudo struktur

( )ωη = amplitudo gelombang

Respon gerakan RAO terbagi menjadi dua yaitu : Respon gerakan RAO untuk gerakan translasi yaitu

surge, sway¸ dan heave (k=1, 2, 3 atau x, y, z), merupakanperbandingan langsung antara amplitudo gerakannyadibanding dengan amplitudo gelombang (dalam satuanpanjang). Persamaan RAO gerakan translasi adalah :

RAO untuk gerakan rotasi yaitu roll, pitch, dan yaw (k=4, 5, 6atau θ, φ, ψ) adalah merupakan perbandingan antaraamplitudo gerakan rotasi dengan kemiringan gelombang (hasilkali antara angka gelombang dengan amplitudo gelombanginsiden). Persamaan RAO gerakan rotasi adalah :

Spektrum GelombangSpektrum gelombang adalah karakteristik dari suatugelombang pada perairan tertentu dimana intensitasgelombang-gelombang dalam membentuk gelombang acak.Spektra gelombang dinyatakan dalam: Bentuk spektrum kepadatan energi gelombang (spektrum

gelombang), dan Energi per 1 m2 luas permukaan

Spektrum gelombang JONSWAP (Joint North Sea Wave Project)merupakan salah satu jenis spektrum yang sering dipakai dalamperhitungan gelombang

Mooring SystemPenentuan panjang chain line berfungsi agar buoy padapenambatannya memiliki posisi yang tepat dan chain linesendiri memiliki panjang dan pretension yang sesuai.

dengan:l = panjang minimum dari chain line h = hm + hchm = kedalaman airhc = tinggi fairlead di atas permukaan airp = berat chain line didalam air persatuan

panjang

FH = gaya horizontal chain line padafairlead

T = tension dari chain line pada fairleadD = length resting on the seabed

Analisa Fatigue (Kelelahan)Metode Rainflow Cycle

Rainflow merupakan metode estimasi perhitungan setengahcycle sebagai operasi algoritma pada time history

Deformasi dari titik a keb, mengikuti alur seperti yangdijelaskan oleh kurva di atas.Pada titik b, beban kembalidan material secara elastismenuju ke titik c. Ketikapembebanan kembali lagi daric menuju d, materialterdeformasi secara elastis ketitik b,dan akan terus berulangseperti itu, yaitu dari a keb, dan deformasi berlanjutseolah-olah acara b-c tidakpernah terjadi.

Perhitungan Cycle Metode Rainflow

Jalur Rainflow dimulai dari lembahkemudian terus turun mengikutipagoda roof hingga mencapai lembahyang nilainya lebih kecil. pada gambarmulai dari titik A menuju titik E.

Jalur Rainflow akan terhapus apabilabertemu dengan aliran dari jalursebelumnya. pada gambar yang dimulaidari titik C akan terhapus.

Jalur baru tidak akan terbentuk jikajalur yang lama belum berhenti.

Lembah setengah cycle diartikansebagai record secara keseluruhan.Untuk setiap cycle, rentang tegangan Siadalah sebagai jalur vertikal. Mean Siadalah titik tengah.

Proses ini berulang namun berkebalikan yaitu puncak sebagai permulaan darijalur Rainflow. Dimana untuk record yang panjang, setiap lembah setengah cycleakan berpasangan dengan puncak setengah cycle sehingga membentuk cycleyang utuh.

Hukum Palmgren-Miner

Stress yang disebabkan oleh beban gelombang selalu berubaharah dan besarnya dan berlangsung secara random. Stress initerbagi menjadi variasi pengelompokan stress yang secarakumulatif mengakibatkan total fatigue damage.

ni= Jumlah cycle kolom intervalrentangan tegangan i dari rentangandistribusi tegangan jangka panjang.

Ni = Jumlah cycle untuk gagal pada perhitungan teganganyang sama, didapatkan dari S-N diagram.

k = total dari interval-interval rentangan teganganD = Rasio kerusakan kumulatifUntuk Formula umur kelelahan dari suatu struktur adalah sebagaiberikut :

D1Kelelahan Umur =

Kurva S-NDasar dari kurva S-N atau Wohler curve adalah plot dari Stress(S) versus jumlah cycle (N). Kurva ini digunakan untukmenyatakan karakteristik kelelahan pada material yangmengalami pembebanan yang berulang pada magnitudekonstan.

Nc (s) = aD S-m

ataulog(Nc(s)) = log (aD) - m log(S)dengan : aD = Intersepsi sumbu log m = Kemiringan kurva S-N S = Stress range (Mpa) Nc = Number of Cycles

Metodologi

Studi Literatur danpengumpulan data

Pemodelan FPSO dengan MOSES

Pemodelan FPSO padaOrcaflex

Running MOSES (diperoleh RAO, Wave

Drift Force, dll)

Validasi model

A

PemodelanSBM, Mooring, dan riser

dengan Orcaflex

Mulai

Ya

Tidak

Running ORCAFLEX (diperoleh tension dan

time history)

Validasi

Kesimpulan

Selesai

A

Running analisakelelahan

(damage,Fatigue life)

Tidak

Ya

Principal Dimension FPSO Seagood 101

Principal Dimension FPSO Seagood 101

Description Unit Quantity

Length Overall m 93.9

Breadth (moulded) m 22

Depth (moulded) m 6

Displacement ton 8988.97

DeadWeight ton 5214.41

Light ship weight ton 3774.56

VCG m 8.091

LCG m 0.893

TCG m 0.114

Data Lingkungan

Data Mooring dan Buoy

Data Riser

Data Midwater Arch

Wave Scatter diagram Seastates Selection

Analisa dan Pembahasan Pemodelan

FPSO Seagood 101

Pemodelan FPSO Seagood 101 dengan Moses 7

Pemodelan FPSO Seagood 101 dengan Moses 7

Running untuk memperoleh hidrostatis pada MOSES yangakan divalidasi dengan data yang telah diberikan. Strukturyang dimodelkan yaitu struktur yang bekerja saat kondisi freefloating

Keterangan Moses BookletValidasi (%)

Moses-Booklet

Displacemen (ton) 8988.5 8988.97 0.01

KML (m) 175.43 175.5 0.04

KMT (m) 11.81 11.83 0.19

Validasi Struktur

Keterangan MOSES BOOKLET Validasi (%)

Displacemen (ton) 205.99 206 0.01

Diameter (m) 12.5 12.5 0

Tinggi (m) 4.8 4.8 0

Draft (m) 1.65 1.65 0

Validasi Pemodelan FPSO

Validasi Pemodelan Buoy

Pemodelan menggunakan Orcaflex

buoy FPSO

RiserMooring line

Chain 1

Chain 2

Chain 3

Chain 4Chain 6Chain 5

Pada permodelan Orcaflex diatas dikondisikan FPSO ditambat olehshuttle tanker (shuttle tanker hanya dianggap sebuah titik fix) yangberguna agar FPSO tidak bergerak kedepan secara berlebihan yangdapat mengakibatkan FPSO menabrak single buoy mooring.

Pemodelan tampak samping Pemodelan tampak atas

Motion gerakan dari FPSO dan buoy yang dianalisis adalahgerakan pada saat free floating pada gelombang regular dengantinggi gelombang satu meter. Dalam hal ini gerakan dari FPSOuntuk kondisi Full load dan Half load. Output yang dihasilkandari analisis gerakan tersebut adalah grafik RAO (ResponseAmplitude Operators) dengan arah pembebanan 0°, 45°, 90°,135°,180° 225°, 270°, 315°, untuk FPSO dan hanya 0° untukSBM.

Response Amplitude Operator

ANALISA DAN PEMBAHASAN

Grafik RAO FPSO Seagood 101Gerakan Surge full load

Dari gambar diatas dapat diketahui bahwagerakan surge terbesar terjadi pada arahpembebanan 0° dan 180°. Nilai gerakan surgeterbesar terjadi pada frekuensi antara 0,25-0,4rad/s yang menghasilkan nilai sekitar 0,88-0,97m/m. Pada arah pembebanan 90° dan 270°,gerakan surge sangat kecil.

Grafik RAO FPSO Seagood 101Gerakan sway full load

Dari gambar di atas dapat diketahui bahwagerakan sway terbesar terjadi padafrekuensi antara 0,25-0,6 rad/s yangbernilai 0,9-0,98 m/m pada arahpembebanan 90° dan 270°. Pada arahpembebanan 0°dan 180°, gerakan swaytidak terjadi.

Grafik RAO FPSO Seagood 101Gerakan heave full load

Dari gambar di atas diketahui bahwa gerakanheave dari seluruh arah pembebanan memilikinilai awal 1m/m pada frekuensi 0,25 rad/sec.Arah pembebanan 90° dan 270° merupakanarah yang memiliki nilai paling besar danmemiliki tren yang sama terjadi di frekuensi 0,8rad/sec dengan nilai 1,38 m/m.

Grafik RAO FPSO Seagood 101Gerakan Roll full load

Dari grafik diatas menunjukkan bahwagerakan roll akan mencapai nilaimaksimum untuk semua arah pembebanansaat frekuensi sekitar 0,6 rad/s. Gerakan rollyang paling besar terjadi pada arahpembebanan 90° dan 270° yang bernilai 12deg/m. Pada arah pembebanan 45°, 135°,225°, dan 315° gerakan roll memiliki nilaipuncak 6 deg/m. Pada arah pembebanan 0°dan 180° gerakan roll hampir tidak terjadi.

Dari grafik di atas menunjukkan bahwagerakan pitch yang terbesar terjadi padaarah pembebanan 45°, 135°, 225°, dan315° dengan frekuensi 0,7-0,8 rad/s yangmenghasilkan nilai 1,7-1,9 deg/m. Padaarah pembebanan 90° dan 270° gerakanpitch yang terjadi sangat kecil

Grafik RAO FPSO Seagood 101Gerakan pitch full load

Grafik RAO FPSO Seagood 101Gerakan yaw full load

Dari tabel diatas, dapat diketahui bahwagerakan yaw yang terbesar terjadi padaarah pembebanan 45°, 135°, 225°, dan315° pada frekuensi sekitar 0,6-0,8 rad/sdengan nilai 0,6-0,74 deg/m. Gerakan yawtidak terjadi pada arah pembebanan 0° dan180°.

Grafik RAO buoy gerakan sudut 0(translasi)

Dari gambar diatas dapat diketahui bahwa gerakansurge dan sway terbesar terjadi pada frekuensi 0.25rad/sec yang menghasilkan nilai 1.02 m/m, kemudianmengalami penurunan hingga frekuensi 2.096 rad/secyang mempunyai nilai akhir 0.2 m/m. sedangkan untukgerakan heave terjadi pada frekuensi 0.25. Memilikinilai awal sebesar 1.05, kemudian naik hinggafrekuensi 1.4 rad/sec yang menghasilkan nilai 1.47m/m. Kemudian gerakan heave menurun hinggafrekuensi 2.09 rad/sec yang menghasilkan nilai 0.26m/m.

Grafik RAO buoy gerakan sudut 0(rotasi)

Dari grafik diatas menunjukkan bahwagerakan roll dan pitch akan mencapai nilaimaksimum pada amplitudo 5.05 deg/m yangterjadi pada frekuensi 1.57 rad/sec.Sebelumnya pada frekuensi 0.25 gerakan inimemiliki nilai 0.25 deg/m. Setelahmengalami nilai maksimum, gerakan inimengalami penurunan hingga frekuensi 2.09rad/sec yang memiliki nilai 3.7deg/m.Sedangkan gerakan yaw hampir tidak terjadipada buoy.

Pembagian Segment pada Mooring line

Analisa dilakukan dengan simulasi waktu selama 10.800 sekon (3jam), simulasi ini menurut DNV OS 301 telah mewakili sehinggadidapatkan perbandingan effective tension dari masing-masing mooringline untuk 8 arah pembebanan

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Eff

ecti

ve T

ensi

on (

kN)

Segment

Effective Tension Arah 0°

Chain 1

Chain 2

Chain 3

Chain 4

Chain 5

Chain 6

0

100

200

300

400

500

600

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Eff

ecti

ve T

ensi

on (

kN)

Segment

Effective Tension Arah 0°

Chain 1

Chain 2

Chain 3

Chain 4

Chain 5

Chain 6

Tension maksimum pada masing-masing chain terdapat pada segmentpertama yang terletak pada daerahfairlead (segment 1). Hal ini diartikanbahwa dari semua segment padamasing-masing mooring daerahtersebut merupakan penerimategangan terbesar dari sistem SBM.Tension terbesar terdapat padamooring chain 1 dan mooring chain 6yang lebih dominan terkena bebandari arah pembebanan 00.Perbandingan tension mooring linedengan dua kondisi berbeda, dimanatension mooring line pada saatkondisi menggunakan riser lebihbesar daripada tension mooring linetanpa riser.

Analisa Tension Pada Riser

Environment Heading Riser

Max Tension (kN)

on fairlead on MWA

0

Butane 77.56 -11.90

Propane 77.85 -11.91

Umbilical 20.64 -2.27

Power Cable 21.44 -5.01

45

Butane 77.33 -11.91

Propane 77.63 -11.92



90

Butane 77.37 -11.94

Propane 77.42 -11.95



135

Butane 75.81 -11.93

Propane 76.87 -11.94



180

Butane 76.17 -11.92

Propane 76.05 -11.93



225

Butane 77.55 -11.93

Propane 76.82 -11.94



270

Butane 78.35 -11.94

Propane 77.74 -11.95



315

Butane 77.69 -11.91

Propane 77.40 -11.92



Dari Tabel di atas dapat diketahui tension maksimum pada riser terjadi pada arah pembebanan 00

Analisa Kelelahan

SCF (Stress Conscentration Factor)

Untuk analisa kelelahan dilakukan dengan input sebagai berikut

Pada Tugas Akhir ini menggunakan SCF = 1, hal ini karena softwareORCAFLEX mengasumsikan mooring sebagai pipa dan karena pipa tidak adakonsentrasi tegangan maka sama dengan 1

Kurva S-N

Berdasarkan DNV OS 301 maka nilai parameter untuk kurva S-N pada mooringchain adalah sebagai berikut :

Perhitungan fatigue life dalam tugas akhir ini menggunakan kurva S-Ndikarenakan software ORCAFLEX mengadopsi kurva S-N untuk analisakelelahannya, bukan menggunakan kurva T-N sehingga ada proses perubahantension menjadi stress dengan cara tension dibagi dengan luasan mooring(2πD2/4). Walaupun menggunakan kurva SN, analisa kelelahan dapat diterimadengan mengacu pada DNV OE 301.

Berikut ini perubahan tension dari masing-masing mooring chain menjadi stress :

05000

100001500020000250003000035000400004500050000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Str

ess

(kN

/m2)

Segment

Stress pada Mooring line Arah 0°

Chain 1Chain 2Chain 3Chain 4Chain 5

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Str

ess

(kN

/m2)

Segment

Stress pada Mooring line arah 0°

Chain 1

Chain 2

Chain 3

Chain 4

Chain 5

Chain 6

Grafik Stress pada Mooring line (menggunakan riser) arah 00

Grafik Stress pada Mooring line (tanpa riser) arah 00

Kemudian dilakukan running dari semua arah pembebananmenggunakan bantuan software ORCAFLEX sehingga didapatkannilai fatigue damage untuk tiap-tiap mooring line seperti yang terdapatdalam grafik dibawah ini :

0

0.001

0.002

0.003

0.004

0.005

1 4 7 10 13 16 19 22 25

Dam

age

Segment

Damage Mooring line

Chain 1

Chain 2

Chain 3

Chain 4

Chain 5

Chain 60

0.001

0.002

0.003

0.004

0.005

1 4 7 10 13 16 19 22 25

Dam

age

Segment

Damage Mooring line

Chain 1

Chain 2

Chain 3

Chain 4

Chain 5

Chain 6

Grafik Damage Mooring line (menggunakanRiser)

Grafik Damage Mooring line (Tanpa Riser)

Analisa kelelahan yang memperoleh damage yang kemudian dikonversikanmenjadi umur kelelahan (fatigue life) untuk tiap arah pembebanan FPSO terhadap mooring.

Berikut ini adalah grafik umur kelelahan dari pemodelan struktur tanpa riser dan struktur yang menggunakan riser.

200

250

300

350

400

450

500

550

600

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

um

ur

(ta

hu

n)

Segment

Umur Kelelahan Mooring Line

Chain 1

Chain 2

Chain 3

Chain 4

Chain 5

Chain 6

200

250

300

350

400

450

500

550

600

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

um

ur

(ta

hu

n)

Segment

Umur Kelelahan Mooring Line

Chain 1

Chain 2

Chain 3

Chain 4

Chain 5

Chain 6

Dari hasil analisa umur kelelahan tersebut dapat diketahui bahwa fatigue lifeterkecil terjadi pada segment pertama yaitu daerah fairlead (dari titik 0.00m sampai14m) yang mempunyai tension lebih besar daripada segment lainnya. Hal iniberarti bahwa dari semua segment pada mooring, daerah tersebut merupakanpenerima tegangan terbesar dari sistem Single Buoy Mooring sehingga umurkelelahan (fatigue life) lebih kecil yang akan berpengaruh pada kekuatan mooringdalam menahan beban siklis.

Grafik umur kelelahan mooring line (Tanpa riser)Grafik umur kelelahan mooring line (menggunakanriser)

Dalam tugas akhir ini desain fatigue life adalah 20 tahun dan safety factor 10 xservice life (mengacu pada DNV OS 101). Sehingga persyaratan desain amanbila fatigue life = 1/10D. Dari hasil perhitungan telah diketahui umur kelelahanuntuk tiap segment mooring yang telah dimasukkan dalam persamaan fatigue life> (1/10D), sehingga diketahui mooring dalam kondisi memenuhi persyaratandesain fatigue life.

Berikut ini adalah umur kelelahan terkecil dari masing-masing mooring linepada segment 1 (fairlead) yang diperoleh dari analisa kelelahan:

Mooring line Fatigue life Mooring line (Years) Percentage (%)

Menggunakan Riser Tanpa Riser

Chain 1 203.59 213.34 4.57%

Chain 2 245.58 263.74 6.88%

Chain 3 212.58 232.94 8.74%

Chain 4 210.85 226.25 6.81%

Chain 5 228.22 249.41 8.49%

Chain 6 207.82 218.11 4.72%

Dan apabila digambarkan perbandingan umur kelelahan terkecilnya (segment 1)dalam histogram adalah sebagai berikut:

200

210

220

230

240

250

260

270

Chain 1 Chain 2 Chain 3 Chain 4 Chain 5 Chain 6

umur

kel

elah

an (t

ahun

)

Mooring line

Umur Kelelahan Minimum Mooring Line

Mooring line tanpa riser

Mooring line menggunakan riser

KesimpulanBeberapa kesimpulan yang dapat diambil dari proses analisa yang telah dilakukanadalah sebagai berikut:

1. Umur kelelahan tali tambat (mooring line) terkecil dari struktur SPM FPSO“Seagood 101” dengan kondisi menggunakan riser dengan kondisi tanpa risermasing-masing terletak pada segment 1(fairlead). Hal ini berarti bahwa darisemua segment pada mooring, daerah tersebut merupakan penerima teganganterbesar dari sistem Single Point Mooring sehingga umur kelelahan (fatigue life)lebih kecil.

2. Kedalaman perairan memberi pengaruh terhadap umur kelelahan. Dalam tugasakhir ini, umur kelelahan akan meningkat bersamaan dengan bertambahnyakedalaman perairan . Umur kelelahan akan naik secara ekstrem sesaat setelahmenyentuh seabed. Hal ini terjadi karena pada daerah seabed pengaruh bebanlingkungan sangat kecil.

3. Umur kelelahan minimum tali tambat (mooring line)dari struktur SPM FPSO“Seagood 101”terjadi pada chain 1, yaitu 203.59 tahun saat menggunakan riserdan 213.34 tahun saat kondisi tanpa riser. Hal tersebut membuktikan bahwadengan struktur yang sama, mooring line dengan kondisi menggunakan risermemiliki umur kelelahan lebih pendek daripada mooring line tanpa riser,dengan selisih perbedaan sebesar 4.57%.

.

Saran

Beberapa hal yang dapat dijadikan saran yang sifatnya membangun

penelitian selanjutnya diantaranya adalah sebagai berikut:

1. Perlu dipertimbangkan juga apabila beban gelombang dan arus

terjadi dari arah heading yang berbeda.

2. Perlu dipertimbangkan Stress Concentration Factor (SCF) pada

mooring yang digunakan

3. Melakukan analisa kelelahan dengan variasi jumlah mooring line

4. Diperlukan analisa lebih lanjut dengan variasi tipe mooring line

5. Perlu dilakukan analisa kelelahan dengan pertimbangan variasi

tipe riser.

Daftar PustakaAPI RP 2SK. 2005. Recommended Practice for Design and Analysis of Station

Keeping Systems for Floating Structures. Washington, DC.Ariduru, Secil. 2004. Fatigue Life Calculation by Rainflow Cycle Counting Method. Tesis,

Mechanical Engineering of Middle East Technical University, Turkey.Bai, Young. 2001. Pipelines and Risers. Elseiver. Burlington.Barltrop, N. dan Okan, N., 200. FPSO Bow Damage in steep waves. John Wiley and

Sons Inc. New York.Djatmiko, E.B., 2003. Analisis Kelelahan Struktur Bangunan Laut. Kursus Singkat

Offshore Design And Modelling, Surabaya.Djatmiko, E.B. dan Murdjito. 2011. Operability Assessment of FPSO Mooring

System. Surabaya: Jurusan Teknik Kelautan ITSDNV-RP-204. 2005. Riser FatigueIndiyono, P., 2004, Hidrodinamika Bangunan Lepas Pantai, SIC, Surabaya.Kusumawardhani, H. T., 2011. Analisa Resiko Pada Mooring Line SPM (Single Point

Mooring) Akibat Beban Kelelahan. Tugas Akhir, Jurusan Teknik Kelautan ITS,Surabaya.

Sabana, N.H., 2012, Analisis Tegangan pada Yoke Arm External Turret MooringSystem Floating Production Storage and Offloading (FPSO), Tugas AkhirJurusan Teknik Kelautan, ITS, Surabaya.

Soegiono. (2004). Teknologi Produksi dan Perawatan Bangunan Laut. Surabaya :FTK-ITS.

Suryanto, Agus, 2009. Analisa Kelelahan Spread Mooring pada FPSO denganpendekatan Rainflow Methods.Tugas Akhir, Jurusan Teknik Kelautan ITS,Surabaya

Terima Kasih

pengaruh riser terhadap fatigue life tali tambat studi...

Documents