Existing : 790 psig Future : 1720 psig. Gambar 1 : Layout sistem perpipaan yang akan dinaikkan tekanannya

Transkripsi

1 1. PENDAHULUAN Jika ditemukan sumber gas yang baru, maka perlu dipertimbangkan pula untuk mengalirkannya melalui sistem perpipaan yang telah ada. Hal ini dilakukan untuk menghemat biaya pengadaan sistem perpipaan baru. Namun, jika sumber gas baru tersebut memiliki tekanan yang lebih tinggi, maka diperlukan analisis ulang apakah sistem perpipaan yang ada tersebut masih sanggup menahan beban operasi yang akan terjadi. Teknik analisis untuk menaikkan tekanan disebut dengan teknik uprating. Sebagai contoh studi kasus adalah penaikan tekanan sebuah sistem perpipaan bawah laut dari tekanan operasi maksimum 790 psig menjadi 170 psig dengan tekanan desain 189 psig. Berdasarkan kode ASME B31.8 Gas transmission and distribution piping system section tentang uprating, disebutkan bahwa tekanan operasi maksimum yang diijinkan (MAOP) tidak boleh lebih besar dari tekanan desain elemen terlemah pada bagian yang akan dinaikkan tekanannya (uprating). MAOP tidak boleh melebihi nilai terkecil dari : (1) A. tekanan desain dari elemen terlemah dari pipeline. B. tekanan yang diperoleh dari pembagian tekanan pengujian (test pressure) dengan faktor tertentu sesuai kelas lokasi (tabel 1). C. Tekanan aman maksimum yang dialami pipeline berdasarkan sejarah operasi dan perawatan. A Existing : 790 psig Future : 170 psig B Gambar 1 : Layout sistem perpipaan yang akan dinaikkan tekanannya Sebelum menaikkan tekanan operasi maksimum yang diijinkan (MAOP), hal-hal berikut harus dilakukan: (1) 1. Desain, instalasi awal, metoda, dan data pengetesan sebelumnya, kelas lokasi, material, dan peralatan harus ditinjau untuk menentukan bahwa peningkatan yang direncanakan aman dan konsisten dengan persyaratan kode ini.. Kondisi pipeline harus ditentukan dengan survey kebocoran, inspeksi lapangan lain, dan pemeriksaan data perawatan. 3. Perbaikan, penggantian, atau alteration harus disesuaikan dengan uprating. Indonesian Pipeline Technology

2 Tabel 1. MAOP berdasarkan tekanan pengujian (1) Kelas lokasi 1. Division 1 1. Division 3 4 Tekanan untuk pipa baja test pressure 1.5 test pressure 1.10 test pressure 1.5 test pressure 1.40 test pressure 1.40 Tekanan untuk pipa plastik test test test test N.A. pressure 1.50 pressure 1.50 pressure 1.50 pressure DATA MASUKAN STUDI KASUS Berikut ini dicantumkan data-data masukan studi kasus yang dibutuhkan untuk analisis uprating pipeline..1 Data Tekanan.1.1 Existing: Tekanan operasi maksimum yang diijinkan : 790 psig Tekanan desain : 869 psig.1. Future: Tekanan operasi maksimum yang diijinkan : 1,70 psig Tekanan desain : 1,89 psig. Data Pipa..1 Riser & Tie-in Spool A NPS 1 Schedule 60 (ketebalan dinding pipa 14.75mm) API 5L-X5 Diameter luar nominal 1.75 in... Flowline NPS 1 Schedule 60 (ketebalan dinding pipa 14.75mm) API 5L-X5 Diameter luar nominal 1.75 in...3 Riser & Tie-in Spool B NPS 1 Schedule 80 (ketebalan dinding pipa mm) API 5L-X5 Diameter luar nominal 1.75 in. Indonesian Pipeline Technology

3 .3 Data Flens.3.1 Riser & Tie-in Spool A SA 105 Kelas flens 600 Diameter luar flens, A.00 in. Diameter dalam flens, B in. Ketebalan flens, t 4.81 in. Diameter lingkaran baut, C 19.5 in. Diameter gasket rata-rata, G in. Beban baut desain flens, W 18, lb..3. Riser & Tie-in Spool B SA 105 Kelas flens 900 Diameter luar flens, A 4.00 in. Diameter dalam flens, B in. Ketebalan flens, t 5.75 in. Diameter lingkaran baut, C 1.00 in. Diameter gasket rata-rata, G in. Beban baut desain flens, W 18, lb..4 Data Baut.4.1 Riser & Tie-in Spool A ASTM A-103 GR B7 Diameter baut 1.5 in. Jumlah baut 0 Faktor gasket, m Tegangan peletakan desain minimum pada gasket, y 6,000 psi Lebar gasket aktual, w in. Tegangan ijin baut pada temparetur atmosfer, S a 5,500 psi Tegangan ijin baut pada temperatur desain, S b 5,500 psi.4. Riser & Tie-in Spool B ASTM A-103 GR B7 Diameter baut in. Jumlah baut 0 Faktor gasket, m Tegangan peletakan desain minimum pada gasket, y 6,000 psi Lebar gasket aktual, w in. Tegangan ijin baut pada temparetur atmosfer, S a 5,500 psi Tegangan ijin baut pada temperatur desain, S b 5,500 psi.5 Data Gasket.5.1 Riser & Tie-in Spool A 316 SS ANSI B16.0 oval Tegangan peletakan desain minimum pada gasket, y 6,000 psi Faktor gasket, m Lebar gasket aktual, w in. Diameter dalam gasket, d i in. Luas penampang baut total yang dibutuhkan, A m in. Tekanan ijin baut pada temperatur atmosfer, f allow 5,500 psi Indonesian Pipeline Technology

4 Tegangan peletakan desain minimum untuk gasket, y Diameter rata-rata gasket, G 6,000 psi. 15 in..5. Riser & Tie-in Spool B 316 SS ANSI B16.0 oval Tegangan peletakan desain minimum pada gasket, y 6,000 psi Faktor gasket, m Lebar gasket aktual, w in. Diameter dalam gasket, d i in. Luas penampang baut total yang dibutuhkan, A m in. Tekanan ijin baut pada temperatur atmosfer, f allow 5,500 psi Tegangan peletakan desain minimum untuk gasket, y 6,000 psi. Diameter rata-rata gasket, G 15 in. 3. ANALISIS KOMPONEN KRITIS Dalam sistem perpipaan bawah laut (subsea pipeline), ada beberapa parameter kritis diantaranya: (1) analisis ekspansi dan tegangan pipa, () persyaratan ketebalan dinding pipa, (3) perhitungan flens, (4) perhitungan baut, dan (5) perhitungan gasket. 3.1 Analisis Tegangan dan Ekspansi Analisis ini menggunakan metoda elemen hingga. Program elemen hingga yang digunakan pada analisis ini adalah AutoPipe v5.0. Dalam analisis ini dihitung juga: gaya dan momen pada flens, serta gaya dan momen pada sistem penumpu riser. Model untuk analisis adalah model 3-D dengan menggunakan elemen pipa dua nodal. Karena tujuan analisis adalah untuk menentukan momen pada lokasi flens, maka corrosion allowance tidak diperhitungkan pada pemodelan. Tanah penumpu pipa dimodelkan sebagai friction support. Koefisien gesek pada arah longitudinal dan lateral adalah 0. dan 0.5. Parameter desain lingkungan yang digunakan pada analisis ini berdasarkan data selama 1-tahun, 10-tahun, 50-tahun dan 100-tahun. Sebagai contoh ditampilkan data lingkungan untuk 100-tahun. Tabel. Data lingkungan untuk 100-tahun Design Parameters (100-Year) Direction N NE E SE S SW W NW Max Mave Height (m) Period (sec) Surface Current (m/s) Mid Depth and Near Bottom Current (m/s) Tabel 3. Kedalaman air dan rentang pasang-surut Water Depth relative to Lowest Astronomical Tide (m) Highest Astronomical Tide (m) 1.60 Mean Sea Level (m) 0.00 Storm Surge (m) 0.40 Lowest Astronomical Tide (m) Indonesian Pipeline Technology

5 Tabel 4 Pertumbuhan marina yang dipertimbangkan untuk riser Depth Range Relative to MSL (m) Thickness of Marine Growth (mm) to to to to to to seabed 51 Dalam analisis ini juga dipertimbangkan adanya defleksi platform yaitu defleksi yang berhubungan dengan perpindahan top chord sebesar 500 mm dan bottom chord sejauh 35 mm. Data defleksinya adalah sebagai berikut Tabel 5 Perpindahan untuk kondisi operasi dan badai Deflection, inches Framing Level East-West North-South Oper. Storm Oper. Storm Jacket Walkway EL. (-) 46' - 00" EL. (-) 106' - 00" EL. (-) 170' - 00" EL. (-) 50' - 00" Setelah dilakukan pemodelan dengan AutoPipe v5.0 maka diperoleh tegangan kombinasi maksimum yang diperoleh pada sistem pipa hasil analisis adalah 15, psi (1089 kg/cm ). Total defleksi maksimum adalah mm. Contoh hasil tegangan kombinasi maksimum dan defleksi maksimum hasil keluaran AutoPipe v5.0 dapat dilihat pada gambar dan 3. Rangkuman nilai tegangan kombinasi dan defleksi total pada beberapa titik kritis sistem perpipaan dicantumkan pada tabel 6. Point A56 Maximum Total Comb. Stress: 15, psi (1089 kg/cm ) Location: Point A56 Gambar. Tegangan kombinasi maksimum Indonesian Pipeline Technology

6 Maximum Total Deflection: mm Location: Point C1 N Point C1 N Gambar 3 Defleksi maksimum Tabel 6 Rangkuman tegangan kritis No. Point 1 A1 N A0 N 3 A56 4 C01 N 5 C1 N Comb. Stress psi (kg/cm Total Deflection ) (mm) Existing Future Comb. Comb. Existing Future SF SF Stress Stress 5, , (418.1) (909) , , (63.) (1049) , , (673.0) (1089) , , (48.3) (756) , , (356.9) (1,007) Perhitungan Ketebalan Dinding Pipa Perhitungan ketebalan dinding pipa didasarkan pada formula yang terdapat kode ASME B31.8 section , yaitu: (1) P. D t ( 1). S. F. E. T dengan P tekanan desain, psig D diameter luar nominal pipa, inch S kekuatan yield minimum, psi F faktor desain, tabel A E faktor sambungan longitudinal, tabel A T faktor temperature derating, tabel A Indonesian Pipeline Technology

7 Hasil perhitungan ketebalan dinding pipa untuk tekanan normal, tekanan desain dan tekanan kerja maksimum yang dierbolehkan (MAOP) ditunjukkan pada tabel berikut. Tabel 7. Perhitungan ketebalan dinding pipa NO I 1.1 EXISTING LOCATION RISER & TIE-IN SPOOL A PRESSURE OF PIPE NORMAL OPERATING DESIGN FACTOR REQUIRED MINIMUM WALL THICKNESS ACTUAL MEASURED WALL THICKNESS DESIGN PRESSURE P n P d F T t a psig (kg/cm g) (55.54) 869 (61.10) 0.50 in (mm) 0.13 (5.410) in (mm) CONCLUSION 0.54 (13.3) 1. FLOWLINE 790 (55.54) 869 (61.10) (3.759) 0.56 (14.75) 1.3 RISER & TIE-IN SPOOL B 790 (55.54) 869 (61.10) (5.410) (17.450) II.1 FUTURE RISER & TIE-IN SPOOL A. FLOWLINE.3 RISER & TIE-IN SPOOL B 1,70 (10.93) 1,70 (10.93) 1,70 (10.93) 1,89 (133.0) 1,89 (133.0) 1,89 (133.0) (11.783) 0.33 (8.183) (11.783) 0.54 (13.3) 0.56 (14.75) (17.450) 3.3 Perhitungan Flens Perhitungan flens dilakukan berdasarkan aturan yang terdapat pada kode ASME VIII Divisi 1, Appendix. Sebagai contoh disini ditampilkan cara dan hasil perhitungan untuk swievel ring flange. Swievel ring flenge akan gagal jika S T lebih besar daripada S f. Formula-formula yang digunakan adalah: () Y M O ST t B ( ) 1 K log 10 K Y K 1 K 1 ( 3) A K B ( 4) M M + M + M ( 5) O D D D T D G M H h ( 6) H D B P ( 7) C B h D ( 8) M T H T ht ( 9) H T H H D ( 10) C G h T ( 11) Indonesian Pipeline Technology

8 M H h ( 1) G H G W H ( 13) C G h G ( 14) H G P ( 15) dimana : A diameter luar flens, in. B diameter dalam flens, in. C diameter lingkaran baut, in. G diameter pada reaksi gaya gasket, in. H gaya hidrostatik total, lb H D gaya hidrostatik pada bagian dalam flens, lb H G gaya gasket (perbedaan antara beban baut desain flens dan gaya hidrostatik total),lb H T perbedaan antara gaya hidrostatik total dan gaya hidrostatik pada bagian dalam flens, lb h D jarak radial dari lingkaran baut ke H D, in. h G jarak radial dari reaksi gaya gasket ke lingkaran baut, in. h T jarak radial dari lingkaran baut ke H T, in. K perbandingan antara diameter luar dan diameter dalam flens M D komponen momen akibat H D, in.-lb M G komponen momen akibat H G, in.-lb M O momen total yang bekerja pada flens, in.-lb M T komponen momen akibat H T, in.-lb P tekanan desain, psi W gaya baut desain flens, lb. Y faktor yang diperoleh dari -7.1 Hasil perhitungannya diatampilkan pada tabel berikut: NO 3.4 Perhitungan Baut Tabel 8. Perhitungan swievel ring flange LOCATION CALCULATED TANGENSIAL STRESS IN FLANGE S T G G ALLOWABLE DESIGN STRESS FOR MATERIAL OF FLANGE psi psi (kg/cm ) (kg/cm ) I EXISTING 1.1 RISER & TIE- 6, ,000 IN SPOOL A (456.31) (1,87.981) 1. FLOWLINE RISER & TIE- 5, ,000 IN SPOOL B ( ) (1,87.981) II FUTURE.1 RISER & TIE- 14, ,000 IN SPOOL A ( ) (1,87.981). FLOWLINE RISER & TIE- 11, ,000 IN SPOOL B (794.13) (1,87.981) S f CONCLUSION Perhitungan baut dilakukan berdasarkan aturan yang terdapat pada kode ASME VIII Divisi 1, Appendix. Sebagai contoh disini ditampilkan cara dan hasil perhitungan. Indonesian Pipeline Technology

9 Baut akan gagal jika D m lebih besar daripada D. Formula-formula yang digunakan adalah: () 4 Am Dm n π ( 16) Wm A 1 m1 Sb ( 17) Wm Am S ( 18) a W m1 H + H p ( 19) W m b G y ( 0) H p b G m P ( 1) H G P ( ) w b O 8 ( 3) G d 1 + w ( 4) dimana : A m luas penampang baut total yang dibutuhkan, diambil yang besar dari A m1 dan A m, sq.in. A m1 luas penampang baut total pada akar ulir (root of thread) atau penampang dengan diameter terkecil, dibutuhkan untuk kondisi operasi, sq.in. A m luas penampang baut total pada akar ulir (root of thread) atau penampang dengan diameter terkecil untuk peletakan gasket (gasket seating), sq.in. b lebar dudukan gasket efektif, in. b 0 lebar dudukan gasket dasar, in. d i diameter dalam gasket, in. G diameter pada reaksi gaya gasket, in. H gaya hidrostatik total, lb. H p gaya tekan total pada permukaan kontak-sambungan, lb. M faktor gasket, tabel -5.1 P tekanan desain, psi. S a tegangan baut yang diijinkan pada temperatur atmosfer, psi. S b tegangan baut yang diijinkan pada temperatur desain, psi. W m1 beban baut minimum yang dibutuhkan untuk kondisi operasi, lb. W m baut minimum yang dibutuhkan untuk peletakan gasket, lb. w lebar, in. y beban peletakan satuan pada gasket atau permukaan kontak-sambungan, psi. Indonesian Pipeline Technology

10 Hasil perhitungannya ditampilkan pada tabel berikut: Tabel 9. Perhitungan baut NO LOCATION PRESSURE OF PIPE NORMAL DESIGN REQUIRED DIAMETER MINIMUM OF BOLT ACTUAL DIAMETER MINIMUM OF BOLT CONCLUSION P n P d D m D psig (kg/cm g) in (mm) in (mm) I EXISTING 1.1 RISER & TIE-IN SPOOL A (55.54) (61.10) (11.956) (31.75) 1. FLOWLINE RISER & TIE-IN SPOOL B (55.54) (61.10) (11.956) (34.95) II FUTURE.1 RISER & TIE-IN 1,70 1, SPOOL A (10.93) (133.0) (17.641) (31.75). FLOWLINE RISER & TIE-IN SPOOL B 1,70 (10.93) 1,89 (133.0) (17.641) (34.95) 3.5 Perhitungan Gasket Perhitungan gasket dilakukan dengan menggunakan formula Brownel & Young. Gasket akan gagal jika w m lebih besar daripada w. Formula-formula yang digunakan adalah: (3) d d 0 i y P m ( 5) y P ( m + 1) d d 0 0 di ( 6) d i untuk kasus tekanan dalam desain: w m d 0 d i ( 7) untuk persyaratan baut: Am f allow wm b y π G ( 8) dimana: d o diameter luar gasket, in. d i diameter dalam gasket, in. w m lebar minimum gasket, in. w lebar aktual gasket, in. A m luas penampang baut total yang dibutuhkan, sq.in. f allow tekanan ijin baut pada temperatur atmosfer, psi y tegangan peletakan desain minimum untuk gasket, psi. G diameter rata-rata gasket, in. Indonesian Pipeline Technology

11 Hasil perhitungannya diatampilkan pada tabel berikut: NO LOCATION Tabel 10. Perhitungan gasket INTERNAL w BOLT PRESSURE REQUIREMENT REQUIREMENT w m STATUS w m,b STATUS in (mm) in (mm) - in (mm) - I EXISTING 1.1 RISER & TIE-IN SPOOL A (11.15) (4.071) (1.905) 1. FLOWLINE RISER & TIE-IN SPOOL B (11.15) (4.071) (1.905) II FUTURE.1 RISER & TIE-IN FAIL SPOOL A (11.15) 14.64) (4.115). FLOWLINE RISER & TIE-IN FAIL SPOOL B (11.15) (14.64) (4.115) 4. KESIMPULAN DAN SARAN 4.1 Kesimpulan Berdasarkan analisis di atas, dapat disimpulkan: Tegangan maksimum pipeline lebih kecil daripada tegangan ijin dengan faktor keamanan minimum Ketebalan dinding pipa minimum yang dibutuhkan lebih kecil daripada ketebalan dinding pipa aktual dengan perbedaan in. (.49 mm) Tegangan maksimum flens lebih rendah daripada tegangan ijin dengan faktor keamanan minimum Diameter baut minimum yang dibutuhkan lebih kecil daripada diameter baut aktual dengan perbedaan in ( mm) Dengan menggunakan Brownell & Young formula (berdasarkan tekanan internal), ditemukan bahwa lebar minimum gasket yang dibutuhkan lebih besar daripada lebar gasket aktual denga perbedaan minimum 0.14 in (3.139 mm). Namun demikian, berdasarkan persyaratan baut, lebar gasket minimum yang dibutuhkan lebih kecil daripada lebar gasket aktual. 4. Saran Saran yang diusulkan berdasarkan analisis di atas adalah : Berdasarkan formulasi Brownell & Young untuk persyaratan lebar gasket, pipeline yang ada (existing) seharusnya tidak dioperasikan dengan tekanan desain lebih dari 1661 psig. Namun demikian, rating dimensi gasket 600# dan 900# adalah sama untuk pipa 1. Jadi, kedua gasket dapat dibebani dengan rating 900#. Jika pipeline akan dioperasikan dengan tekanan desain 189 psig, direkomendasikan untuk memperkuat sambungan khususnya gasket pada tie-in A, karena elemen yang paling kritis adalah gasket. Indonesian Pipeline Technology

12 DAFTAR PUSTAKA 1. ASME B31.8, Gas Transmission and Distribution Piping System, 1999 ed., New York, ASME VIII Division 1, Rules for Construction of Pressure Vessels, 1986 ed., New York, Brownell, L.E. and Edwin H. Young, Process Equipment Design, John Wiley & Sons, Inc., New York1959. IDENTITAS PENULIS Dr. Ir. IGN Wiratmaja Puja Laboratorium Perancangan Mesin ITB Jl. Ganesa 10 Bandung Telp. (0) Indonesian Pipeline Technology