PERANCANGAN STRUKTUR LEPAS PANTAI DINAMIS (TRB III) - MO091320

Transkripsi

1 PERANCANGAN STRUKTUR LEPAS PANTAI DINAMIS (TRB III) - MO ANALISIS SEISMIK, KELELAHAN, DAN LOAD OUT PADA LEIGEN Z-10 WELLHEAD PLATFORM FAUZAN AWAL RAMADHAN NRP MUHAMMAD ADIMAS HASNAN HABIB NRP JAMHARI HIDAYAT BIN MUSTOFA NRP DOSEN PEMBIMBING: Dr. Eng. Rudi Walujo Prastianto, S.T., M.T. JURUSAN TEKNIK KELAUTAN FAKULTAS TEKNOLOGI KELAUTAN INSTITUT TEKNOLOGI SEPULUH NOPEMBER SURABAYA 2017

2 HALAMAN JUDUL PERANCANGAN STRUKTUR LEPAS PANTAI DINAMIS (TRB III) - MO ANALISIS SEISMIK, KELELAHAN, DAN LOAD OUT PADA LEIGEN Z-10 WELLHEAD PLATFORM FAUZAN AWAL RAMADHAN NRP MUHAMMAD ADIMAS HASNAN HABIB NRP JAMHARI HIDAYAT BIN MUSTOFA NRP DOSEN PEMBIMBING: Dr. Eng. Rudi Walujo Prastianto, S.T., M.T. JURUSAN TEKNIK KELAUTAN FAKULTAS TEKNOLOGI KELAUTAN INSTITUT TEKNOLOGI SEPULUH NOPEMBER SURABAYA 2017 Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform - ii

3 LEMBAR PENGESAHAN LAPORAN TUGAS RANCANG BESAR (TRB) III (MO141315) Perancangan Struktur Lepas Pantai Dinamis Wellhead Platform Sehubungan dengan tugas mata kuliah Tugas Rancang Besar (TRB) III dalam menganalisis beban dinamis berupa seismik dan kejadian gelombang 10 tahunan serta sistem operasi load out untuk instalasi jacket pada struktur lepas pantai tipe Wellhead Platform yang dilaksanakan pada semester genap tahun ajaran 2016/2017 di Departemen Teknik Kelautan FTK ITS, maka kami: FAUZAN AWAL RAMADHAN NRP M. ADIMAS HASNAN HABIB NRP JAMHARI HIDAYAT MUSTOFA NRP pembimbing. Dengan ini telah menyelesaikan laporan TRB III dan diketahui/disetujui oleh dosen Surabaya, 16 Juni 2017 Mengetahui/menyetujui, Dosen Pembimbing Dr. Eng. Rudi Walujo Prastianto, S.T.., M.T. NIP Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform - iii

4 RINGKASAN EKSEKUTIF Leigen Z-10 adalah struktur platform jenis Wellhead Platform dengan konfigurasi jacket 3 kaki yang dirancang untuk beroperasi pada kedalaman perairan 160 ft selama 25 tahun dengan arah orientasi +60 o dari True North. Pada laporan ini dibahas tentang analisis dinamis terhadap struktur tersebut untuk memenuhi tiga faktor yang diperlukan yakni: keamanan, fungsi, ketahanan. Secara umum, tujuan dari analisis dinamis ini adalah untuk mengetahui respons dinamis struktur terhadap pembebanan yang merupakan fungsi waktu seperti displacement atau perilaku dinamis struktur seperti frekuensi natural struktur. Secara spesifik, persoalan yang dibahas dalam analisis ini adalah untuk mengetahui seberapa besar respons struktur terhadap beban gempa (seismik) yaitu dengan mengetahui unity checknya, berapa umur kelelahan dari struktur (dalam N siklus pembebanan dan dalam tahun) dan mengetahui metode dan jenis barge apa yang digunakan untuk load out jacket dengan mengacu pada rules API RP 2A WSD 21 st Edition dan AISC 13 th Edition untuk pemilihan materialnya. Pada analisis seismik tipe tanah yang digunakan adalah tanah tipe B, percepatan tanah puncak (PGA) adalah g, rasio redaman adalah 4%, dan CQC pembebanan dinamis X, Y, Z adalah 1.0, 1.0, 0.5. Pada analisis kelelahan telah dilakukan penggunaan metode deterministik untuk 12 arah pembebanan gelombang dengan kurva S-N dan formula faktor konsentrasi tegangan oleh Efthmiou serta umur kelelahan dihitung menggunakan metode Palmgren-Miner pada joint paling kritis. Pada analisis load out hanya dilakukan pada jacket, sedangkan load out untuk deck tidak dilakukan analisis. Analisis seismik dan analisis kelelahan serta sistem ballasting selama load out pada Leigen Z-10 dilakukan dengan bantuan perangkat lunak SACS 5.6. Pembahasan hasil analisis hanya dilakukan untuk kondisi-kondisi yang maksimum sehingga dari segi ekonomis diabaikan. Dari analisis seismik didapatkan bahwa frekuensi natural strukturnya adalah 2.8 sekon. Umur kelelahan struktur yang terkecil lebih dari design life yaitu 60 tahun. Metode load out yang digunakan adalah metode skidding dan barge yang digunakan adalah tipe Boabarge 21/22. Proses load out dari preballasting hingga akhir membutuhkan waktu selama 2 jam 8 menit. Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform - iv

5 EXECUTIVE SUMMARY Leigen Z-10 is a Wellhead Platform platform structure with a 3 jacket legs configuration designed to operate at 160 ft of water depth for 25 years with orientation +60 o from True North. This report discusses the dynamic analysis of these structures to meet the three necessary factors: safety, performance, reliability. In general, the purpose of this dynamic analysis is to find out the dynamic response of the structure to loading which is a function of time such as displacement or dynamic behavior of structures such as the natural frequency of the structure. Specifically, the problem discussed in this analysis is to find out how much structural response to earthquake load (seismic) is by knowing unity check, how fatigue life of the structure (N cycle loading in years) and know what type of barge used for load out jacket analysis with reference to API RP 2A WSD 21 st Edition dan AISC 13 th Edition for material selection. In soil type seismic analysis, the soil type B is used, peak soil acceleration (PGA) is g, the damping ratio is 4%, and CQC dynamic loading X, Y, Z is 1.0, 1.0, 0.5. In the fatigue analysis, we have used the deterministic method for 12 wave loading directions with the S-N curve and the stress concentration factor formula by Efthmiou and the fatigue life was calculated using the Palmgren-Miner method on the most critical joint. The load out analysis is only done on the jacket, while the load out for the deck is not done. Seismic analysis and fatigue analysis as well as ballasting system during load out on Leigen Z-10 were done with the help of SACS 5.6 software. Discussion of the results of the analysis is only done for the maximum conditions so that economically ignored. From the seismic analysis, it was found that the natural frequency of the structure was 2.8 seconds. The smallest age of structure fatigue is more than the design life of 60 years. The load out method used is the skidding and barge method used is Boabarge 21/22 type. The process of loading out from preballasting to the end takes 2 hours 8 minutes. Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform - v

6 KATA PENGANTAR Puji syukur penulis panjatkan kepada Allah subhanallahu wa ta ala yang telah memberikan rahmat, berkat, nikmat serta hidayah-nya sehingga penulis dapat menyelesaikan Tugas Perancangan Struktur Lepas Pantai Dinamis (TRB III) ini dengan baik. TRB III ini merupakan salah satu mata kuliah yang wajib diambil oleh setiap mahasiswa Teknik Kelautan untuk mengerti dan memahami tentang analisis beban dinamis terhadap suatu Struktur Lepas Pantai Statis atau Fixed Jacket Offshore Platform. Pada kesempatan ini penulis ingin mengucapkan terima kasih kepada pihak pihak yang telah membantu dalam menyelesaikan TRB II ini, antara lain: 1. Bapak Dr. Eng. Rudi Walujo Prastianto, S.T., M.T. selaku dosen pembimbing TRB III. 2. Keluarga penulis yang telah memberikan support baik moril maupun materiil. 3. Teman teman penulis angkatan 2013 (Valtameri L-31) dan senior-senior penulis yang banyak membantu dalam menyelesaikan tugas TRB III ini baik dalam perhitungan maupun permodelan struktur dengan bantuan software SACS Dan semua pihak yang telah memberikan kontribusi untuk menuntaskan Tugas Mata Kuliah Perancangan Struktur Lepas Pantai Dinamis (TRB III) ini. Penulis menyadari bahwa di dunia ini tidak ada yang sempurna sehingga saran dan kritik yang membangun pada laporan ini sangat diharapkan agar dapat memberikan kemanfaatan seluas-luasnya bagi pembaca mana pun. Surabaya, 14 Juni 2017 Penulis Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform - vi

7 DAFTAR ISI HALAMAN JUDUL... ii LEMBAR PENGESAHAN... iii RINGKASAN EKSEKUTIF... iv EXECUTIVE SUMMARY... v KATA PENGANTAR... vi DAFTAR ISI... vii DAFTAR GAMBAR... xi DAFTAR TABEL... xii DAFTAR LAMPIRAN... xiv BAB I PENDAHULUAN Latar Belakang Rumusan Masalah Tujuan Batasan Masalah... 2 BAB II RINGKASAN & KESIMPULAN Analisis Seismik Member Stress Check Joint Punching Shear Check Pile Capacity dan Member Strength Check Analisis Kelelahan (Fatigue) Analisis Load Out Struktur Jacket Kondisi Tidur Profil Support Can, Support Skid Shoe, dan Support Beam Stabilitas Ballasting Proses Load-Out... 8 BAB III KRITERIA DESAIN Jenis Anjungan Arah Orientasi Anjungan Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform - vii

8 3.3 Kondisi Lingkungan Data Kejadian Gelombang untuk Analisis Kelelahan Koefisien Hidrodinamika untuk Normal Koefisien Hidrodinamika untuk Kelelahan Beban Peralatan, Perpipaan, dan Beban Hidup Data Tanah Kriteria Gempa/Seismik Kriteria Material Profil Struktur Baja BAB IV STUDI LITERATUR Analisis Seismik Filosofi Perencanaan Dinamika Struktur Respons terhadap Beban Seismik Analisis Respons-Spektrum Analisis Kelelahan Filosofi Perencanaan Kurva S-N Faktor Konsentrasi Tegangan Efek Dinamis (Dynamic Amplification Factor) Penentuan Rentang Tegangan Metode Palgrem-Miner Analisis Load-Out Filosofi Perencanaan Metode Load Out BAB V MODEL NUMERIK KOMPUTER Umum Model Tiga Dimensi (3D) Tampak Isometrik Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform - viii

9 5.3 Tampak Sisi dan Atas - Bawah BAB VI ANALISIS SEISMIK Umum Metode Analisis Pembuatan Superelement Fondasi Analisis Statis Analisis Dinamis Analisis Seismik (Gempa SLE) Post Processing (SACS 5.6) Hasil Analisis Beban Gravitasi Struktur (Gravitational Load) Asumsi Beban Periode Natural Struktur Analisis Seismik Post Processing BAB VII ANALISIS KELELAHAN Umum Kombinasi Pembebanan Dynamic Amplification Factors (DAF) Faktor Konsenstrasi Tegangan Metode Analisis Pembuatan Superelement Pondasi Analisis Dinamis Penentuan Respons karena Gelombang Analisis Kelelahan Hasil Analisis BAB VIII ANALISIS LOAD-OUT Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform - ix

10 8.1 Umum Metode Analisis Hasil Analisis Dimensi Struktur Jacket Perancangan Support Can & Skid Shoe Perancangan Support Beam Member Unity Check Joint Unity Check Analisis/Perancangan Skid Shoe Pemilihan Barge Analisis Stabilitas Ballasting Proses Load Out Langkah Ballasting DAFTAR PUSTAKA Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform - x

11 DAFTAR GAMBAR Gambar III.1 Arah orientasi anjungan Gambar III.2 Deskripsi jenis tanah A, B, dan C Gambar IV.1 Gerakan gempa di bawah struktur platform Gambar IV.2 Respons-spektrum untuk tanah A, B, dan C dengan rasio redaman 5% Gambar IV.3 Contoh kurva S-N untuk tubular joint (T = 16 mm) Gambar IV.4 Tipe K - Definisi geometri untuk persamaan empiris SCF oleh M. Efthymiou 24 Gambar IV.5 Persamaan untuk SCF tipe K-joint Gambar IV.6 Persamaan SCF untuk tipe KT-joint Gambar V.1 Tampak isometrik struktur Leigen Z Gambar V.2 Tampak sisi depan struktur Leigen Z Gambar V.3 Tampak sisi samping struktur Leigen Z Gambar V.4 Tampak atas struktur Leigen Z Gambar V.5 Tampak bawa struktur Leigen Z Gambar VI.1 Diagram alir analisis seismik Gambar VI.2 Bentuk beberapa Deflected Shape Mode 5, 15, 20, dan Gambar VI.3 Sebagian member dengan UC maksimum Gambar VI.4 Sebagian joint dengan UC maksimum Gambar VII.1 Diagram alir analisis kelelahan Gambar VII.2 Letak joint dengan umur lelah kritis Gambar VIII.1 Diagram alir analisis load out Gambar VIII.2 Rotasi struktur jacket Leigen Z-10 Wellhead Platform Gambar VIII.3 Model komputer support structure Gambar VIII.4 Lokasi support structure Gambar VIII.5 Lokasi support can (atas) dan skid shoe (bawah) Gambar VIII.6 Lokasi support beam Gambar VIII.7 Ilustrasi beban support beam 1, 2, dan 3 (kiri ke kanan) Gambar VIII.8 Lokasi member dengan UC maksimum Gambar VIII.9 Joint dengan UC maksimum Gambar VIII.10 Desain skid shoe (sumber: Enerpac) Gambar VIII.11 General arrangement dari Boabarge 21/22 (sumber: Boa) Gambar VIII.12 Proses ballasting dari langkah Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform - xi

12 DAFTAR TABEL Tabel II.1 Maksimum member stress unity check... 4 Tabel II.2 Maksimum joint punching shear unity check... 5 Tabel II.3 Pile axial compression capacity safety factor check... 5 Tabel II.4 Pile below mudlines stress unity check... 5 Tabel II.5 Sampel member kritis akibat kejadian gelombang 10 tahunan... 6 Tabel II.6 Member unity check... 7 Tabel II.7 Joint unity check maksimum... 7 Tabel II.8 Perhitungan waktu dan selisih volume ballasting per tahap... 8 Tabel III.1 Data kejadian gelombang 10 tahunan Tabel III.2 Data kejadian gelombang 10 tahunan (lanjutan) Tabel III.3 Profil girder tiap deck Leigen Z Tabel III.4 Dimensi tubular member pada Leigen Z Tabel IV.1 Perbedaan analisis kelelahan dengan analisis statis Tabel IV.2 Parameter umum untuk WJ & CJ pada kurva S-N Tabel IV.3 Rentang validitas terhadap rumus rasio parameter tubular joint Tabel VI.1 Gravitational load struktur per API RP 2A Tabel VI.2 Summary beban maksimum per Arah Tabel VI.3 Berat untuk massa pada analisis dinamis per API RP 2A Tabel VI.4 Total Mass Participation Factor per arah Tabel VI.5 Frekuensi natural struktur Tabel VI.6 Respons dengan menggunakan CQC arah x Tabel VI.7 Complete Quadratic Combination arah x Tabel VI.8 Respons dengan menggunakan CQC arah y Tabel VI.9 Complete Quadratic Combination arah y Tabel VI.10 Respons dengan menggunakan CQC arah z Tabel VI.11 Complete Quadratic Combination arah z Tabel VI.12 Hasil akhir Complete Quadratic Combination dari setiap arah Tabel VI.13 Maksimum member stress unity check Tabel VI.14 Maksimum joint punching shear unity check Tabel VI.15 Maksimum pile head displacements Tabel VI.16 Pile axial compression capacity safety factor check Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform - xii

13 Tabel VI.17 Pile below mudlines stress unity check Tabel VII.1 Dynamic Amplification Factor Tabel VII.2 Validasi formula SCF Metode Efthmiou Tabel VII.3 Sampel member kritis akibat kejadian gelombang 10 tahunan Tabel VIII.1 Reaksi beban pada support can (kiri) dan support skid shoe (kanan) Tabel VIII.2 Member unity check Tabel VIII.3 Joint unity check Tabel VIII.4 Daftar skid shoe (sumber: Enerpac) Tabel VIII.5 Volume tank ballast Boabarge 21/22 (sumber: Boa) Tabel VIII.6 Perbedaan ballasting pada berat jacket dan ballast per langkah Tabel VIII.7 Kondisi tongkang setelah ballasting tahap preballasting dan Tahap ke Tabel VIII.8 Kondisi tongkang setelah ballasting tahap ke-2 dan ke Tabel VIII.9 Kondisi tongkang setelah ballasting tahap ke-4 dan ke Tabel VIII.10 Kondisi tongkang setelah ballasting tahap ke-6 dan ke Tabel VIII.11 Kondisi tongkang setelah ballasting tahap ke-8 dan ke Tabel VIII.12 Kondisi tongkang setelah ballasting tahap ke Tabel VIII.13 Perhitungan waktu ballasting tahap pre-ballasting Tabel VIII.14 Perhitungan waktu ballasting tahap ke Tabel VIII.15 Perhitungan waktu ballasting tahap ke Tabel VIII.16 Perhitungan waktu ballasting tahap ke Tabel VIII.17 Perhitungan waktu ballasting tahap ke Tabel VIII.18 Perhitungan waktu ballasting tahap ke Tabel VIII.19 Perhitungan waktu ballasting tahap ke Tabel VIII.20 Perhitungan waktu ballasting tahap ke Tabel VIII.21 Perhitungan waktu ballasting tahap ke Tabel VIII.22 Perhitungan waktu ballasting tahap ke Tabel VIII.23 Perhitungan waktu ballasting tahap ke Tabel VIII.24 Perhitungan waktu dan selisih volume ballasting per tahap Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform - xiii

14 DAFTAR LAMPIRAN LAMPIRAN A MODEL SACS 5.6 LAMPIRAN B INPUT DAN OUTPUT SACS 5.6 -INPUT: (data seismik, data fatigue, dan load out) -OUTPUT: daftar UC check, perhitungan manual, dll LAMPIRAN C GAMBAR STRUKTUR AUTOCAD 2017 (A3) LAMPIRAN D DATA AWAL DARI HASIL TRB II LAMPIRAN E LEMBAR ASISTENSI Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform - xiv

15 BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Perancangan Struktur Lepas Pantai Statis (TRB II) yang sebelumnya difokuskan pada analisis struktural bila diberikan suatu beban maksimum yang dapat terjadi. Desain struktur lepas pantai statis sangat berguna jika diinginkan merancang struktur yang kuat saat diberi beban-beban ekstrem, namun efek dinamisme yang dirasakan secara mendalam di struktur lepas pantai belum dipertimbangkan dalam desain statis. Oleh karena itu, pada Perancangan Struktur Lepas Pantai Dinamis (TRB III), analisis dinamik struktur seperti gempa bumi dan kelelahan, ditambah metode load-out yang sesuai dengan struktur. Berbicara tentang struktur lepas pantai tentunya tidak bisa dilupakan interaksi antara struktur dengan tanah yang telah ditancap melalui pile. Tanah ini pada saat tertentu bisa bergetar akibat pelepasan energi dari fenomena pergerakan lempeng kerak bumi di dekat permukaan. Struktur lepas pantai, terutama yang terkait dengan kegiatan penambangan minyak dan gas bumi dari ratusan kilometer di kerak bumi, mendapati strukturnya tertanam di dasar laut dan terkena getaran gempa langsung. Gempa getaran yang terjadi akan menyebabkan efek getaran juga pada bangunan lepas pantai, inilah yang akan dibahas dalam analisis seismik, atau pertimbangan desain tahan gempa. Selain itu, dalam perencanaan pembangunan lepas pantai, analisis kelelahan juga sangat penting dilakukan. Seperti diketahui, kelelahan terjadi ketika sebuah struktur mengalami tegangan dengan magnitude jauh di bawah tegangan izin, namun dengan intensitas (kejadiannya) yang begitu tinggi secara terus menerus. Awalnya telah direncanakan bangunan yang kuat bila diberi beban maksimal (sehingga terjadi tegangan maksimal, mendekati tegangan izin), namun belum tentu bangunan akan menjadi kuat jika terbebani terus menerus meski dengan besaran yang sangat kecil. Bangunan lepas pantai akan dan selalu mengalami beban lingkungan yang terus menerus, seperti ombak, angin, dan arus. Beban ini akan menyebabkan kelelahan di bagian bangunan lepas pantai. Dengan demikian, pokok pembahasan dalam analisis kelelahan ini adalah bagaimana efek gelombang pada umur kelelahan lepas pantai yang telah direncanakan sebelumnya. Setelah seluruh proses fabrikasi selesai, maka prosesnya dimuat, yaitu proses penggerak struktur jacket ke barge untuk keperluan transportasi. Proses load out sendiri Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 1

16 merupakan proses yang erat kaitannya dengan kekuatan support dan proses ballasting barge. Pada prinsipnya proses load out adalah untuk menyediakan dan memastikan kondisi tingkat antara deck barge dan jetty selama proses pemindahan. 1.2 Rumusan Masalah Dalam pengerjaan TRB III ini diangkat beberapa permasalahan yakni: 1. Bagaimana respons dan kekuatan struktur (member unity check, joint unity check, dan pile capacity check) terhadap beban seismik? 2. Bagaimana ketahanan atau umur kelelahan struktur yang dipengaruhi oleh pembebanan data gelombang yang diberikan? 3. Bagaimana kondisi struktur jacket saat dilakukan proses load-out pada barge yang mengangkut jacket ke lokasi penempatannya dan rancangan skid shoe yang dibuat? 1.3 Tujuan Adapun tujuan pada TRB III ini adalah: 1. Mengetahui respons dan kekuatan struktur (member unity check, joint unity check, dan pile capacity check) terhadap beban seismik. 2. Mengetahui ketahanan atau umur kelelahan struktur yang dipengaruhi oleh pembebanan data gelombang yang diberikan. 3. Mengetahui jenis barge yang tepat digunakan dan menentukan proses load-out yang diterapkan. 1.4 Batasan Masalah Untuk memudahkan analisis yang ingin dicapai sesuai tujuan dan menghindari pembahasan yang melebar maka berikut adalah batasan ruang lingkup yang diterapkan pada TRB III ini: 1. Acuan spesifikasi berdasarkan API RP 2A WSD dan AISC 13 th Edition. 2. Analisis seismik atau gempa tipe tanah yang diasumsikan adalah Tipe A, Peak Ground Acceleration (PGA) sebesar 0.065, dan rasio redamannya 4% serta koordinat arah beban dinamis terhadap x (1.0), y (1.0), dan z (0.5). 3. Analisis kelelahan dilakukan dengan metode deterministik yang berdasarkan data kejadian gelombang selama 10 tahun pada sudut pias terhadap True North (TN). Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 2

17 4. Analisis load-out diterapkan hanya pada struktur jacket dengan asumsi mengabaikan sisi ekonomisnya dan pembahasannya hanya sampai pada kondisi-kondisi maksimum. 5. Bantuan software yang digunakan sebagai penunjang untuk TRB III hanya menggunakan AutoCAD 2017 dan SACS 5.6. Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 3

18 BAB II RINGKASAN & KESIMPULAN 2.1 Analisis Seismik Analisis seismik pada struktur jacket offshore platform adalah analisis respons struktur sebagai akibat beban gempa atau seismik yang diberikan saat beroperasi di lepas pantai. Hal ini bertujuan untuk dapat mengetahui bagaimana ketahanan struktur yang telah didesain dapat bertahan sesuai kriteria rules yang ada sehingga apabila terdapat beberapa kriteria yang tidak memenuhi maka diperlukan redesign pada struktur. Dengan menggunakan bantuan software SACS 5.6 dan berpedoman API RP 2A WSD 21 st Edition didapatkan hasil analisis berupa pengecekan Unity Check (UC) terhadap member, joint punching shear, pile capacity, dan pile member sebagaimana ditunjukkan pada Tabel II.1 Tabel II Member Stress Check Berikut ini hasil pengecekan UC beberapa member yang utama pada struktur Leigen Z- 10 Wellhead Platform di mana nilai UCnya telah di bawah satu yang menandakan tidak ada tegangan member yang melewati batas tegangan izinnya. Namun, nilai UCnya secara umum terlihat mendekati nol yang menandakan member tersebut terlalu kaku sehingga diperlukan redesign sebab salah satu kriteria struktur yang dapat dikatakan baik adalah memiliki sistem kekakuan yang baik dengan nilai UC yang relatif antara Tabel II.1 Maksimum member stress unity check Level Group Member Load Con. Unity Check Heli Deck Leg HDL Main Deck Leg MDL 702L-802L Cellar Deck Leg CDL 602L-702L Jacket Leg JLG 503L-603L Jacket Bracing BRC L Pile Above Mudline PLE 2PL3-103P Conductor Support CSJ Joint Punching Shear Check Pengecekan ini diperlukan untuk memastikan daerah sambungan struktur akibat shear stress dapat menahan beban yang bekerja. Beban yang bekerja pada sambungan struktur memiliki peluang terjadi kegagalan yang besar karena daerah sambungan tersebut menghasilkan konsentrasi tegangan. Pengecekan ini disebut sebagai joint punching shear check karena beban menimbulkan tegangan kemudian menghasilkan punching pada koneksi- Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 4

19 koneksi atau joint di kaki jacket. Tabel II.2 menunjukkan hasil pengecekan UC pada beberapa joint. Tabel II.2 Maksimum joint punching shear unity check Diameter Thickness Yield Stress Unity Joint (in) (in) (ksi) Check 603L L L L L Pile Capacity dan Member Strength Check Pengecekan pada struktur pile diperlukan untuk memastikan bahwa struktur pile yang mentransfer seluruh beban aksial dan lateral dari Leigen Z-10 Wellhead Platform ke tanah tipe B (API RP 2A WSD) dapat memenuhi kriteria ditandai dengan safety factor di atas 1.25 dan tegangan UC di bawah satu. Tabel II.3 dan Tabel II.4 adalah hasil pengecekan pada kapasitas pile dan tegangan UCnya. Pile Group Tabel II.3 Pile axial compression capacity safety factor check Pile Penetration Pile Axial Capacity Pile Axial Load (feet) (kips) (kips) Safety Factor 1PL PL PL Tabel II.4 Pile below mudlines stress unity check Pile Group 1PL1 1PL2 Distance from Pile Head (feet) Pile Stress UC Maximum Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 5

20 1PL Analisis Kelelahan (Fatigue) Tujuan analisis kelelahan pada struktur jacket offshore platform adalah untuk dapat mengetahui bagaimana performa suatu struktur selama masa operasinya ketika diberikan beban gelombang dengan jumlah kejadian tertentu. Dalam analisis ini, Leigen Z-10 Wellhead Platform diberikan service life selama 25 tahun dengan Safety Factor (SF) sebesar dua sehingga design lifenya harus memenuhi minimal 50 tahun. Tabel II.5 adalah beberapa status dengan service lifenya pada sampel member yang ada. Apabila service life pada member berada di bawah 25 tahun maka statusnya disebut sangat kritis sedangkan antara 25 tahun dan 50 tahun statusnya disebut (cukup) kritis. Oleh karena itu, apabila hasil analisis kelelahan menunjukkan terdapat beberapa member atau joint utama statusnya masih kritis maka diperlukan redesign pada struktur. Tabel II.5 Sampel member kritis akibat kejadian gelombang 10 tahunan Joint Member Group Joint Stress Con. Factors * (SCF) Service Life ID Type AX-CR AX-SD IN-PL OU-PL (year ) Status 2JL3 1JL3-2JL3 JLG K KRITIS 102L 6A1K-102L BRC K KRITIS 2JL1 2JL1-6A1K BRC K KRITIS 202L 202L-1A1K BRC K KRITIS 301L 301L-3A1K BRC K KRITIS 4C1K 403L-4C1K BRC K KRITIS 2JL2 2JL2-102L JLG K SANGAT KRITIS 201L 101L-201L JLG K SANGAT KRITIS 102L 102L-202L JLG K SANGAT KRITIS 402L 302L-402L JLG K SANGAT KRITIS Keterangan *: AX = Axial, CR = Crown, IN = In, OU = Out, PL = Plane 2.3 Analisis Load Out Analisis load out merupakan salah satu sistem operasi kelautan yang penting untuk dianalisis terhadap struktur offshore jacket platform karena menyangkut instalasi struktur tersebut pada titik operasi di lepas pantai. Proses load out bermula dari tempat fabrikasi di mana struktur telah dirancang sedemikian rupa yang begitu kompleks sehingga analisis ini harus dilakukan secara cermat dan teliti agar saat instalasinya dapat berjalan sukses. Analisis load out dilakukan dengan tahapan pada perancangan support can, support skid shoes, dan Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 6

21 support beam. Selanjutnya, dilakukan analisis tahapan pada proses ballasting saat terjadinya pemindahan struktur dari tempat fabrikasi ke barge Struktur Jacket Kondisi Tidur Member Stress Check Dengan menggunakan software SACS 5.6, didapatkan hasil pengecekan UC pada member struktur bagian jacket dan telah memenuhi kriteria karena besaran UCnya berada di bawah nilai satu sebagaimana ditunjukkan pada Tabel II Joint Punching Shear Check Tabel II.6 Member unity check Member Group UC Load Cond SPB 0.31 SW SPB 0.31 SW SPB 0.26 SW SSS 0.18 SW 302L-0004 SPC 0.16 SW Dengan penggunaan metode yang sama pada member, didapatkan hasil pengecekan UC pada joint punching shear dan telah memenuhi kriteria karena besaran UCnya berada di bawah nilai satu sebagaimana ditunjukkan pada Tabel II.7 Tabel II.7 Joint unity check maksimum Joint UC 301L L L L Profil Support Can, Support Skid Shoe, dan Support Beam Dari hasil analisis perhitungan dan perancangan yang telah dilakukan pada support can, support skid shoe, dan support beam, didapatkan hasil perancangannya berupa profil akhir ketiga support tersebut sebagaimana berikut: Type Profil support can Outer Diameter In ner Diameter Yield stress Nom. Weight : tubular : 43 in : 41 in : 36 ksi : lb/ft Type Profil support skid shoe Outer Diameter In ner Diameter Yield stress Nom. Weight : tubular : 43 in : 41 in : 36 ksi : lb/ft Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 7

22 Thickness : 1 in Area : in 2 Inertia moment : in 4 rx : in Modulus Young : ksi Eff. Length Factor : 1 Length : 5 ft Support can : 6 can(s) Profil support beam Type : W 30 x 391 Yield stress : 36 ksi Nom. weight : 391 lb/ft S : 1250 in 3 Inertia moment : in 4 Modulus Young : 2900 ksi Area : 114 in 2 rx : 13.5 in Beam : 3 beam(s) Thickness : 1 in Area : in 2 Inertia moment : in 4 rx : in Modulus Young : ksi Eff. Length Factor : 1 Length : 4 ft Support skid shoe : 6 can(s) Stabilitas Ballasting Proses Load-Out Kesimpulan dari proses ballasting berupa hasil selisih volume air yang tersisa pada tangki ballast dan durasi load out per tahap ditunjukkan pada Tabel II.8. Tahap ke- Tabel II.8 Perhitungan waktu dan selisih volume ballasting per tahap Gambar Selisih volume (m 3 ) Waktu (jam) Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 8

23 Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 9

24 Jadi dari analisis load out TRB III ini didapatkan proses ballasting dengan satu pompa kapasitas 750 m 3 /jam pada Boabarge 21/22 dari ujung jetty hingga tengah tongkang dibutuhkan waktu 2 jam 8 menit. Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 10

25 BAB III KRITERIA DESAIN 3.1 Jenis Anjungan Jenis anjungan yang dirancang adalah anjungan yang memiliki fungsi sebagai wellhead platform (Leigen Z-10) dengan dua deck dan tiga kaki (tripod) pada kedalaman 160 ft. Perancangan Leigen Z-10 dilakukan mengacu pada ISO (2007) dan AISC Manual and Specifications ASD 13 th Edition. 3.2 Arah Orientasi Anjungan Anjungan berorientasi terhadap True North (TN) dengan menentukan arah utara anjungan atau Platform North (PN) adalah 0 0. True North Platform North Gambar III.1 Arah orientasi anjungan 3.3 Kondisi Lingkungan a. Kedalaman perairan : 160 ft b. Parameter lingkungan kondisi operasi Teori gelombang : Stokes orde 5 Tinggi maksimum (Hmax) : 12.5 ft Periode : 6.3 s Total pasang surut : 4.5 ft Kecepatan arus permukaan : 3.4 ft/s Kecepatan arus dasar : 1.7 ft/s Kecepatan angin : 45 mph c. Parameter lingkungan kondisi badai Teori gelombang : Stokes orde 5 Tinggi maksimum (Hmax) : 29.5 ft Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 11

26 Periode : 9.7 s Total pasang surut : 4.6 ft Kecepatan arus permukaan : 3.8 ft/s Kecepatan arus dasar : 0.9 ft/s Kecepatan angin : 75 mph 3.4 Data Kejadian Gelombang untuk Analisis Kelelahan Berikut ini adalah data kejadian gelombang 10 tahunan untuk analisis kelelahan pada Leigen Z-10 Wellhead Platform: Tabel III.1 Data kejadian gelombang 10 tahunan H i (ft) T i (ft) Kejadian Gelombang selama 10 tahun pada sudut pias terhadap True North (TN) 16 o - 45 o 46 o - 75 o 76 o o 106 o o 136 o o 166 o o 0-2 3,3 189,084,160 56,022,715 6,834,416 3,826,891 6,206,268 40,716,595 2, ,821,198 40,300,581 2,483,592 1,056, ,560 4,083,626 4,1-6 6,4 48,303,347 15,639, , ,837 71, ,924 6,1-10 6,8 26,080,398 7,846,554 96,137 1, ,828 > ,444,154 1,323, T O T A L 387,733, ,133,171 10,043,599 5,028,948 6,809,643 45,744,260 Tabel III.2 Data kejadian gelombang 10 tahunan (lanjutan) H i (ft) T i (ft) Kejadian Gelombang selama 10 tahun pada sudut pias terhadap True North (TN) 196 o o 226 o o 256 o o 286 o o 316 o o 346 o - 15 o 0-2 3,3 260,918,682 66,885,361 13,994,646 4,298,346 2,390,425 3,961,485 2, ,905,232 12,461,026 3,014, , ,473 1,427,686 4,1-6 6,4 7,478,589 2,929, ,086 71,918 71, ,329 6,1-10 6,8 799, ,289 97, ,342 > ,299 13, T O T A L 307,104,412 82,898,557 17,807,727 4,900,678 2,991,713 5,969, Koefisien Hidrodinamika untuk Normal API RP 2A WSD dan ISO memberikan sama-sama nilai koefisien hidrodinamika sebagai berikut: a. Permukaan halus Koefisien Drag (CD) : 0.65 Koefisien Inertia (CM) : 1.6 Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 12

27 b. Permukaan kasar Koefisien Drag (CD) : 1.05 Koefisien Inertia (CM) : 1.2 c. Current Blockage Factor : 0.9 (3 kaki untuk semua arah, ISO 19902) 3.6 Koefisien Hidrodinamika untuk Kelelahan ISO memberikan koefisien hidrodinamika sebagai berikut: a. Permukaan halus Koefisien Drag (CD = CDS) : 0.66 Koefisien Inertia (CM) : 2.0 b. Permukaan kasar Koefisien Drag (CD = CDS) : 1.1 Koefisien Inertia (CM) : Beban Peralatan, Perpipaan, dan Beban Hidup a. Kondisi operasi Beban hidup cellar deck : 110 psf Beban perpipaan cellar deck : 25 psf Beban hidup main deck : 100 psf Beban perpipaan main deck : 35 psf Beban vertikal crane : 25 kips Beban momen crane : kips.in (pada sumbu x & z) b. Kondisi badai Beban hidup cellar deck : 90 psf Beban perpipaan cellar deck : 25 psf Beban hidup main deck : 80 psf Beban perpipaan main deck : 35 psf Beban vertikal crane : 55.5 kips Beban momen crane : 0 kips.in 3.8 Data Tanah Asumsi data yang digunakan pada saat perancangan struktur wellhead platform Leigen Z-10 terutama perhitungan dimensi pile adalah tanah tipe B. Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 13

28 Gambar III.2 Deskripsi jenis tanah A, B, dan C (sumber: API Recommended Practice 2A - WSD hal. 158 oleh American Petroleum Institute) 3.9 Kriteria Gempa/Seismik a. Tipe tanah : B b. Peak Ground Acceleration (PGA) : g c. Damping ratio : 4% d. Faktor gempa (arah koordinat cart.) : (1.0; 1.0; 0.5) 3.10 Kriteria Material Jenis material baja yang diterapkan adalah jenis baja A36 (ASTM dengan tegangan leleh yield stress 36 ksi) sedangkan tegangan izin yang digunakan berdasarkan acuan API RP 2A WSD. Sementara material pada joint support can yang akan dirancang khusus pada analisis load out adalah jenis baja A52 (ASTM dengan tegangan leleh yield stress 52 ksi) 3.11 Profil Struktur Baja Hasil Perancangan Struktur Lepas Pantai Statis (TRB II) yang telah dilakukan secara perhitungan manual kemudian diinputkan untuk permodelan numerik dengan bantuan software SACS 5.6 lalu dilakukan berbagai analisis yakni analisis pada Member Unity Check (UC), Beban Vertikal dan Horizontal, dan Joint Displacement. Tabel III.3 dan Tabel III.4 adalah tabel dari hasil konfigurasi akhir untuk profil girder dan tubular member pada Wellhead Platform yang dimodifikasi ulang dari hasil akhir konfigurasi dari TRB II untuk keperluan analisis dinamik (TRB III). Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 14

29 Tabel III.3 Profil girder tiap deck Leigen Z-10 Deck Profil Girder Main Girder Secondary Girder Cellar Deck W 40 x 593 W 24 x 117 Main Deck W 40 x 397 W 24 x 104 Heli Deck W 18 x 106 W 14 x 30 Tabel III.4 Dimensi tubular member pada Leigen Z-10 Tubular Member Diameter (in) Ketebalan (in) Heli Deck Leg 29 3/4 Main Deck Leg /8 Cellar Deck Leg /2 Jacket Leg /8 Jacket Brace 26 3/4 Pile /2 Conductor 29 3/4 Riser /8 Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 15

30 BAB IV STUDI LITERATUR 4.1 Analisis Seismik Filosofi Perencanaan Analisis seismik atau gempa adalah salah satu analisis beban dinamis terhadap suatu struktur atau platform yang bertempat pada zona aktif gempa di lepas pantai. Untuk zona gempa yang rendah (low seismic activity) di mana nilai kekuatan tingkatan design horizontal ground accelerationnya lebih kecil dari 0.05 g (seperti lokasi Gulf of Mexico) tidak diperlukan analisis seismik (American Petroleum Institute, 2000). Sebagaimana pernyataan ISO yang juga pada dasarnya tidak jauh berbeda dengan API RP 2A WSD, ada dua prosedur yang harus dilakukan dalam perencanaan struktur bangunan lepas pantai untuk mengantisipasi fenomena gempa yaitu: a. Extreme Level Earthquake (ELE) Tinjauan struktur platform yang telah didesain berdasarkan Ultimate Limit State (ULS) dengan kekuatan dan kekakuan tertentu agar hanya sedikit atau tidak mengalami kerusakan akibat pergeseran lempeng dasar laut dalam periode gempa 100 tahunan. Tegangan yang diizinkan terhadap struktur umumnya diidentikkan dengan tegangan yield materialnya. b. Abnormal Level Earthquake (ALE) Setelah melakukan tinjauan ELE maka selanjutnya dilakukan tinjauan struktur platform dengan kekuatan dan kekakuan tertentu agar tidak mengalami kerusakan akibat gempa dalam periode gempa 10,000 tahunan. Struktur platform bisa saja mengalami sedikit kerusakan dari ALE namun kerusakan struktur tidak mengakibatkan struktur runtuh (collapse). Tegangan yang diizinkan terhadap struktur umumnya lebih tinggi dari tegangan yieldnya sehingga tidak terjadi kerusakan parah pada strukturnya. Umumnya prosedur ini dalam menanggulangi aktivitas gempa tidak diperhatikan jika titik operasinya berada pada zona pasif gempa dan tipe struktur kaki jacket lebih dari delapan karena alasan efisiensi ekonomis (American Petroleum Institute, 2000). Tujuan dari analisis seismik ini adalah untuk memeriksa: a. Geometri struktur b. Simulasi model struktur c. Perhitungan massa Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 16

31 d. Tegangan tiap joint dan member e. Perhitungan safety factor pada pile saat gempa Dalam analisis seismik, model struktur yang digunakan adalah model pada analisis inplace kondisi ekstrem dengan ketentuan sebagai berikut: a. Struktur utama pada semua deck dimodelkan. b. Beban live load, momen crane, dan perpipaan dibebankan pada semua deck. c. Plate, grating, stair, etc tidak dimodelkan tapi dibebankan pada semua deck. d. Beban lingkungan diabaikan e. Jacket (pile, leg, bracing, joint can, dsb) dimodelkan. f. Anode tidak di modelkan, tetapi dengan memberikan load dan kekasaran khusus (override) pada member yang dikenai anode. g. Riser dan conductor dimodelkan dengan memberikan fixity khusus pada conductor guide dan ujung bawah conductor. h. Boatlanding dimodelkan i. Fondasi pile bisa menggunakan pilestub yang mempunyai kekakuan, properti tertentu yang berhubungan dengan data tanah (soil boring) yang ada Dinamika Struktur Respons terhadap Beban Seismik Lempeng kerak bumi akan selalu bergerak sehingga pergerakan ini akan menyebabkan tanah bergetar karena dipercepat sebagai dampak dari pelepasan energi saat lempeng kerak bumi bergerak (Rachman, Drehem, & Ghiffari, 2016). Dalam memahami dinamika struktur pada respons terhadap beban seismik, perlu diketahui besaran frekuensi natural dan modus getar sistem untuk keperluan analisis namun sebelumnya hukum Newton juga perlu diketahui prinsip utamanya agar memudahkan pemahaman analisis berikutnya. Berikut tiga prinsip utamanya (Wikipedia, 2017): a. Hukum Newton I: Setiap benda (massa) akan mempertahankan keadaan diam (sifat inersia) atau bergerak lurus beraturan, kecuali ada gaya yang bekerja untuk mengubahnya b. Hukum Newton II: Sebuah benda dengan massa (M) mengalami gaya resultan (F) akan mengalami percepatan (a) yang arahnya sama dengan arah gaya, dan besarnya berbanding lurus terhadap F dan berbanding terbalik terhadap M. c. Hukum Newton III: Untuk setiap aksi selalu ada reaksi yang sama besar dan berlawanan arah: atau gaya dari dua benda pada satu sama lain selalu sama besar dan berlawanan arah. Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 17

32 Sebagai ilustrasi paling sederhana, lihat Gambar IV.1, saat struktur platform dikenai beban seismik, tanah di dasar struktur yang terpancang akan mengalami gerakan (ground motion) yang mempengaruhi struktur pada level 1 5 hingga 4 8. Secara simbol matematis, perpindahan horizontal akibat gerakan tanah pada level 1 5 dan 4 8 dapat disimbolkan dengan U1 dan U4. Berdasarkan prinsip Hukum Newton II, hakikatnya gaya lateral gempa (F1) terhadap struktur level 1 5 juga memberikan dampak pada struktur level 4 8 berupa percepatan (U ) pada struktur (M) karena seolah-olah terdapat gaya F4 akibat gempa sebesar M 4 U 1 dan begitu juga yang terjadi pada level 3 7 (M 3 U 1) dan 2 6 (M 2 U 1). Gambar IV.1 Gerakan gempa di bawah struktur platform (sumber: Offshore Structure Engineering hal. 316 oleh Thomas H. Dawson) Selain itu dengan mengacu prinsip Hukum Newton I dapat diketahui bahwa tinjauan level 4 8 dan seterusnya memiliki sifat inersia sehingga level tersebut cenderung atau berusaha diam terhadap percepatan tanah di dasar. Kecenderungan diam inilah terdiri dari gaya inersia, gaya redaman, dan gaya kekakuan akibat gaya eksternal (gempa). Berdasarkan prinsip Hukum Newton III, karena aksi berupa gempa yang menyebabkan reaksi kecenderungan diam atau massa untuk mempertahankan kondisi semula (sifat inersia) maka secara matematis dapat dirumuskan sebagai berikut: M 4 U 1 = M 4 U 4 C(U 4 U 1) K(U 4 U 1 ) (1.1.1) M 3 U 1 = M 3 U 3 C(U 3 U 1) K(U 3 U 1 ) (1.1.2) M 2 U 1 = M 2 U 2 C(U 2 U 1) K(U 2 U 1 ) (1.1.3) Persamaan di atas adalah persamaan umum untuk sistem yang ideal terhadap tiap level struktur platform akibat beban seismik. Ruas kiri adalah gaya eksternal berupa gaya lateral Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 18

33 gempa sedangkan ruas kanan menyatakan gaya inersia, gaya redaman, dan gaya kekakuan yang menandakan reaksi mempertahankan kondisi semula. Sebuah spektrum respons menggambarkan respons maksimum untuk gerakan tanah dari serangkaikan gelar tunggal osilator kebebasan memiliki periode alami yang berbeda tetapi tingkat yang sama dari redaman internal. Spektrum respons dari rekor percepatan gempa tertentu sebenarnya properti itu gerakan tanah, dinyatakan dalam bentuk respons maksimum sederhana (derajat kebebasan tunggal) struktur Analisis Respons-Spektrum Metode analisis respons-spektrum adalah salah satu dari dua metode (time-history analysis) yang umum diterapkan pada analisis seismik berdasarkan sistem derajat kebebasan banyak (multi degree of freedom). Sebuah respons-spektrum menggambarkan respons maksimum akibat gerakan tanah dari serangkaikan sistem satu derajat kebebasan (single degree of freedom) yang memiliki perbedaan periode alami namun besaran redaman internal dan gaya penggetarnya adalah sama. Sebagaimana persamaan umum dinamika struktur terhadap suatu sistem yang ideal maka respons sistem yang ditinjau dapat berupa percepatan (gaya inersia), kecepatan (gaya redaman), atau perpindahan (gaya pengembali). Analisis respons-spektrum dihasilkan berupa kurva seperti Gambar IV.2 untuk tiga tipe tanah (A, B, dan C) yang sumbu x-nya adalah periode (s) dan sumbu y-nya adalah respons maksimum (satuan respons per detik). Gambar IV.2 Respons-spektrum untuk tanah A, B, dan C dengan rasio redaman 5% (sumber: API Recommended Practice 2A - WSD hal. 158 oleh American Petroleum Institute) Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 19

34 Setiap frekuensi natural ini memiliki respons maksimum yang didapatkan dari design response spectrum yang kemudian dengan superposisi didapatkan respons totalnya yang mewakili respons seluruh sistem untuk modus getar/frekuensi natural tertentu sehingga dengan diperolehnya respons total maka kita dapat menghitung base shear maksimum, yaitu perkiraan maksimum dari beban gempa lateral pada dasar struktur (pada prinsipnya, beban lateral gempa dapat dikatakan ekuivalen dengan gaya inersia struktur karena dipercepat oleh percepatan pergerakan tanah akibat gempa) (Rachman, Drehem, & Ghiffari, 2016). Solusi dari berbagai macam persoalan matematis dalam analisis ini dapat didekomposisi dan dikombinasi ulang untuk digunakan dalam keperluan postprocessing seperti analisis keamanan elemen struktur (kaitannya dengan yield stress dan unity check), kapasitas pile, dan keamanan sambungan tubular (tubular joint check, kaitannya dengan unity check punching shear) sehingga proses iterasi perencanaan bangunan lepas pantai dapat dilakukan dengan mengikutsertakan perilaku bangunan pada kondisi gempa yang ditentukan (Rachman, Drehem, & Ghiffari, 2016). 4.2 Analisis Kelelahan Filosofi Perencanaan Analisis kelelahan (Fatigue Limit State - FLS) adalah salah satu pertimbangan penting dalam perencanaan suatu struktur setelah melakukan analisis statis (Working Stress Design WSD & Ultimate Limit State ULS) karena perbedaan keduanya hanya menyangkut pada analisis kondisi-kondisi tertentu untuk suatu struktur sebagaimana tabel berikut ini, Tabel IV.1 Perbedaan analisis kelelahan dengan analisis statis (sumber: Analisis Seismik, Kelelahan, dan Load Out pada Az-Zuhud Well Head and Production Platform hal. 15 oleh Dimas M. dkk) Kriteria WSD & ULS FLS Beban Menggunakan yang maksimum dalam periode tertentu. tertentu Intensitas Output Menggunakan yang maksimum. Bangunan yang kuat apabila diberi beban sangat besar (kaitannya dengan strength). Menggunakan seluruh yang terjadi dalam periode Seluruh kejadian dipertimbangkan. Bangunan yang kuat apabila diberi beban yang terus menerus. (kaitannya dengan endurance) Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 20

35 Secara umum terdapat dua metode dalam analisis kelelahan yaitu: Metode Deterministic Dalam metode ini, umum diterapkan karena lebih sederhana dibandingkan metode lain, energi gelombang laut disimulasikan berdasarkan frekuensi dan tinggi gelombangnya dengan jumlah kejadian tertentu secara terus menerus. Struktur akan merespons dan tegangan maksimum (Hot Spot Stress HSS) dihasilkan berdasarkan frekuensi dan tinggi gelombang tertentu sehingga tiap kejadian dijumlahkan untuk mendapatkan total kerusakan atau hasil kelelahan selama umur struktur tersebut. Metode Spectral Metode ini menggunakan energi spektrum berupa gelombang acak di mana perhitungannya tidak sesederhana seperti metode deterministic sehingga diperlukan pendekatan secara statistik untuk menghasilkan fungsi transfer respons struktural. Fungsi transfer ini kemudian digunakan untuk mendapatkan tegangan maksimum (HSS) dari struktur Kurva S-N Untuk rentang tegangan S pada suatu material, terdapat jumlah kejadian dari beban siklus yang diberikan secara terus menerus hingga pada beban siklus beban tertentu (N) akan mengalami kegagalan. Dengan kata lain, material akan mengalami kegagalan jika terdapat rentang tegangan S sebanyak N kali. Hubungan antara jumlah siklus yang terjadi dan rentang tegangan umumnya diekspresikan sebagai S-N Curve sebagaimana contoh Gambar IV.3. Gambar IV.3 Contoh kurva S-N untuk tubular joint (T = 16 mm) (sumber: API Recommended Practice 2A - WSD hal. 59 oleh American Petroleum Institute) berikut: Sedangkan untuk persamaan dari kurva S-N pada Gambar IV.3 diekspresikan sebagai Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 21

36 NS m = A atau log N = log A m log S (1.2) Keterangan, N = siklus beban yang diberikan (jumlah kejadian) S = rentang tegangan A = aksis dari log A atau konstanta (biasa juga disimbolkan k1) m = garis kemiringan dari kurva S-N Konstanta A (k1) dan parameter m akan bervariasi terhadap jumlah siklus beban yang terjadi (N) dengan diikuti rentang tegangan yang dihasilkan. Kegagalan sering terjadi pada area weld joints dan elemen struktural tertentu yang paling berpotensi berkembangnya konsentrasi tegangan (Djatmiko, 2012). Kegagalan struktur umumnya ditandai dengan keretakan (crack) yang kemudian mengalami fracture (patah) sehingga diperlukan acuan regulasi untuk mengantisipasi kegagalan struktur dalam perencanaan bangunan laut. API RP 2A WSD 21 st Edition telah memberikan parameter dasar untuk kurva S-N terhadap Welded Joints (WJ) dan Casts Joints (CJ) yang berdasarkan baja dengan tegangan yieldnya kurang dari 72 ksi (500 MPa). Parameter tersebut dapat dilihat pada Tabel IV.2. Tabel IV.2 Parameter umum untuk WJ & CJ pada kurva S-N (sumber: API Recommended Practice 2A - WSD hal. 58 oleh American Petroleum Institute) Kurva log10(k1) S (ksi) log10(k1) S (MPa) M Welded Joints (WJ) Cast Joints (CJ) untuk N < untuk N > untuk N < untuk N > 10 7 Sebagai contoh interpretasi untuk analisis kelelahan pada area welded joints dengan memperhatikan Gambar IV.3 dan Tabel IV.2, jika struktur diberikan beban siklus kurang dari 10 7 (sepuluh juta) menghasilkan tegangan 9.62 ksi dan beban siklus 10 9 (satu miliar) menghasilkan 3.84 ksi, maka struktur akan mengalami kegagalan apabila terjadi rentang tegangan 9.62 hingga sepuluh juta kali dan 3.84 ksi hingga satu miliar kali. Sebagai catatan penting untuk kurva S-N, apabila diketahui rentang tegangan S yang terjadi pada suatu struktur, maka dapat diketahui berapa kali rentang tegangan tersebut diperbolehkan terjadi beban siklus N sebelum mengalami kegagalan karena kelelahan Faktor Konsentrasi Tegangan Faktor konsentrasi atau pemusatan tegangan (Stress Concentration Factor SCF) adalah suatu nilai faktor yang mempengaruhi tegangan normal hingga adanya tegangan lokal maksimum sebagai akibat dari gaya terhadap perubahan geometrinya atau diskontinuitas Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 22

37 penampang strukturnya (contoh: lubang pada penampang pelat, garis pengelasan pada sambungan struktur). Sebagaimana pada struktur fixed offshore platform misalnya, sambungan tubular member atau welded joints menimbulkan tegangan lokal beberapa titik sepanjang garis pengelasannya yang beberapa kali lipat lebih besar dari tegangan nominal tubular membernya yang disebabkan gaya-gaya dari jacket. Istilah tegangan lokal pada sebuah sambungan tubular member di mana tegangan tarik maksimumnya juga disebut sebagai titik kritis (Hot Spot Stress HSS) atau secara matematis dapat dijabarkan sebagai berikut: HSS = SCF NS SCF = HSS NS Keterangan, HSS = tegangan lokal maksimum atau titik kritis (hot spot stress) SCF NS = faktor pengali terhadap tegangan normal = tegangan nominal atau biasa disimbolkan juga σnominal Nilai SCF bisa didapatkan melalui analisis elemen hingga (finite element), uji coba model, atau persamaan empiris berdasarkan berbagai metode (American Institute of Steel Construction Inc., 2005). Sebagai contoh untuk perhitungan secara manual, umumnya menggunakan analisis persamaan empiris yang dirumuskan oleh M. Efthymiou (1988) dan telah direkomendasikan oleh API RP 2A WSD 21 st Edition. Berikut ini adalah gambaran sederhana tubular joint tipe K dan KT beserta tabel rentang validitas dari berbagai rasio parameter tubular membernya agar dapat memenuhi persamaan empirisnya untuk memperoleh nilai SCFnya: (a) K-joint Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 23

38 (b) KT-joint Gambar IV.4 Tipe K - Definisi geometri untuk persamaan empiris SCF oleh M. Efthymiou (sumber: API Recommended Practice 2A - WSD hal. 207 oleh American Petroleum Institute) Tabel IV.3 Rentang validitas terhadap rumus rasio parameter tubular joint (sumber: API Recommended Practice 2A - WSD hal. 208 oleh American Petroleum Institute) Keterangan Rumus Rentang Validitas Rasio diameter β = d/d 0.2 β 1.0 Rasio ketebalan τ = t/t 0.2 τ 1.0 Rasio kerampingan γ = D/2T 8 γ 32 Rasio gap dan diameter ζ = g/d 0.6β sinθ ζ 1.0 Rasio panjang dan diameter α = 2L/D 4 α 40 Sudut orientasi θ 20 o θ 90 o Keterangan, d = diameter brace t L D T g = ketebalan brace = panjang chord = diameter chord = ketebalan chord = gap Setelah mendapat nilai dari masing-masing rasio parameternya maka selanjutnya disubstitusikan ke dalam persamaan empiris untuk mengetahui besaran SCF pada tubular jointnya. Hal ini menandakan bahwa konsentrasi tegangan terjadi karena adanya perubahan geometri yang signifikan sehingga aliran gaya menjadi terkonsentrasi (Rachman, Drehem, & Ghiffari, 2016). Berikut ini adalah gambar tabel rumus persamaannya untuk tipe K dan KT: Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 24

39 Gambar IV.5 Persamaan untuk SCF tipe K-joint (sumber: API Recommended Practice 2A - WSD hal. 211 oleh American Petroleum Institute) Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 25

40 Gambar IV.6 Persamaan SCF untuk tipe KT-joint (sumber: API Recommended Practice 2A - WSD hal. 212 oleh American Petroleum Institute) Efek Dinamis (Dynamic Amplification Factor) Dalam ilmu dinamika struktur dinyatakan bahwa setiap benda atau struktur seperti fixed offshore platform memiliki periode/frekuensi natural tersendiri tanpa adanya gaya eksternal. Sehingga apabila terdapat gaya eksternal terhadap suatu struktur berupa beban siklis yang juga memiliki periode tersendiri mendekati periode naturalnya, maka dipastikan terdapat potensi Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 26

41 terjadinya resonansi dari struktur tersebut. Resonansi tersebut menyebabkan adanya amplifikasi atau pembesaran beban yang terjadi pada struktur. Dynamic Amplification Factor (DAF) adalah suatu nilai faktor yang memperbesar beban suatu struktur ketika terjadinya resonansi akibat adanya beban siklis. Secara matematis, persamaan DAF diberikan sebagai berikut: DAF = Keterangan, T n = periode natural struktur T 1 [1 ( T 2 2 n T ) ] + [2ξ ( T n T )] = periode gelombang reguler ξ = rasio redaman (API RP 2A WSD merekomendasikan 0.05) Bila diperhatikan pada persamaan 1.4, dapat diketahui bahwa jika rasio Tn/T mendekati nilai 1, maka nilai DAF akan semakin besar. Hal ini logis sebab ketika periode gelombang T mendekati periode natural strukturnya akan terjadinya resonansi akibat adanya pembesaran beban struktur tersebut. DAF dapat memperbesar beban suatu struktur hingga tiga kali lipatnya untuk rasio redaman 0.05 (5%). Analisis perhitungan DAF diterapkan pada setiap periode gelombang dari data sebaran gelombang tiap arah sudut Penentuan Rentang Tegangan Rentang tegangan ditentukan berdasarkan metode deterministic dengan bantuan software analisis elemen hingga sehingga diperoleh tegangan pada joint-joint struktur jacket. Namun tegangan tersebut tidak serta merta menjadi acuan dalam analisis kelelahan dengan berdasarkan jumlah beban siklus yang diizinkan sehingga faktor konsentrasi tegangan (SCF) dan faktor pembesaran beban struktur (DAF) harus diperhatikan. Oleh karena itu, secara matematis persamaan rentang tegangan yang digunakan pada kurva S-N menjadi: S i = S n SCF DAF 1.5 Keterangan, S i = rentang tegangan pada kurva S-N S n SCF DAF = rentang tegangan nominal atau aktual = faktor konsentrasi tegangan = faktor efek dinamis Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 27

42 4.2.6 Metode Palgrem-Miner Metode Palgrem-Miner (1945) adalah suatu hipotesis yang menentukan umur kelelahan struktur berdasarkan kerusakan (cumulative damage) yang terjadi pada struktur. Secara matematis dijabarkan sebagai berikut: m Damage (D) = n i N i = n 1 N 1 + n 2 N n m i=1 N m Keterangan, n i = jumlah beban siklus gelombang yang mengakibatkan rentangan S i N i tegangan Si (N/mm 2 ) pada struktural joint = rentang tegangan (atau ΔSi); dua kali lipatnya amplitudo tegangan pada joint (N/mm 2 ) = jumlah siklus rentang tegangan Si yang diizinkan sebelum terjadi kegagalan (failure) dan didapatkan dari kurva S-N untuk nilai Si tertentu Persamaan menunjukkan bahwa jika akumulasi jumlah nilai ni melebihi nilai Ni atau nilai D melebihi nilai sama dengan satu maka dapat dipastikan akan terjadinya kerusakan (damage) sehingga perencanaan desain tidak sesuai yang diharapkan. Nilai ni didapatkan dari persamaan berikut: Keterangan, n i = P i T T i P i = frekuensi relatif atau peluang kejadian tiap gelombang dengan karakteristik tinggi gelombang Hi (m) dan periodenya Ti (s) yang mengakibatkan adanya rentang tegangan Si. T = umur kelelahan suatu struktur setelah dihitung rentang tegangannya. Sebagai contoh untuk interpretasi persamaan adalah bila perencanaan bangunan lepas pantai dilakukan dengan umur T tahun dan diketahui satu siklus gelombang yang terjadi dalam waktu satu periode Ti serta peluang kejadian gelombang (Pi) dikalikan dengan umur T tahun lalu dibagi dengan umur periode per siklus gelombangnya (Ti), maka didapatkan jumlah siklus gelombang ni yang terjadi. Berikut ini adalah persamaan kelelahan struktural berikutnya jika persamaan disubstitusikan ke dalam persamaan 1.6.1: m Damage (D) = P i T = P 1T + P 2T + + P mt = N i T i N 1 T 1 N 2 T 2 N m T m i=1 Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 28

43 Dari persamaan disimpulkan bahwa dapat ditentukan umur kelelahan suatu struktur dari hasil akumulasi beban siklus per periode gelombangnya atau secara matematis dijabarkan sebagai berikut: m P i T = 1/ N i T i i= Analisis Load-Out Filosofi Perencanaan Struktur fixed offshore platform yang telah dibuat atau di fabrikasi akan diinstalasi di suatu titik lepas pantai. Untuk mencapai suatu titik yang akan diinstalasi maka perlu dilakukan penggunaan fasilitas transportasi seperti barge atau transport ship dengan mengawali proses load out. Di mana load out adalah proses pemindahan struktur tersebut dari tempat fabrikasi menuju ke atas barge dan karena prosesnya yang begitu kompleks dan penuh kehati-hatian maka diperlukan suatu analisis khusus untuk proses load out tersebut. Seluruh proses load out bertujuan untuk dapat memastikan permukaan antara jetty dan deck barge bisa sejajar agar tegangan-tegangan akibat perpindahan relatif dari struktur di atas jacket tidak berlebih dan juga menjaga resultan gaya pada sistem tersebut untuk dapat seimbang. Oleh sebab itu, proses load out berkaitan erat dengan sistem operasi dan kontrol pada rekayasa ballasting terhadap barge Metode Load Out Load out dapat dilakukan dengan berbagai macam metode dengan penggunaan metode tertentu berdasarkan kebutuhan dan dinilai lebih ekonomis. Di antara metode umumnya adalah sebagai berikut: Metode Skidding/Launching Konstruksi jacket atau deck diletakkan pada skid shoe yang berada di atas skid way. Pada saat load out, konstruksi tersebut diikat dengan tali baja (steel sling) lalu ditarik ke atas barge dengan menggunakan winch. Metode Dolly/Trailer/SPMT (Self Propelled Modular Trailer) Konstruksi jacket atau deck diletakkan pada trailer yang berada di atas barge sehingga dapat dilakukan dari berbagai lokasi karena tidak berada di atas skid way. Untuk dolly dan trailer umumnya dibutuhkan winch di darat dan di barge sementara SPMT tidak karena memiliki sistem penggerak sendiri. Metode Lifting Konstruksi jacket atau deck diletakkan pada barge dengan bantuan crane karena sistem liftingnya. Metode ini lebih dikhususkan kepada konstruksi kecil Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 29

44 seperti flare bridge dan jacket untuk flare di mana kapasitas beban dan jari-jari putarannya yang ada pada crane untuk jetty sangat terbatas. Selain itu, terdapat metode load out yang umum diterapkan dari suatu perusahaan menjadi empat, yaitu (W., Ibrahim, & Utami, 2016): 1. Diangkat dan diletakkan dengan crane di atas support dan di-cargo barge. Khususnya untuk konstruksi yang kecil di mana berat angkat masih di bawah kapasitas angkat dan jarak jangkau crane. 2. Ditarik ke arah barge di atas skidway sehingga konstruksi jacket atau deck duduk di atas skidshoes. Skidway ini dibangun tegak lurus garis tepi wharf (dermaga pelabuhan) yang biasanya menggunakan sheet piling. 3. Juga dapat diangkut ke atas tongkang dengan menggunakan dollies (multi wheel platform trailer) kapasitasnya sampai dengan 75 MN, yang mempunyai keuntungan dapat dilakukan dari berbagai lokasi karena tidak terikat pada konstruksi skidway. 4. Cara ini memerlukan winch baik di darat maupun di atas barge. Ditarik ke atas tongkang dengan menggunakan dollies dikombinasikan dengan diangkat bagian belakang jacket atau bagian tertentu deck dengan crane. Ada dua pilihan posisi tongkang yang dapat dipakai untuk load out (W., Ibrahim, & Utami, 2016): 1. Side load out: Apabila ruang bebas untuk manuver barge dan kedalaman perairan terbatas, serta hanya untuk konstruksi kecil yang dapat di angkat dengan crane. 2. Rear end load out: Posisi ini sangat stabil untuk mengatur ballast atau deballast dari tongkang sehingga load out dengan skidway ataupun dollies dapat dilakukan dengan baik. Berdasarkan rules yang ada baik ISO maupun API RP 2A WSD, proses load out harus berdasarkan rencana instalasi yang memenuhi kriteria desain barge dan kondisi lingkungan yang diizinkan selama proses tersebut. Penempatan peralatan pada barge juga harus sama dengan rencana load out. Untuk barge yang floating selama operasi pembebanan (loadings), sistem ballasting harus mampu merespons perubahan sarat air dan pembebanan. Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 30

45 BAB V MODEL NUMERIK KOMPUTER 5.1 Umum Permodelan numerik pada struktur wellhead platform Leigen Z-10 meliputi semua primary dan secondary members pada jacket, deck, piles, conductors, dan risers. Pile dipancang melalui tiga kaki jacket (tripod) dan sebelas vertikal pile digunakan sebagai riser dan conductor. Karena analisis dinamis dengan bantuan software SACS menerapkan teori linear, maka fondasi non linearnya harus diwakili oleh Linearly Equivalent System (LES) sebab LES harus terintegrasi dengan SACS untuk tujuan analisis dinamis. Analisis space frame tiga dimensi sudah dilakukan pada pengerjaan Perancangan Struktur Lepas Pantai Statis (TRB II In place Analysis). Permodelan numerik untuk analisis seismik dan fatigue diidentikkan dengan in-place model sedangkan untuk analisis load-out, permodelannya hanya pada struktur jacket dalam posisi tidur. 5.2 Model Tiga Dimensi (3D) Tampak Isometrik Gambar V.1 Tampak isometrik struktur Leigen Z-10 Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 31

46 5.3 Tampak Sisi dan Atas - Bawah Gambar V.2 Tampak sisi depan struktur Leigen Z-10 Gambar V.3 Tampak sisi samping struktur Leigen Z-10 Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 32

47 Gambar V.4 Tampak atas struktur Leigen Z-10 Gambar V.5 Tampak bawa struktur Leigen Z-10 Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 33

48 BAB VI ANALISIS SEISMIK 6.1 Umum Analisis seismik atau gempa (earthquake-resistant design considerations) adalah salah satu analisis dinamis di mana suatu massa struktur, pembebanan, kekakuan, redaman, dan jenis tanah pendukung struktur jacket diperhitungkan berdasarkan analisis seismik dengan bantuan software SACS 5.6. Rujukan besaran faktor pembebanan berupa percepatan gerakan seismik terhadap dasar struktur platform berdasarkan API RP2A WSD 21 st Edition (C2.3.6c) dengan penyesuaian karakteristik periode alami struktur platform. Hasil dari analisis seismik ini adalah hasil dari pengecekan member unity check, joint unity check, punching shear check, dan kapasitas pile pada tanah. Item utama yang digunakan dalam analisis seismik adalah informasi yang berkaitan dengan ground motion yang diteruskan kepada struktur dan faktor-faktor yang akan digunakan dalam skala ground motion ke level yang diharapkan dari getaran tanah di lokasi (Danu, Yahya, & Samudra, 2012). 6.2 Metode Analisis Pembuatan Superelement Fondasi 1) Pendefinisian beban gempa perlu dilakukan terlebih dahulu untuk penginputan data ke SACS 5.6 dan mengacu pada Hukum Newton maka beban lateral gempa merupakan gaya inersia dari struktur yaitu massa struktur yang bergerak akibat percepatan gerakan tanah karena gempa. Selain itu, data beban lingkungan dan beban lateral arah sumbu x dan sumbu y pada analisis statis yang sebelumnya ada dihilangkan pada analisis seismik. Jika informasi data gaya gempa lateral terbatas, maka diperlukan asumsi di mana gaya lateral gempa identik dengan gaya inersia dari struktur sehingga asumsinya gaya lateral gempa diwakili oleh berat struktur (self weight) dikurangi gaya apung, yang dibebankan secara lateral (sumbu x dan y), dengan kontingensi atau load factor 100% di awal. 2) Langkah ini berupa analisis statis yang berdasarkan input dari langkah 1 dengan pilesoil interaction untuk penentuan reaksi pada struktur pile karena tanah. Selain itu, data tanah umum digunakan berdasarkan data T-Z (shear to axial displacement), Q-Z (end Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 34

49 bearing to axial displacement), P-Y (pressure to lateral deflection). Data tanah (soil boring) yang diterapkan harus berdasarkan data diameter (OD) struktur pilenya. 3) Berikut ini bahan file yang digunakan untuk SACS 5.6 pada langkah ini: Tipe analisis : Static Static Analysis with Pile/Soil Interaction Input files : sacinp SACS Model File, psiinp PSI Input File Output files : seaoci Linear Static Load File, csf SACS Common Solution File, psinpf Foundation Plot File, psincf Foundation Neutral Chart File, dynsef Foundation Superelement File, csf Pile Solution File, psvdb Postvue Data Base Directory, runx SACS Run File Listing files : lst.static Output Listing File Analisis Statis 4) Analisis ini dilakukan seperti sebelumnya namun menghilangkan input data beban gempa/lateral dan penggabungan dengan kekakuan linear dan torsional fondasi dari superelement yang didapatkan dari langkah 2 sebelumnya sehingga pembebanan dengan superelement hanya untuk beban vertikal tanpa dead load. 5) Berikut ini bahan file yang digunakan untuk SACS 5.6 pada langkah ini: Tipe analisis : Static Basic Statis Analysis Input files : sacinp SACS Model File (output langkah 3), dynsef Superelement File (output langkah 3) Output files : seaoci Linear Static Load File, csf SACS Common Solution File, psvdb Postvue Data Base Directory, runx SACS Run File Listing files : lst.static Output Listing File 6) Output analisis ini adalah tegangan dan displacement secara umum dan keseluruhan (tanpa adanya gempa) untuk dikombinasikan pada analisis seismik karena SACS 5.6 tidak dapat dilakukan dengan pile-soil interaction (Rachman, Drehem, & Ghiffari, 2016) Analisis Dinamis 7) Analisis ini menggunakan input yang dilakukan pada langkah 4 untuk mendapatkan nilai frekuensi alami dari struktur akibat gempa. Karena prinsip dari frekuensi alami adalah frekuensi sistem tanpa adanya gaya penggetar, maka data yang akan diinputkan perlu dimodifikasikan terhadap pembebanannya. Karena pentingnya superelement dari langkah 2 akibat SACS 5.6 tidak dapat dilakukan dengan pile-soil interaction maka Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 35

50 superelement untuk pile-soil interaction yang didapatkan dari langkah 2 diperhatikan secara cermat. Berat struktur yang dimodelkan (elemen) dikonversikan menjadi matriks massa untuk keperluan analisis dinamis dengan bantuan software SACS 5.6 namun tidak untuk beban non-elemen seperti beban peralatan, perlengkapan, dsb. Sebab diperlukan pendefinisian beban-beban tersebut (non-elemen) menjadi massa. Agar SACS 5.6 tidak memproses perhitungan matriks massa dua kali lebih besar dari yang seharusnya maka perlu dipastikan untuk tidak menginput kembali berat struktur sebagai beban dan juga arah pembebanan non-elemen yang tidak dimodelkan tidak terjadi komponen massa yang bernilai negatif (non positive-definitive mass). 8) Beberapa derajat kebebasan perlu direduksi untuk menyelesaikan permasalahan Quadratic ordinary Eigenvalue Problem (QEP) agar SACS 5.6. dapat dijalankan untuk persamaan gerak umum dalam penentuan frekuensi alami dan modus getarnya. Secara teori dinamika struktur, persamaan gerak tereduksi menjadi suatu permasalahan eigenvalue umum dapat menentukan frekuensi alaminya. Titik-titik yang direduksi derajat kebebasannya adalah titik di mana kita perkirakan terdapat kumpulan massa di sana (sistem dapat dimodelkan menjadi lumped mass atau constant distributed mass) (Rachman, Drehem, & Ghiffari, 2016). 9) Menentukan jumlah mode yang diinginkan (minimal 10) untuk dihitung agar permodelan struktur secara keseluruhan berjalan dengan baik sehingga dapat diwakilkan dari kondisi yang sebenarnya (tinjau ulang mass participation factor pada output untuk memastikan jumlah modenya). 10) Berikut ini bahan file yang digunakan untuk SACS 5.6 pada langkah ini: Tipe analisis : Dynamic Extract Mode Shapes Input files : sacinp SACS Model File (penambahan fixity tiap level jacket), dynsef Superelement File (output langkah 3), dyninp Dynpac Input File Output files : dynmod Dynpac Modal Solution File, dynmas Dynpac Mass File, psvdb Postvue Data Base Directory, seaoci Output Structural Data File, runx SACS Run File Listing files : lst.dynamic Output Listing File 11) Output dari langkah ini adalah matriks massa sistem dan matriks modus getar sistem untuk response-spectral analysis Analisis Seismik (Gempa SLE) Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 36

51 12) Analisis gempa pada struktur dilakukan dengan metode respons-spektrum sebagaimana telah dijelaskan pada sub-bab dan menggunakan sesuai data yang didapatkan berupa tipe tanah B dan rasio redamannya 4%. Input yang dibutuhkan juga berdasarkan hasil langkah pada 4 6 berupa analisis statis yang juga menjelaskan kombinasi antara beban gravitasi dan beban gempa (termasuk buoyancy dan tekanan hidrostatis). Sedangkan matriks massa dinamis dan matriks modus getar dari langkah 7 11 adalah untuk penentuan respons maksimum setiap modus getar/frekuensi alami sesuai dengan kurva design response-spectrum. 13) Dengan penggunaan metode Complete Quadratic Combination (CQC) maka didapatkan respons total struktur pada setiap mode sehingga selanjutnya dapat ditentukan besaran base shear total maksimum pada setiap arah sebagaimana penjelasan pada sub-bab Secara logika, nilai base shear akan sama dengan jumlah gaya lateral pada setiap arah yang telah didapatkan dari output langkah 2 sehingga apabila tidak sama maka diperlukan proses iterasi dengan modifikasi kontingensi asumsi beban gempa lateral yang dilakukan pada langkah 1 hingga pada langkah 11 nilai gaya lateral pada output langkah 3 mendekati base shear maksimum pada output langkah ) Berikut ini bahan file yang digunakan untuk SACS 5.6 pada langkah ini: Tipe analisis : Dynamic Spectral Earthquake Input files : dyrinp Earthquake Input File, dynmod Dynpac Mode Shape File (output langkah 10), dynmas Dynpa c Mass File (output langkah 10), csf SACS Common Solution File (output langkah 5) Output files : dyrcsf Static & Seismic Common Solution File, dyrnpf Earthquake Plot File, dyrncf Earthquake Neutral Chart File, runx SACS Run File Listing files : lst.seismic Output Listing File 15) Output dari langkah adalah solusi umum untuk analisis seismik dengan metode respons-spektrum berupa kombinasi dari beban-beban gravitasi sehingga selanjutnya dapat melakukan pengecekan pada post-processing (member unity check, tubular joint check, dan kapasitas pile) Post Processing (SACS 5.6) 14) Berikut ini bahan file yang digunakan untuk pengecekan member unity check: Tipe analisis : Post Processing Code Check Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 37

52 Input files : pstinp.seismic Post Processor Input File, dyrcsf SACS Common Solution File (output langkah 12) Output files : pstcsf Updated Common Solution File, pstpsv Supplemental Post File, runx SACS Run File Listing files : lst. Output Listing File 15) Berikut ini bahan file yang digunakan untuk pengecekan joint can unity check: Tipe analisis : Post Processing Tubular Connection Check Input files : jcninp.seismic Post Processor Input File, dyrcsf SACS Common Solution File (output langkah 12) Output files : runx SACS Run File Listing files : lst. Output Listing File 16) Berikut ini bahan file yang digunakan untuk pengecekan single pile stress unity check: Tipe analisis : Utilities Single Pile Analysis Input files : pilinp Pile Input File Output files : runx SACS Run File Listing files : lst. Output Listing File Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 38

53 FEM Model + Asumsi Beban Gempa Soil Properties Solusi Umum Statis Matriks Massa & Modes Shape Response Spectrum Post- Mulai Pembuatan Superelement Analisis Statis Analisis Dinamis (Modal Analysis) Analisis Sesmik Processing YES Superelement Fondasi FEM Model Dynamic Modified SOLUSI TOTAL Cek Base Shear FEM NO Gambar VI.1 Diagram alir analisis seismik (sumber: Analisis Seismik, Kelelahan, dan Load Out pada Az-Zuhud Well Head and Production Platform hal. 35 oleh Dimas M. dkk) Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 39

54 6.3 Hasil Analisis Berikut ini pembahasan analisis yang dihasilkan dari SACS 5.6 untuk analisis seismik pada struktur Leigen Z-10 Wellhead Platform Beban Gravitasi Struktur (Gravitational Load) Gravitational load merupakan berat yang diakibatkan gravitasi berupa berat struktur itu sendiri (self weight), equipment, gaya apung, dan live load (American Petroleum Institute, 2000). Tabel VI.1 menunjukkan nilai asumsi awal untuk beban gempa lateral dan analisis statis serta hasil pendefinisian berat struktur yang telah dikurangi gaya apung sebagai self-weight in fluid. Tabel VI.1 Gravitational load struktur per API RP 2A Deskripsi Nilai (kips) Berat Elemen Berat Marine Growth Gaya Apung Elemen Gaya Apung Marine Growth Self-Weight in Fluid Berat Equipment Live Load Kondisi Badai Total Beban Equipment dan Live Load TOTAL BEBAN GRAVITASI Nilai self-weight in fluid pada tabel tersebut merupakan beban gempa lateral untuk inputan awal atau iterasi pertama dengan kontingensi (load factor) 100% (1.00) Asumsi Beban Tabel VI.2 menunjukkan hasil akhir dari tiga kali iterasi berupa kontingensi (load factor) dengan besaran beban lateral X dan Y. Hasil iterasi didasarkan pada selisih yang seminimal mungkin dengan batas 5% error antara besaran beban lateral X dan Y dari outputan langkah Superelement dan Seismic Periode Natural Struktur Tabel VI.2 Summary beban maksimum per Arah Deskripsi Kontingensi Nilai Input (kips) Beban Lateral +X 22.28% 275 Beban Lateral +Y 19.20% 237 Beban Lateral +Z Periode natural struktur adalah salah satu unsur terpenting dalam mengetahui respons suatu struktur terhadap beban dinamis. Analisis ini dilakukan pada langkah Dynamic dari SACS 5.6 dan hasil yang didapatkan berupa Cumulative Mass Participation Factor, frekuensi Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 40

55 natural, dan modus getarnya. Cumulative Mass Participation Factor merupakan faktor pengaruh massa struktur yang telah disimplifikasikan sebelumnya untuk penentuan frekuensi natural pada setiap mode yang telah ditentukan. Selain itu, parameter tersebut menggambarkan seberapa baik model yang telah dibuat dengan besaran untuk semua arah di atas 90% atau 0.9 (Barltrop & Adams, 1991). Hasil akhir Cumulative Mass Participation Factor dapat diperhatikan pada Tabel VI.4. Pada analisis dinamis, massa pada matriks massa adalah kombinasi dari massa struktur itu sendiri dan massa tambahnya (American Petroleum Institute, 2000). Tabel VI.3 merupakan berat yang kemudian dikonversikan menjadi massa matriks persamaan gerak sistem MDOF (Multi Degree of Freedom) untuk Leigen Z-10 Wellhead Platform pada SACS 5.6 Tabel VI.3 Berat untuk massa pada analisis dinamis per API RP 2A Deskripsi Arah x (kips) Arah y (kips) Arah z (kips) Berat Elemen Berat Marine Growth Berat Equipment TOTAL BERAT PERMANEN Tabel VI.4 Total Mass Participation Factor per arah Mode Cumulative Mass Participation Factor X Y Z Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 41

56 Tabel VI.5 adalah hasil outputan dari SACS 5.6 untuk frekuensi dan periode natural dari sistem model yang ada. Mode Tabel VI.5 Frekuensi natural struktur Frekuensi Natural (siklus/detik) Eigenvalue Periode Natural (s) E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 42

57 E E E E E E Gambar VI.2 Bentuk beberapa Deflected Shape Mode 5, 15, 20, dan 30 Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 43

58 6.3.4 Analisis Seismik Tabel VI.6, Tabel VI.8, dan Tabel VI.10 menunjukkan hasil respons analisis dari SACS 5.6 berupa percepatan, kecepatan dan deformasi dengan metode QCQ (Complete Quadratic Combination) untuk semua arah didapatkan berdasarkan kombinasi antara hasil analisis dinamis (matriks massa dan modus getar) dan analisis statis (beban statis struktur base shear atau perkiraan gaya gempa lateral maksimum dari Tabel VI.2). Tabel VI.6 Respons dengan menggunakan CQC arah x Frekuensi Natural Respons Spektrum Percepatan Kecepatan Deformasi Mode (siklus/detik) (G) (in/s) (in) Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 44

59 Tabel VI.7 Complete Quadratic Combination arah x Deskripsi Nilai Satuan X - Direction Base Shear 180 kips Y - Direction Base Shear 102 kips X - Direction Overturning Moment 1.10E+05 kips-in Y - Direction Overturning Moment 3.27E+05 kips-in Z - Direction Vertical Load 379 kips Tabel VI.8 Respons dengan menggunakan CQC arah y Frekuensi Natural Respons Spektrum Percepatan Kecepatan Deformasi Mode (siklus/detik) (G) (in/s) (in) Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 45

60 Tabel VI.9 Complete Quadratic Combination arah y Deskripsi Nilai Satuan X - Direction Base Shear 180 kips Y - Direction Base Shear 201 kips X - Direction Overturning Moment 3.62E+05 kips-in Y - Direction Overturning Moment 8.71E+04 kips-in Z - Direction Vertical Load 176 kips Tabel VI.10 Respons dengan menggunakan CQC arah z Frekuensi Natural Respons Spektrum Percepatan Kecepatan Deformasi Mode (siklus/detik) (G) (in/s) (in) Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 46

61 Tabel VI.11 Complete Quadratic Combination arah z Deskripsi Nilai Satuan X - Direction Base Shear 178 kips Y - Direction Base Shear 74 kips X - Direction Overturning Moment 1.09E+05 kips-in Y - Direction Overturning Moment 2.59E+05 kips-in Z - Direction Vertical Load 630 kips Tabel VI.12 merupakan hasil akhir untuk komponen maksimum dari respons struktur pada arah X, Y, dan Z. Bila diperhatikan bahwa hasil akhir iterasi dengan kontingensi terakhirnya, nilai Direction Base Shear untuk X dan Y telah mendekati atau selisih sedikit dengan nilai beban gempa lateral pada langkah Superelement Tabel VI.2. Oleh karena itu, syarat beban gempa lateral (base shear) ekuivalen dengan beban lateral yang diinputkan dengan kontingensi (load factor) tertentu telah terpenuhi Post Processing Tabel VI.12 Hasil akhir Complete Quadratic Combination dari setiap arah Deskripsi Nilai Satuan X - Direction Base Shear 275 kips Y - Direction Base Shear 237 kips X - Direction Overturning Moment 3.94E+05 kips-in Y - Direction Overturning Moment 4.26E+05 kips-in Z - Direction Vertical Load 757 kips Setelah dilakukan langkah pembuatan Superelement, analisis statis, dan analisis dinamis yang selanjutnya analisis seismik, maka dapat diketahui tegangan-tegangan pada bagian struktur tertentu karena pembebanan yang terjadi, kombinasi antara beban struktur itu sendiri dengan beban gempa berdasarkan data yang diberikan. Hal ini dapat diketahui setelah melakukan Run Analysis pada SACS 5.6 untuk Post Processing dengan mendapatkan informasi besaran maksimum tegangannya berupa output Unity Check yang merupakan rasio antara tegangan yang terjadi dengan tegangan izin struktur (baja A36). Tabel VI.13 Maksimum member stress unity check Level Group Member Load Con. Unity Check Heli Deck Leg HDL Main Deck Leg MDL 702L-802L Cellar Deck Leg CDL 602L-702L Jacket Leg JLG 503L-603L Jacket Bracing BRC L Pile Above Mudline PLE 2PL3-103P Conductor Support CSJ Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 47

62 Gambar VI.3 Sebagian member dengan UC maksimum Setelah melakukan pengecekan maksimum UC pada elemen member tertentu, selanjutnya dapat dilakukan pengecekan maksimum UC pada sambungan tubular tertentu atau umumnya diketahui sebagai joint unity check. Perbedaan mendasar pengecekan maksimum UC pada joint dan member adalah terdapat kombinasi bending dan axial yang mengakibatkan adanya punching shear pada sambungan tubular struktur yang apabila UC di atas nilai satu maka sambungan tersebut mengalami elastic failure. Tabel VI.14 menunjukkan sebagian joint dengan UC maksimum pada Leigen Z-10 Wellhead Platform dalam kondisi pembebanan seismik gempa. Tabel VI.14 Maksimum joint punching shear unity check Diameter Thickness Yield Stress Unity Joint (in) (in) (ksi) Check 603L L L L L Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 48

63 Gambar VI.4 Sebagian joint dengan UC maksimum Pengecekan pada struktur pile merupakan salah satu hal terpenting dalam analisis seismik karena strukturnya yang tertancap pada tanah dan berhubungan langsung dengan pembebanan seismik. Pengecekan ini didasarkan pada faktor keamanan (safety factor) yang didapatkan dari rasio antara kapasitas dan beban aksial yang terjadi pada tiga pile. API RP 2A merekomendasikan syarat minimum terpenuhinya safety factor adalah sebesar Tabel VI.15 Maksimum pile head displacements Deflections Pile Group Lateral (in) Axial (in) Rotation (rad) 1PL PL PL Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 49

64 Pile Group Tabel VI.16 Pile axial compression capacity safety factor check Pile Penetration (feet) Pile Axial Capacity (kips) Pile Axial Load (kips) Safety Factor 1PL PL PL Tabel VI.17 Pile below mudlines stress unity check Pile Group 1PL1 1PL2 1PL3 Distance from Pile Head (feet) Pile Stress UC Maximum Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 50

65 BAB VII ANALISIS KELELAHAN 7.1 Umum Fatigue case merupakan salah satu kondisi yang perlu diantisipasikan dalam perencanaan suatu struktur seperti fixed offshore platform. Sebab pada masa operasinya suatu struktur di lepas pantai akan mengalami beban siklus secara berulang-ulang dari beban lingkungan seperti gelombang, angin, vibrasi mesin, dan lain-lain. Meskipun pada saat analisis statis (inplace) dengan adanya beban lingkungan struktur tersebut telah dinyatakan aman karena tegangan maksimum strukturnya memenuhi tegangan izinnya, namun belum tentu dinyatakan aman jika struktur tersebut diberikan beban secara terus menerus walaupun besaran beban tersebut sangat kecil sekalipun. Sehingga jika suatu struktur diberikan beban secara terus menerus maka struktur tersebut akan memiliki efek dinamis berupa kelelahan pada titik-titik kritis yang dapat berpotensi mengalami kegagalan pada masa operasinya. Oleh karena itu, analisis kelelahan menjadi penting sehingga diperlukan penyelesaian permasalahan bagaimana pengaruh dari data sebaran gelombang waktu tahunan tertentu terhadap umur kelelahan suatu struktur yang telah direncanakan sebelumnya pada analisis inplace Kombinasi Pembebanan Kombinasi pembebanan pada analisis kelelahan hanya berdasarkan pada data sebaran gelombang dua belas arah dengan pembebanan per 30 o sebagaimana pada Tabel III.1 dan Tabel III.2 tanpa adanya beban lingkungan karena efek dinamis yang diberikan tidak terlalu signifikan Dynamic Amplification Factors (DAF) Struktur wellhead platform perlu diekuivalenkan beban-beban dinamisme yang terjadi karena pada analisisnya harus equivalent static load sebab berkaitan dengan resonansi yang apabila periode penggetarnya berupa beban siklus gelombang mendekati periode strukturnya dapat menyebabkan efek dinamis yang signifikan. Tabel VII.1 adalah hasil perhitungan DAF dengan menggunakan rumus persamaan 1.4 pada tiap periode gelombang reguler sesuai data dari Tabel III.1 dan Tabel III.2. Adapun penggunaan periode naturalnya sebesar s dari hasil running analisis seismik pada SACS 5.6 sebelumnya dan terdapat selisih error hanya 1% dari hasil running analisis kelelahan yaitu s. Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 51

66 7.1.3 Faktor Konsenstrasi Tegangan Tabel VII.1 Dynamic Amplification Factor Hi (m) Ti (s) DAF , , , > Berikut ini adalah salah satu contoh sampel dari joint untuk perhitungan validasi penggunaan rumus SCF yang dirumuskan oleh Efthmiou dan rekomendasi API RP 2A WSD 21 st Edition sebagaimana pada Tabel IV.3: Joint Chord Joint Tabel VII.2 Validasi formula SCF Metode Efthmiou Brace Chord Brace β τ γ ζ α θ Joint D (in) T (in) d (in) t (in) 502L 602L L 503L 4B1K L 502L 4B1K L 403L 3C1K L 402L 3A1K Untuk mengurangi beban dan waktu komputasi maka seluruh SCF pada tiap member tubular joint diperhitungkan dengan bantuan software SACS 5.6. Apabila terdapat suatu rasio yang belum memenuhi validitasnya, maka SACS 5.6 akan memberikan status warning setelah Run Analysis sukses berjalan. 7.2 Metode Analisis Berikut ini adalah tahapan-tahapan untuk analisis kelelahan dengan bantuan software SACS 5.6 berdasarkan modifikasi dari buku laporan Analisis Seismik, Kelelahan, dan Load Out pada Az-Zuhud Well Head and Production Platform oleh Dimas M. dkk. untuk sub-bab metode analisisnya: Pembuatan Superelement Pondasi 1) Dengan menggunakan model finite element yang digunakan untuk analisis statis dan analisis seismik sebelumnya, ditambahkan beban gelombang pada arah x dan y, selain beban gravitasi struktur itu sendiri. 2) Tahapan ini bertujuan untuk membuat kekakuan linear dan torsional yang ekuivalen pada pile apabila struktur dibebani dengan gelombang pada arah x dan y. Gelombang yang dipilih adalah gelombang desain pada kondisi badai untuk mendapatkan kekakuan pada pile dalam kondisi seekstrem mungkin. Sehingga output dari tahap ini adalah Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 52

67 kekakuan-kekakuan linear dan torsional untuk dikombinasikan pada analisis dinamis selanjutnya. 3) Perlu diperhatikan bahwa perbedaan dengan analisis seismik, di mana tidak perlu melakukan iterasi terkait nilai gaya-gaya yang terjadi pada pile, hal ini dikarenakan tidak bertujuan untuk menentukan gaya gempa yang belum diketahui pada analisis seismik. 4) Berikut ini bahan file yang digunakan untuk SACS 5.6 pada langkah ini: Tipe analisis : Static Static Analysis with Pile/Soil Interaction Input files : sacinp SACS Model File, psiinp PSI Input File Output files : seaoci Linear Static Load File, csf SACS Common Solution File, psinpf Foundation Plot File, psincf Foundation Neutral Chart File, dynsef Foundation Superelement File, csf Pile Solution File, psvdb Postvue Data Base Directory, runx SACS Run File Listing files : lst.static Output Listing File Analisis Dinamis 5) Pada prinsipnya, analisis dinamis yang dilakukan adalah sama seperti yang dilakukan saat analisis seismik yaitu dengan membentuk persamaan gerak struktur untuk selanjutnya dilakukan perhitungan frekuensi natural dan modus getar pada mode tertentu dengan mereduksi persamaan gerak menjadi suatu permasalahan eigenvalue biasa (quadratic ordinary eigenvalue problem/qep). Perlu diperhatikan, penentuan jumlah mode haruslah sama dengan yang dilakukan saat analisis seismik, dengan demikian hasil frekuensi naturalnya pun harus sama dengan yang dilakukan saat analisis dinamis seismik atau maksimal selisih di antara keduanya sebesar 5%. 6) Berikut ini bahan file yang digunakan untuk SACS 5.6 pada langkah ini: Tipe analisis : Dynamic Extract Mode Shapes Input files : sacinp SACS Model File (penambahan fixity tiap level jacket), dynsef Superelement File (output langkah 4), dyninp Dynpac Input File Output files : dynmod Dynpac Modal Solution File, dynmas Dynpac Mass File, psvdb Postvue Data Base Directory, seaoci Output Structural Data File, runx SACS Run File Listing files : lst.dynamic Output Listing File Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 53

68 7) Output dari tahapan ini adalah nilai frekuensi natural dan matriks modus getarnya, beserta matriks massa sistem untuk selanjutnya digunakan dalam menentukan respons struktur karena gelombang (displacement menjadi gaya, kemudian menjadi tegangan) Penentuan Respons karena Gelombang 8) Di sinilah penentuan rentang tegangan secara deterministic dilakukan. Yang diperlukan pada tahap ini adalah matriks massa sistem dan matriks modus getar dari tahap sebelumnya (tahap analisis dinamis). Lalu dibuat pula kondisi pembebanan gelombang dari data kejadian gelombang yang diberikan (fatigue environment), maksudnya adalah dilakukan perhitungan untuk kondisi tinggi dan periode gelombang tertentu sesuai data yang diberikan. SACS 5.6 dapat menghitung gaya-gaya gelombang tadi pada saat maksimum (crest position) dengan meginputkan step size fase gelombang dan meminta SACS 5.6 untuk me-return nilai gaya maksimum dari setiap step size yang dihitung (diambil yang paling maksimum). Perlu diperhatikan pula, akan timbul pertanyaan, mengapa dibutuhkan matriks massa sistem dan matriks modus getar? Pertama, matriks massa sistem akan digunakan untuk menghitung gaya komponen inersia. Kedua, perhatikan, struktur dengan frekuensi natural yang tinggi dapat dikatakan seakan-akan diam sehingga tidak terjadi dynamic amplification secara signifikan. SACS 5.6 memperkenalkan metode Equivalent Static Load, yang artinya, dicari gaya yang maksimum pada modus getar dengan frekuensi natural yang kecil, ekuivalen untuk digunakan secara statis. Penjelasan sebelumnya bisa disimpulkan menjadi, penentuan gaya maksimum karena pengaruh dinamis, lalu diubah menjadi suatu gaya statis yang ekuivalen dengan ketika ada pengaruh dinamis. Gaya-gaya inilah yang selanjutnya digunakan untuk menentukan rentang tegangan untuk analisis kelelahan struktur. Inti dari keseluruhan tahap ini adalah ditentukannya gaya-gaya ekuivalen statis untuk digunakan dalam penentuan rentang tegangan. Sehingga dapat dikatakan bahwa, output dari tahap ini adalah rentang tegangan maksimum yang terjadi pada joint-joint untuk selanjutnya digunakan dalam menghitung umur lelah struktur. 9) Berikut ini bahan file yang digunakan untuk SACS 5.6 pada langkah ini: Tipe analisis : Dynamic Deterministic Wave/Transfer Function Generation Input files : sacinp SACS Model File (penambahan fixity fixed pada level jacket paling bawah dan penghilangan data marine growth), seainp Seastate Input File, wvrinp Wave Response Input File, dynmod Dynpac Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 54

69 Modal Shape File (output langkah 6), dynmas Dynpac Mass File (output langkah 6), psiinp PSI Input File Output files : wvroci Equivalent Static Model File, wvrnpf Dynamic Wave Response Plot File, wvrncf Dynamic Wave Response Neutral Chart File, wvrrsp Response File, saccsf Wave Response Solution File, pilcsf Pile Wave Response Solution File, runx SACS Run File Listing files : lst.fatigue Output Listing File Analisis Kelelahan 10) Umur kelelahan struktur dihitung dengan menggunakan hipotesis Pilgrem-Miner, yang menyatakan bahwa total penjumlahan damage karena gelombang yang terjadi n kali adalah harus kurang daripada 1. Pada tahapan ini, tentu diperlukan hasil perhitungan gaya gelombang dan rentang tegangan yang telah dihitung pada tahap 8, diperlukan pula input jumlah kejadian gelombang berdasarkan data, lalu Dynamic Amplification Factor (DAF) berdasarkan periode gelombang, S-N Curve yang digunakan, dan Stress Concentration Factor (SCF). S-N Curve yang digunakan adalah WJT atau Standard Welded Tubular Joint yang disarankan oleh API RP 2A, sementara SCF yang digunakan adalah formulasi dari Efthymiou seperti yang disarankan oleh API RP 2A. Dengan rentang tegangan yang dihasilkan dari tahap sebelumnya, serta sudah dikalikan dengan DAF dan SCF, SACS menghitung jumlah rentangan tegangan tadi boleh terjadi (N i ) sesuai S-N Curve. Selanjutnya dihitung komponen damagenya per gelombang dengan periode T i dengan persamaan hingga Perlu diperhatikan, API RP 2A menyarankan penggunaan safety factor untuk umur lelah struktur sebesar 2.0, artinya struktur diharapkan memiliki umur lelah 2 kali lebih besar daripada umur operasi yang diinginkan. Output dari tahap ini adalah umur lelah (service life) yang ada pada joint-joint. 11) Berikut ini bahan file yang digunakan untuk SACS 5.6 pada langkah ini: Tipe analisis : Post Processing Deterministic Fatigue Input files : ftginp Fatigue Input File, saccsf First Common Solution File Output files : ftgdmo Fatigue Damage Output File, runx SACS Run File Listing files : lst.fatigue Output Listing File Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 55

70 Jumlah Kejadian FEM Model Gelombang, DAF Matriks massa Soil Properties dan mode S-N Curve, Formulasi SCF Mulai Pembuatan Superelement Analisis Dinamis (Modal Analysis) Penentuan Respons karena Gelombang Analisis Kelelahan Selesai Superelement Pondasi Dynamic Modified FEM Model Rentang Tegangan Gambar VII.1 Diagram alir analisis kelelahan (sumber: Analisis Seismik, Kelelahan, dan Load Out pada Az-Zuhud Well Head and Production Platform hal. 53 oleh Dimas M. dkk) Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 56

71 7.3 Hasil Analisis Tabel VII.2 menunjukkan sebagian member atau joint dengan umur kelelahan di bawah umur desain yang seharusnya. Jika umur lelah (service life) suatu member di bawah 50 tahun maka dianggap kritis, sedangkan jika umur lelah di bawah 25 tahun maka dianggap sangat kritis. Dari 228 member pada Leigen Z-10 Wellhead Platform yang di analisis kelelahannya, terdapat 87 member yang berada di bawah umur lelah 50 tahun sehingga diperlukan suatu redesign untuk memastikan umur lelah setiap member berada di atas 50 tahun untuk keamanan struktur dalam beroperasi di lepas pantai. Tabel VII.3 Sampel member kritis akibat kejadian gelombang 10 tahunan Joint Member Group Joint Stress Con. Factors * (SCF) Service Life ID Type AX-CR AX-SD IN-PL OU-PL (year ) Status 2JL3 1JL3-2JL3 JLG K KRITIS 102L 6A1K-102L BRC K KRITIS 2JL1 2JL1-6A1K BRC K KRITIS 202L 202L-1A1K BRC K KRITIS 301L 301L-3A1K BRC K KRITIS 4C1K 403L-4C1K BRC K KRITIS 2JL2 2JL2-102L JLG K SANGAT KRITIS 201L 101L-201L JLG K SANGAT KRITIS 102L 102L-202L JLG K SANGAT KRITIS 402L 302L-402L JLG K SANGAT KRITIS Keterangan *: AX = Axial, CR = Crown, IN = In, OU = Out, PL = Plane Gambar VII.2 Letak joint dengan umur lelah kritis Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 57

72 BAB VIII ANALISIS LOAD-OUT 8.1 Umum Load out adalah proses pemindahan atau penarikan suatu struktur seperti jacket, platform, atau module ke atas barge yang kemudian ditransportasikan ke tempat yang akan diinstalasi untuk operasi eksplorasi dan eksploitasi. Karena proses tersebut adalah salah satu hal yang rumit maka perencanaannya harus dilakukan analisis yang komprehensif di antaranya dapat mengetahui apakah struktur tersebut cukup kuat saat dalam kondisi kritis sehingga jika terdapat kriteria yang belum memenuhi maka terdapat beberapa tindakan seperti menambah temporary brace pada bagian tertentu. Hal tersebut bertujuan agar dapat menghindari kondisi kritis yang diminimalkan sekecil mungkin dengan menjaga kestabilan (level) barge berdasarkan sistem ballasting (Ferguson, Zarate, Kitani, Inokoshi, & Masuda, 1983). 8.2 Metode Analisis Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 58

73 Gambar VIII.1 Diagram alir analisis load out 8.3 Hasil Analisis Dimensi Struktur Jacket Pada analisis inplace sebelumnya struktur jacket dalam posisi vertikal atau berdiri, kemudian untuk analisis load out struktur jacket perlu dirotasi menjadi posisi horizontal atau Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 59

74 tidur dikarenakan dalam dunia nyata proses pemindahan jacket dengan menggunakan skidding system posisi jacket dalam keadaan tidur. Gambar VIII.2 Rotasi struktur jacket Leigen Z-10 Wellhead Platform Berikut adalah dimensi jacket yang telah dipisahkan dari topside untuk digunakan dalam analisis load out. Jumlah kaki : 3 kaki Panjang jacket : 171,85292 ft Lebar jacket : 94,20 ft Berat jacket : 1436, kips Untuk membuat beban dari struktur jacket sendiri menjadi beban terpusat ditambahkan support structure. Support structure terdiri dari support can, support beam, dan support skid shoe Perancangan Support Can & Skid Shoe Gambar VIII.3 Model komputer support structure Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 60

75 Pada analisis load out ini, direncanakan tiga pasang support can dan tiga support beam yang dihubungkan pada joint 111L, 112L, 301L, 302L, 501L dan 502L. Selain adanya support can perlu dibuat juga support skid shoe untuk menghubungkan jacket ke skid shoe. Gambar VIII.4 Lokasi support structure Perancangan support can memerlukan reaksi beban dari jacket yang ditopangnya, reaksi beban didapatkan dari output SACS. Berikut merupakan lokasi support can dan reaksi tiap support can: Gambar VIII.5 Lokasi support can (atas) dan skid shoe (bawah) Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 61

76 Tabel VIII.1 Reaksi beban pada support can (kiri) dan support skid shoe (kanan) Joint Load Force Z Load Force Z Joint Cond. (kips) Cond. (kips) 0001 SW 237, SW SW 237, SW SW 239, SW SW 239, SW SW 134, SW SW 134, SW Joint reaction terbesar berada pada joint 0003 dan 0004 untuk support can sedangkan pada joint 0007 dan 0008 untuk support skid shoe. Type Berikut profil support can: Outer Diameter In ner Diameter Yield stress Nom. Weight Thickness : tubular : 43 in : 41 in : 36 ksi : lb/ft : 1 in Area : in 2 Inertia moment : in 4 rx Modulus Young Eff. Length Factor : 1 Length Support can : in : ksi : 5 ft : 6 can(s) Type Berikut profil support skid shoe: Outer Diameter In ner Diameter Yield stress Nom. Weight Thickness : tubular : 43 in : 41 in : 36 ksi : lb/ft : 1 in Area : in 2 Inertia moment : in 4 rx Modulus Young Eff. Length Factor : 1 Length : in : ksi : 4 ft Support skid shoe : 6 can(s) Desain support can dan support skid shoe perlu dianalisis kekuatannya terhadap beban axial compression, berikut perhitungannya: Fcompression = max jacket load/can area = kips / in 2 = 1.83 ksi Fcompression = max jacket load/skid shoe area = kips / in 2 = 1.83 ksi Stress check = compression < 0.95Fy = 1.83 ksi < 34.2 ksi (OK) Stress check = compression < 0.95Fy = 1.83 ksi < 34.2 ksi (OK) Serta perhitungan berat support can dan support skid shoe untuk menentukan kapasitas struktur penopangnya (support beam & jacket): Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 62

77 Weight = nom. weight x supp. can l. = lb/ft x 5 ft = lb (2.996 kips) Weight = nom. weight x supp. skid s. l. = lb/ft x 4 ft = lb (2.396 kips) Total weight = can weight x support can = kips x 6 can(s) = kips Total weight = skid s. weight x support skid shoe = kips x 6 skid shoe(s) = kips Perancangan Support Beam Perancangan support beam memerlukan perhitungan momen dengan beban dari setiap support can dikalikan dengan jarak ke tumpuan (skid shoe). Berikut merupakan lokasi support beam: Perhitungan momen tiap support beam: Gambar VIII.6 Lokasi support beam Gambar VIII.7 Ilustrasi beban support beam 1, 2, dan 3 (kiri ke kanan) Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 63

78 Support beam 1 L = 67.4 ft x = 3.4 ft y = 60.6 ft P1 = kips P2 = kips Ra = kips Rb = kips Mmax = kips.ft = kips.in Support beam 2 L = 81 ft x = 10.2 ft y = 60.6 ft P1 = kips P2 = kips Ra = kips Rb = kips Mmax = kips.ft = kips.in Support beam 3 L = ft x = ft y = 60.6 ft P1 = kips P2 = kips Ra = kips Rb = kips Mmax = kips.ft = kips.in Didapatkan momen maksimum pada support beam yang kemudian digunakan untuk menentukan profil beam yang sesuai dari AISC dengan syarat tegangan bending tidak melebihi batas (0.66 yield stress). Mmax = kips.in σallowable = 0.66Fy = ksi Sxx = in 3 (W 30 x 391) S = 1250 in 3 Fbending = moment max./s = kips.in/1250 in 3 = ksi Stress check = Fbending < 0.66Fy = ksi < ksi (OK) Didapatkan beam dengan profil sebagai berikut: Type : W 30 x 391 Yield stress : 36 ksi Nom. weight : 391 lb/ft S : 1250 in 3 Inertia moment : in 4 Modulus Young : 2900 ksi Area : 114 in 2 rx Beam : 13.5 in : 3 beam(s) Serta perhitungan berat support beam untuk menentukan kapasitas struktur penopangnya (skid shoe): Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 64

79 Beam 1 Length Weight Beam 2 Length Weight Beam 3 Length Weight = 67.4 ft = nominal weigth x beam length = 391 lb/ft x 67.4 ft = lb ( kips) = 81 ft = nominal weigth x beam length = 391 lb/ft x 81 ft = lb ( kips) = ft = nominal weigth x beam length = 391 lb/ft x ft = lb ( kips) Total weight = kips kips kips = kips Member Unity Check Dari hasil analisis struktur jacket kondisi tidur didapatkan member unity check yang memenuhi aturan API RP 2A WSD (UC<1). Tabel VIII.2 Member unity check Member Group UC Load Cond SPB 0.31 SW SPB 0.31 SW SPB 0.26 SW SSS 0.18 SW 302L-0004 SPC 0.16 SW Lokasi member tersebut di atas dapat dilihat pada gambar di bawah ini, Gambar VIII.8 Lokasi member dengan UC maksimum Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 65

80 8.3.5 Joint Unity Check Berikut ini adalah member unity check ketika jacket dalam konfigurasi siap untuk dilakukan proses load out. Tabel VIII.3 Joint unity check Joint UC 301L L L L Lokasi joint tersebut di atas dapat dilihat pada gambar berikut ini, yang ke semuanya merupakan support can. Gambar VIII.9 Joint dengan UC maksimum Analisis/Perancangan Skid Shoe Pada perencanaan skid shoe beban yang dipertimbangkan adalah beban jacket, support can, dan support beam. Beban-beban tersebut dijumlahkan untuk menentukan kapasitas skid shoe. Reaksi beban joint terbesar dari jacket ditambah berat satu buah support can ditambah setengah berat support beam. Berikut hasil perhitungan kapasitas skid shoe: Jacket = kips Support can = kips Support beam = kips Sup. skid shoe = kips Total = kips ( ton) Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 66

81 Hasil perhitungan didapatkan total beban sebesar ton maka kapasitas skid shoe harus lebih besar. Dipilih dari katalog milik Enerpac, didapatkan skid shoe dengan kapasitas 125 ton. Tabel VIII.4 Daftar skid shoe (sumber: Enerpac) Gambar VIII.10 Desain skid shoe (sumber: Enerpac) Serta perhitungan berat skid shoe dan skid track untuk menentukan total beban yang diterima tongkang: Skid shoe Total weight = skid shoe weight x skid shoe = kips x 6 shoe(s) = kips Skid track Nom. weight = kg/m (0.061 ton/m) Weight = nominal weight x length = ton/m x m = ton Total weight = weight x skidtrack = ton x 2 = ton ( kips) Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 67

82 8.3.7 Pemilihan Barge Tahap selanjutnya adalah memilih tongkang yang sesuai untuk struktur jacket. Tongkang yang sesuai adalah tongkang yang memiliki dimensi yang memiliki panjang melebihi panjang jacket (posisi tidur ) dan lebar melebihi jarak antar rel (skid track) serta memiliki kekuatan struktur yang dapat menahan beban struktur jacket. Dimensi jacket pada TRB III ini adalah meter panjang dan meter lebarnya, serta jarak antar rel adalah meter. Sehingga dari dimensi tersebut didapatkan tongkang yang sesuai adalah Boabarge 21/22 milik Boa, dengan data lengkap sebagai berikut: Type : Boabarge 21/22 Length : 92 m Breath : 31.5 m Depth : 6.71 m Draught max : 5.3 m Deck area : 2700 m 2 Deck strength : 20 ton/m 2 Frame spacing : 2 m DWT : ton Kemudian untuk mengetahui apakah Boabarge 21/22 ini cukup kuat untuk menopang beban dari struktur jacket dilakukan perhitungan deck strength. Perhitungan deck strength adalah membandingkan kekuatan tongkang menahan beban dengan total beban dari struktur dibagi dengan luas area tumpuan. Axial load Jacket = kips Support can = kips Support beam = kips Skid shoe = 9.87 kips Skid track = kips Sup. Skid shoe = kips Total = kips ( ton) Concent. area (2 beams) Area = skidtrack length x skidtrack width = m x m = m2 Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 68

83 Total area = m2 Ax. load/area = total axial load/total area = ton/53.94 m 2 = ton/m 2 Strength check = axial load per area < deck strength = ton/m 2 < 20 ton/m 2 (OK) Hasil perhitungan menunjukkan Boabarge 21/22 sesuai untuk proses load out struktur jacket TRB III ini Analisis Stabilitas Ballasting Proses Load Out Tahap terakhir dalam analisis load out TRB III ini adalah analisis stabilitas ballasting. Ballasting merupakan aktivitas mengubah volume tangki ballast untuk menjaga kestabilan tongkang pada saat bongkar muat. Kestabilan di sini maksudnya adalah menjaga sarat kapal tetap sama selama proses load out dan menjaga trim kapal tetap 0. Pada analisis ini direncanakan sarat kapal sebesar 3 meter. Pada saat memuat struktur jacket sampai dengan letak titik berat jacket lurus dalam sumbu vertikal dengan titik berat tongkang. Boabarge 21/22 memiliki 6 baris tangki dengan masing-masing baris dibagi menjadi 3 sub-tangki. Gambar VIII.11 General arrangement dari Boabarge 21/22 (sumber: Boa) Tabel VIII.5 Volume tank ballast Boabarge 21/22 (sumber: Boa) W.B. Tank Volume (m 3 ) 1S P S C P S Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 69

84 8.3.9 Langkah Ballasting 3C P S C P S C P S C P Analisis ballasting dilakukan dengan menggunakan SACS Stability 5.6. Pada analisis ballasting TRB III ini didapatkan 10 langkah ballasting. Gambar VIII.11 merupakan ilustrasi setiap langkah pemindahan jacket ke atas tongkang. Gambar VIII.12 Proses ballasting dari langkah 1 10 Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 70

85 Dari semua tahap yang sudah dilakukan di atas. untuk mengetahui volume air yang dikeluarkan apakah sama dengan berat jacket yang ada pada setiap step maka perlu dilakukan pengecekan seperti berikut: Tabel VIII.6 Perbedaan ballasting pada berat jacket dan ballast per langkah Step Jacket weight Ballast weight (ton) (ton) Diff % % % % % % % % % % Perubahan kondisi tangki berpengaruh pada kondisi tongkang keseluruhan. Berikut kondisi tongkang dalam angka: (halaman berikutnya) Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 71

86 Tabel VIII.7 Kondisi tongkang setelah ballasting tahap preballasting dan Tahap ke-1 Pre-ballasting Parameter Value Tahap ke-1 Parameter Value Draft Amidships m Draft Amidships m Displacement t 5779 Displacement t 5812 Heel deg 0 Heel deg 0 Draft at FP m Draft at FP m 2.62 Draft at AP m Draft at AP m 2.62 Draft at LCF m Draft at LCF m 2.62 Trim (+ve by stern) m 0 Trim (+ve by stern) m 0 WL Length m WL Length m Beam max extents on WL m 31.5 Beam max extents on WL m 31.5 Wetted Area m^ Wetted Area m^ Waterpl. Area m^ Waterpl. Area m^ Prismatic coeff. (Cp) Prismatic coeff. (Cp) Block coeff. (Cb) Block coeff. (Cb) Max Sect. area coeff. (Cm) 1 Max Sect. area coeff. (Cm) 1 Waterpl. area coeff. (Cwp) Waterpl. area coeff. (Cwp) LCB from zero pt. (+ve aft) m LCB from zero pt. (+ve aft) m LCF from zero pt. (+ve aft) m LCF from zero pt. (+ve aft) m KB m KB m KG fluid m KG fluid m BMt m BMt m BML m BML m GMt corrected m GMt corrected m GML m GML m KMt m KMt m KML m KML m Immersion (TPc) tonne/cm Immersion (TPc) tonne/cm MTc tonne.m MTc tonne.m RM at 1deg = GMt.Disp.sin(1) RM at 1deg = GMt.Disp.sin(1) tonne.m Max deck inclination deg Trim angle (+ve by stern) deg tonne.m Max deck inclination deg 0 Trim angle (+ve by stern) deg 0 Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 72

87 Tabel VIII.8 Kondisi tongkang setelah ballasting tahap ke-2 dan ke-3 Tahap ke-2 Parameter Value Tahap ke-3 Parameter Draft Amidships m Displacement t 5821 Heel deg 0 Draft at FP m Draft at AP m Draft at LCF m Trim (+ve by stern) m 0 WL Length m Beam max extents on WL m 31.5 Wetted Area m^ Waterpl. Area m^ Prismatic coeff. (Cp) Block coeff. (Cb) Max Sect. area coeff. (Cm) 1 Waterpl. area coeff. (Cwp) LCB from zero pt. (+ve aft) m LCF from zero pt. (+ve aft) m KB m KG fluid m BMt m BML m GMt corrected m GML m KMt m KML m Immersion (TPc) tonne/cm MTc tonne.m RM at 1deg = GMt.Disp.sin(1) tonne.m Max deck inclination deg Trim angle (+ve by stern) deg Value Draft Amidships m Displacement t 5817 Heel deg 0 Draft at FP m Draft at AP m Draft at LCF m Trim (+ve by stern) m 0 WL Length m Beam max extents on WL m 31.5 Wetted Area m^ Waterpl. Area m^ Prismatic coeff. (Cp) Block coeff. (Cb) Max Sect. area coeff. (Cm) 1 Waterpl. area coeff. (Cwp) LCB from zero pt. (+ve aft) m LCF from zero pt. (+ve aft) m KB m KG fluid m BMt m BML m GMt corrected m GML m KMt m KML m Immersion (TPc) tonne/cm MTc tonne.m RM at 1deg = GMt.Disp.sin(1) tonne.m Max deck inclination deg Trim angle (+ve by stern) deg Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 73

88 Tabel VIII.9 Kondisi tongkang setelah ballasting tahap ke-4 dan ke-5 Tahap ke-4 Parameter Value Tahap ke-5 Parameter Draft Amidships m Displacement t 5942 Heel deg 0 Draft at FP m Draft at AP m Draft at LCF m Trim (+ve by stern) m 0 WL Length m Beam max extents on WL m 31.5 Wetted Area m^ Waterpl. Area m^ Prismatic coeff. (Cp) Block coeff. (Cb) Max Sect. area coeff. (Cm) 1 Waterpl. area coeff. (Cwp) LCB from zero pt. (+ve aft) m LCF from zero pt. (+ve aft) m KB m KG fluid m BMt m BML m GMt corrected m GML m KMt m KML m Immersion (TPc) tonne/cm MTc tonne.m RM at 1deg = GMt.Disp.sin(1) tonne.m Max deck inclination deg Trim angle (+ve by stern) deg Value Draft Amidships m Displacement t 5883 Heel deg 0 Draft at FP m Draft at AP m Draft at LCF m Trim (+ve by stern) m 0 WL Length m Beam max extents on WL m 31.5 Wetted Area m^ Waterpl. Area m^ Prismatic coeff. (Cp) Block coeff. (Cb) Max Sect. area coeff. (Cm) 1 Waterpl. area coeff. (Cwp) LCB from zero pt. (+ve aft) m LCF from zero pt. (+ve aft) m KB m KG fluid m BMt m BML m GMt corrected m GML m KMt m KML m Immersion (TPc) tonne/cm MTc tonne.m RM at 1deg = GMt.Disp.sin(1) tonne.m Max deck inclination deg Trim angle (+ve by stern) deg Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 74

89 Tabel VIII.10 Kondisi tongkang setelah ballasting tahap ke-6 dan ke-7 Tahap ke-6 Parameter Value Tahap ke-7 Parameter Draft Amidships m Displacement t 5883 Heel deg 0 Draft at FP m Draft at AP m Draft at LCF m Trim (+ve by stern) m 0 WL Length m Beam max extents on WL m 31.5 Wetted Area m^ Waterpl. Area m^ Prismatic coeff. (Cp) Block coeff. (Cb) Max Sect. area coeff. (Cm) 1 Waterpl. area coeff. (Cwp) LCB from zero pt. (+ve aft) m LCF from zero pt. (+ve aft) m KB m KG fluid m BMt m BML m GMt corrected m GML m KMt m KML m Immersion (TPc) tonne/cm MTc tonne.m RM at 1deg = GMt.Disp.sin(1) tonne.m Max deck inclination deg Trim angle (+ve by stern) deg Value Draft Amidships m Displacement t 5882 Heel deg 0 Draft at FP m Draft at AP m Draft at LCF m Trim (+ve by stern) m 0 WL Length m Beam max extents on WL m 31.5 Wetted Area m^ Waterpl. Area m^ Prismatic coeff. (Cp) Block coeff. (Cb) Max Sect. area coeff. (Cm) 1 Waterpl. area coeff. (Cwp) LCB from zero pt. (+ve aft) m LCF from zero pt. (+ve aft) m KB m KG fluid m BMt m BML m GMt corrected m GML m KMt m KML m Immersion (TPc) tonne/cm MTc tonne.m RM at 1deg = GMt.Disp.sin(1) tonne.m Max deck inclination deg Trim angle (+ve by stern) deg Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 75

90 Tabel VIII.11 Kondisi tongkang setelah ballasting tahap ke-8 dan ke-9 Tahap ke-8 Parameter Value Tahap ke-9 Parameter Draft Amidships m Displacement t 5882 Heel deg 0 Draft at FP m Draft at AP m Draft at LCF m Trim (+ve by stern) m 0 WL Length m Beam max extents on WL m 31.5 Wetted Area m^ Waterpl. Area m^ Prismatic coeff. (Cp) Block coeff. (Cb) Max Sect. area coeff. (Cm) 1 Waterpl. area coeff. (Cwp) LCB from zero pt. (+ve aft) m LCF from zero pt. (+ve aft) m KB m KG fluid m BMt m BML m GMt corrected m GML m KMt m KML m Immersion (TPc) tonne/cm MTc tonne.m RM at 1deg = GMt.Disp.sin(1) tonne.m Max deck inclination deg Trim angle (+ve by stern) deg Value Draft Amidships m Displacement t 5882 Heel deg 0 Draft at FP m Draft at AP m Draft at LCF m Trim (+ve by stern) m 0 WL Length m Beam max extents on WL m 31.5 Wetted Area m^ Waterpl. Area m^ Prismatic coeff. (Cp) Block coeff. (Cb) Max Sect. area coeff. (Cm) 1 Waterpl. area coeff. (Cwp) LCB from zero pt. (+ve aft) m LCF from zero pt. (+ve aft) m KB m KG fluid m BMt m BML m GMt corrected m GML m KMt m KML m Immersion (TPc) tonne/cm MTc tonne.m RM at 1deg = GMt.Disp.sin(1) tonne.m Max deck inclination deg Trim angle (+ve by stern) deg Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 76

91 Tabel VIII.12 Kondisi tongkang setelah ballasting tahap ke-10 Tahap ke-10 Parameter Value Draft Amidships m Displacement t 5882 Heel deg 0 Draft at FP m Draft at AP m Draft at LCF m Trim (+ve by stern) m 0 WL Length m Beam max extents on WL m 31.5 Wetted Area m^ Waterpl. Area m^ Prismatic coeff. (Cp) Block coeff. (Cb) Max Sect. area coeff. (Cm) 1 Waterpl. area coeff. (Cwp) LCB from zero pt. (+ve aft) m LCF from zero pt. (+ve aft) m KB m KG fluid m BMt m BML m GMt corrected m GML m KMt m KML m Immersion (TPc) tonne/cm MTc tonne.m RM at 1deg = GMt.Disp.sin(1) tonne.m Max deck inclination deg Trim angle (+ve by stern) deg Setelah mendapat rincian volume tangki tiap langkah. dapat diperkirakan waktu yang dibutuhkan untuk proses ballasting proses load out. Perhitungan waktu dilakukan dengan membagi nilai volume tangki dengan kapasitas pompa. Pompa yang digunakan dalam ballasting TRB III ini berjumlah 1 buah dengan kapasitas 750 m 3 /jam. Pompa yang digunakan merupakan bagian dari Boabarge 21/22. Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 77

92 Tabel VIII.13 Perhitungan waktu ballasting tahap pre-ballasting Pre-ballasting W.B. Initial cond Final cond Difference Flow Time Tank (m 3 ) (m 3 ) (m 3 ) (m 3 /hour) (hour) 1S P S C P S C P S C P S C P S C P TOTAL 0 Tabel VIII.14 Perhitungan waktu ballasting tahap ke-1 Tahap ke-1 W.B. Final Initial cond Tank cond Difference Flow Time (m 3 ) (m 3 ) (m 3 ) (m 3 /hour) (hour) 1S P S C P S C P S C P S C P Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 78

93 6S C P TOTAL Tabel VIII.15 Perhitungan waktu ballasting tahap ke-2 Tahap ke-2 W.B. Final Initial Initial Initial cond Flow Tank cond cond cond (m 3 ) (m 3 ) (m 3 ) (m 3 /hour) (m 3 ) 1S S S P P P S S S C C C P P P S S S C C C P P P S S S C C C P P P S S S C C C P P P S S S C C C P P P TOTAL Tabel VIII.16 Perhitungan waktu ballasting tahap ke-3 Tahap ke-3 W.B. Final Initial cond Tank cond Difference Flow Time (m 3 ) (m 3 ) (m 3 ) (m 3 /hour) (hour) 1S P S C P S C P Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 79

94 4S C P S C P S C P TOTAL Tabel VIII.17 Perhitungan waktu ballasting tahap ke-4 Tahap ke-4 W.B. Final Initial cond Tank cond Difference Flow Time (m 3 ) (m 3 ) (m 3 ) (m 3 /hour) (hour) 1S P S C P S C P S C P S C P S C P TOTAL Tabel VIII.18 Perhitungan waktu ballasting tahap ke-5 Tahap ke-5 W.B. Final Initial cond Tank cond Difference Flow Time (m 3 ) (m 3 ) (m 3 ) (m 3 /hour) (hour) 1S P Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 80

95 2S C P S C P S C P S C P S C P TOTAL Tabel VIII.19 Perhitungan waktu ballasting tahap ke-6 Tahap ke-6 W.B. Final Initial cond Tank cond Difference Flow Time (m 3 ) (m 3 ) (m 3 ) (m 3 /hour) (hour) 1S P S C P S C P S C P S C P S C P TOTAL Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 81

96 Tabel VIII.20 Perhitungan waktu ballasting tahap ke-7 Tahap ke-7 W.B. Final Initial cond Tank cond Difference Flow Time (m 3 ) (m 3 ) (m 3 ) (m 3 /hour) (hour) 1S P S C P S C P S C P S C P S C P TOTAL Tabel VIII.21 Perhitungan waktu ballasting tahap ke-8 Tahap ke-8 W.B. Final Initial cond Tank cond Difference Flow Time (m 3 ) (m 3 ) (m 3 ) (m 3 /hour) (hour) 1S P S C P S C P S C P S C Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 82

97 5P S C P TOTAL Tabel VIII.22 Perhitungan waktu ballasting tahap ke-9 Tahap ke-9 W.B. Final Initial cond Tank cond Difference Flow Time (m 3 ) (m 3 ) (m 3 ) (m 3 /hour) (hour) 1S P S C P S C P S C P S C P S C P TOTAL Tabel VIII.23 Perhitungan waktu ballasting tahap ke-10 Tahap ke-10 W.B. Final Initial cond Tank cond Difference Flow Time (m 3 ) (m 3 ) (m 3 ) (m 3 /hour) (hour) 1S P S C P S C Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 83

98 3P S C P S C P S C P TOTAL Dari waktu tiap tahap yang didapatkan kemudian dijumlahkan untuk mendapatkan waktu total yang dibutuhkan untuk proses ballasting. Tahap ke- Tabel VIII.24 Perhitungan waktu dan selisih volume ballasting per tahap Gambar Selisih volume (m 3 ) Waktu (jam) Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 84

99 Jadi dari analisis load out TRB III ini didapatkan proses ballasting dengan satu pompa kapasitas 750 m 3 /jam pada Boabarge 21/22 dari ujung jetty hingga tengah tongkang dibutuhkan waktu 2 jam 8 menit. Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 85

100 DAFTAR PUSTAKA American Institute of Steel Construction Inc. (2005). AISC Steel Construction Manual 13th Edition. USA. American Petroleum Institute. (2000). API RP 2A WSD: Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platforms - Working Stress Design 21st Edition. USA. Barltrop, N., & Adams, A. (1991). Dynamics of Fixed Marine Structures - Third Edition. London, England: Butterworth-Heinemann Ltd. Danu, R., Yahya, A., & Samudra, A. (2012). Analisis Seismik, Kelelahan, dan Load Out pada Dariec Well Head and Production Platform. ITS, Jurusan Teknik Kelautan, Surabaya. Dawson, T. H. (1983). Offshore Structure Engineering. USA: Prentice-Hall. Djatmiko, E. B. (2012). Fatigue Analysis on Ocean Structure (PowerPoint). ITS, Teknik Kelautan, Surabaya. Ferguson, N., Zarate, H., Kitani, T., Inokoshi, O., & Masuda, S. (1983). An Analytical Study and Systematic Monitoring Procedure Developed for the Load-Out Operation of the North Rankin Jacket 'A'. Offshore Technology Conference, 2-5 May, Houston, Texas. International Organization for Standarization. (2007). ISO 19902: Petroleum and Natural Gas Industries - Fixed Steel Offshore Structures 1st Edition. Switzerland. Nuriman, F. (2012). Seismic Analysis Procedure for Fixed Offshore Platform Using SACS 5.2. ITS, Jurusan Teknik Kelautan, Surabaya. Prastianto, R. W. (t.thn.). Pemusatan/Konsentrasi Tegangan (Stress Concentration) pada Sambungan Tubular (PowerPoint). ITS, Teknik Kelautan, Surabaya. Rachman, D. M., Drehem, B. M., & Ghiffari, B. (2016). Analisis Seismik, Kelelahan, dan Load Out pada Az-Zuhud Well Head and Production Platform. ITS, Jurusan Teknik Kelautan, Surabaya. W., D. S., Ibrahim, R., & Utami, M. (2016). Laporan Perancangan Struktur Lepas Pantai Dinamis. ITS, Jurusan Teknik Kelautan, Surabaya. Wikipedia. (2017, Maret 14). Hukum Gerak Newton. Diambil kembali dari Wikipedia: Laporan TRB III Leigen Z-10 Wellhead Platform 86

101 LAMPIRAN A MODEL SACS 5.6

102 TAMPAK B-C (back view)

103 TAMPAK A-C (side view)

104 TAMPAK ATAS (top view)

105 TAMPAK ISOMETRI

106 LAMPIRAN B INPUT DAN OUTPUT SACS 5.6

107 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM MAIN DATA - TRB III No. Kelompok No. Data Seismic Data Gelombang J atau 3 1 DATA ANALISIS SEISMIK/GEMPA Strength Level Earthquake (SLE) year No. Asumsi Tipe Tanah PGA (g) Damping Ration (%) C x, C y, C z 19 B ,0; 1,0; 0,5 Strength Level Earthquake (SLE): Analisa dilakukan untuk meninjau struktur dengan kekuatan dan kekakuan tertentu sehingga dipastikan platform tidak mengalami kerusakan yang cukup berarti akibat gempa dalam periode 100 tahun [Fahmi N., 2012] 3 DATA ANALISIS LOAD-OUT No. Nama L OA (m) DWT (ton) Deck Strength (t/m 2 ) Ket. Detail 1 BB (data lengkap) - 2 BB30/35/ (data lengkap) - 3 BB31/32/41/ (data lengkap) - 4 BB (data lengkap) - 5 BB17/ (data lengkap) - 6 BB BB21/ Viking Barge a. b. c. d. Tentukan barge yang akan digunakan dengan memperhatikan faktor ekonomis dan kesesuaian ukuran jacket, serta dimensi barge, kapasitas pompa, daya angkut, deck strength, stabilitas, dst. Tentukan desain skid shoe untuk jacket struktur pada skidway menuju barge saat proses load-out. Analisis stabilitas barge dan ballasting saat proses load-out. Desain padeye dan sling wire rope untuk pengangkatan bagian/modul platform ke barge. (contoh: modul deck, dst.) Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya Sheet: DATA TRB II-TRB III

108 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM MAIN DATA - TRB III (cont) 2 DATA ANALISIS KELELAHAN/FATIGUE H i (ft) T i (ft) Kejadian Gelombang selama 10 tahun pada sudut pias o - 45 o 46 o - 75 o 76 o o 106 o o 0-2 3,3 189,084,160 56,022,715 6,834,416 3,826,891 2, ,821,198 40,300,581 2,483,592 1,056,426 4,1-6 6,4 48,303,347 15,639, , ,837 6,1-10 6,8 26,080,398 7,846,554 96,137 1,794 > ,444,154 1,323, T O T A L 387,733, ,133,171 10,043,599 5,028, terhadap True North (TN) 136 o o 166 o o 6,206,268 40,716, ,560 4,083,626 71, , , ,809,643 45,744,260 lanjutan... H i (ft) T i (ft) Kejadian Gelombang selama 10 tahun pada sudut pias o o 226 o o 256 o o 286 o o 0-2 3,3 260,918,682 66,885,361 13,994,646 4,298,346 2, ,905,232 12,461,026 3,014, ,517 4,1-6 6,4 7,478,589 2,929, ,086 71,918 6,1-10 6,8 799, ,289 97, > ,299 13, T O T A L 307,104,412 82,898,557 17,807,727 4,900, terhadap True North (TN) 316 o o 346 o - 15 o 2,390,425 3,961, ,473 1,427,686 71, , , ,991,713 5,969,129 Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya Sheet: DATA TRB II-TRB III

109 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM Arah sudut searah jarum jam terhadap sumbu x (horizontal kekanan) x Arah sudut Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya Sheet: DATA TRB II-TRB III

110 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM LOAD FACTOR (CONTIGENCY) REVISED I Iterasi I Superelement Base Shear Load Factor ERROR X % Y Iterasi II Superelement Base Shear Load Factor ERROR X % Y Iterasi III Superelement Base Shear Load Factor ERROR X % Y REVISED II Iterasi I Superelement Base Shear Load Factor ERROR X % Y Iterasi II Superelement Base Shear Load Factor ERROR X % Y Iterasi III Superelement Base Shear Load Factor ERROR X % Y Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Contigency

111 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM SUPERELEMENT ***** SEASTATE COMBINED LOAD CASE SUMMARY ***** RELATIVE TO MUDLINE ELEVATION LOAD LOAD FX FY FZ MX MY MZ CASE LABEL (KIPS) (KIPS) (KIPS) (FT-KIPS) (FT-KIPS) (FT-KIPS) 12 DYNP SUPX SUPY ************* SEASTATE LOAD CASE CENTER REPORT ************* RELATIVE TO STRUCTURAL ORIGIN LOAD LOAD ********* X - DIRECTION ********* ********* Y - DIRECTION ********* ********* Z - DIRECTION ********* LOAD LOAD FORCE X Y Z FORCE X Y Z FORCE X Y Z CASE LABEL (KIPS) (FT) (FT) (FT) (KIPS) (FT) (FT) (FT) (KIPS) (FT) (FT) (FT) 1 SW XX YY EQC EQM CRNO CRNS HELI PIPE PLTO PLTS DYNP SUPX SUPY source: output file 'psilst.static' from Run Analysis SACS 5.6 of STATIC - STATIC ANALYSIS WITH PILE/SOIL INTERACTION Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Superelement & Dynamic

112 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM SUPERELEMENT (cont) ****** SUMMARY OF SEASTATE GENERATED DEAD AND BUOYANCY LOADS ****** WATER DEPTH = 160 FT ELEMENT WEIGHT MARINE GROWTH WEIGHT = KIPS = KIPS TOTAL DEAD WEIGHT CENTER OF GRAVITY -X- -Y- -Z- ELEMENT BUOYANCY MARINE GROWTH BUOYANCY = KIPS = FT = FT = FT = KIPS = KIPS TOTAL BUOYANCY LOAD (DISPLACEMENT) CENTER OF BUOYANCY -X- -Y- -Z- = KIPS = 0 FT = FT = FT *NOTE: BUOYANCE LOAD SHOWN BASED ON MARINE METHOD source: output file 'saclst.static' from Run Analysis SACS 5.6 of STATIC - BASIC STATIC ANALYSIS Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Superelement & Dynamic

113 Tabel Frekuensi Natural Tabel Cumulative Mass Participation Factor CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM DYNAMIC ANALYSIS MODE Frekuensi Natural Periode Natural Cumulative Mass Participation Factor Eigenvalue Mode (siklus/detik) (s) X Y Z E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Superelement & Dynamic

114 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM E E source: output file 'dynlst.dynamic' from Run Analysis SACS 5.6 of DYNAMIC - EXTRA MODE SHAPES Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Superelement & Dynamic

115 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM SEISMIC ANALYSIS ******** RESPONSES FOR CQC METHOD IN X DIRECTION ******** ************************************ MODAL RESPONSES ************************************* MODE FREQ. ACCELERATION VELOCITY DISPL. BASE SHEAR BASE MOMENT VERT LOAD DAMPING (CPS) (G) (IN/SEC) (IN) (KIPS) (IN-KIP ) (KIPS) RATIO ** X-DIRECTION BASE SHEAR = 180 KIPS ** Y-DIRECTION BASE SHEAR = 102 KIPS ** X-DIRECTION OVERTURNING MOMENT = 0.110E+06 IN-K ** Y-DIRECTION OVERTURNING MOMENT = 0.327E+06 IN-K ** Z-DIRECTION VERTICAL LOAD = 379. KIPS Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Seismic (SACS)

116 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM ******** RESPONSES FOR CQC METHOD IN Y DIRECTION ******** ************************************ MODAL RESPONSES ************************************* MODE FREQ. ACCELERATION VELOCITY DISPL. BASE SHEAR BASE MOMENT VERT LOAD DAMPING (CPS) (G) (IN/SEC) (IN) (KIPS) (IN-KIP ) (KIPS) RATIO ** X-DIRECTION BASE SHEAR = 180 KIPS ** Y-DIRECTION BASE SHEAR = 201 KIPS ** X-DIRECTION OVERTURNING MOMENT = 0.362E+06 IN-K ** Y-DIRECTION OVERTURNING MOMENT = 0.871E+05 IN-K ** Z-DIRECTION VERTICAL LOAD = 176. KIPS Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Seismic (SACS)

117 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM ******** RESPONSES FOR CQC METHOD IN Z DIRECTION ******** ************************************ MODAL RESPONSES ************************************* MODE FREQ. ACCELERATION VELOCITY DISPL. BASE SHEAR BASE MOMENT VERT LOAD DAMPING (CPS) (G) (IN/SEC) (IN) (KIPS) (IN-KIP ) (KIPS) RATIO E E ** X-DIRECTION BASE SHEAR = 178 KIPS ** Y-DIRECTION BASE SHEAR = 74 KIPS ** X-DIRECTION OVERTURNING MOMENT = 0.109E+06 IN-K ** Y-DIRECTION OVERTURNING MOMENT = 0.259E+06 IN-K ** Z-DIRECTION VERTICAL LOAD = 630. KIPS FOR LOAD CASE 1 ** X-DIRECTION BASE SHEAR = 275. KIPS ** Y-DIRECTION BASE SHEAR = 237. KIPS ** X-DIRECTION OVERTURNING MOMENT = 0.394E+06 IN-K ** Y-DIRECTION OVERTURNING MOMENT = 0.426E+06 IN-K ** Z-DIRECTION VERTICAL LOAD = 757. KIPS source: output file 'eqklst.seismic' from Run Analysis SACS 5.6 of DYNAMIC - SPECTRAL EARTHQUAKE Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Seismic (SACS)

118 Displacement (in) Velocity (in/sec) Acceleration (G) CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM X Direction Y Direction Z Direction Periode (s) Periode (s) X Direction Y Direction Z Direction Z Direction X Direction Y Direction -1 Periode (s) Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Seismic (SACS)

119 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM RESPONSE SPECTRAL CALCULATION source: API RP 2A WSD 2007 page 158 Uraian Kriteria source: Marine Structural Design Calc - M. El-Reedy page 63 Normalized Response Spectrum API RP 2A WSD Soil Type B S A /G (0.5 s < T < 5.0 s) 1.2/T S A /G (0.32 s < T < 0.5 s) 1.8/T S A /G (0.125 s < T < 0.32 s) 2.5 S A /G ( 0.05 s < T < 0.13 s) 20T S A /G ( 0.04 s < T < 0.05 s) 1.0 Spectral Velocity (S V ) (T/2) S A in/s Spectral Displacement (S D ) (T 2 /4 2 ) S A in Peak Ground Acceleration (PGA) g in/s 2 Damping Ratio 0.04 or 4% D factor (non 5% damping ratio) X Y Z CQC Dynamic Loading Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Seismic (manual)

120 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM MODE T S A S V S S D A /G (s) (in/s 2 ) (in/s) (in) Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Seismic (manual)

121 S D, Spectral Displacement in inch S V, Spectral Velocity in in/sec CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM Spectral Response Acceleration S A, Spectral Acceleration in in/sec T, Period in seconds Spectral Response Velocity T, Period in seconds Spectral Response Displacement T, Period in seconds Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Seismic (manual)

122 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM MEMBER GROUP SUMMARY (Post Processing) GROUP ID CRITICAL MEMBER MEMBER GROUP SUMMARY AISC 2005 ASD / API RP2A-WSD LOAD COND. MAX. UC DIST FROM END (FT) APPLIED STRESSES AXIAL BEND-Y BEND-Z KSI KSI KSI BBM L BHD BRC L CDL 602L-702L CMJ CRS 801L CSD CSJ HDL HVM L JLG 503L-603L MDL 702L-802L MGC L MGH MGM L PLE 2PL3-103P SGC SGH SGM source: output file 'pstlst' from Run Analysis SACS 5.6 of POST PROCESSING - ELEMENT STRESS CODE CHECK Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Member UC

123 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM JOINT CAN SUMMARY (Post Processing) JOINT DIAMETER (IN) JOINT CAN SUMMARY (UNITY CHECK ORDER) THICKNESS (IN) YIELD STRESS (KSI) UNITY CHECK 603L L L L L L L A1K L L L L C1K B1K L L L L L A1K B1K B1K C1K C1K C1K B1K B1K C1K A1K A1K A1K L source: output file 'jcnlst' from Run Analysis SACS 5.6 of POST PROCESSING - TUBULAR CONNECTION CHECK Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Joint Can UC

124 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM PILE ANALYSIS - 1PL1 DISTANCE DEFLECTIONS SOIL INTERNAL LOADS STRESSES FROM REACTIONS BENDING AXIAL BENDING AXIAL SHEAR COMBINED LATERAL AXIAL ROTATION SHEAR PILEHEAD LATERAL AXIAL MOMENT LOAD STRESS STRESS STRESS STRESS UC FT IN IN RAD KIPS KIPS IN-KIP KIPS KIPS KSI KSI KSI KSI Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Single Pile

125 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Single Pile

126 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Single Pile

127 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM source: output file 'pillst' from Run Analysis SACS 5.6 of UTILITIES - SINGLE Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Single Pile

128 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM PILE ANALYSIS - 1PL2 DISTANCE DEFLECTIONS SOIL INTERNAL LOADS STRESSES FROM REACTIONS BENDING AXIAL BENDING AXIAL SHEAR COMBINED LATERAL AXIAL ROTATION SHEAR PILEHEAD LATERAL AXIAL MOMENT LOAD STRESS STRESS STRESS STRESS UC FT IN IN RAD KIPS KIPS IN-KIP KIPS KIPS KSI KSI KSI KSI Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Single Pile

129 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Single Pile

130 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Single Pile

131 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM source: output file 'pillst' from Run Analysis SACS 5.6 of UTILITIES - SINGLE Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Single Pile

132 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM PILE ANALYSIS - 1PL3 DISTANCE DEFLECTIONS SOIL INTERNAL LOADS STRESSES FROM REACTIONS BENDING AXIAL BENDING AXIAL SHEAR COMBINED LATERAL AXIAL ROTATION SHEAR PILEHEAD LATERAL AXIAL MOMENT LOAD STRESS STRESS STRESS STRESS UC FT IN IN RAD KIPS KIPS IN-KIP KIPS KIPS KSI KSI KSI KSI Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Single Pile

133 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Single Pile

134 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Single Pile

135 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM source: output file 'pillst' from Run Analysis SACS 5.6 of UTILITIES - SINGLE Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya SEISMIC ANALYSIS Sheet: Single Pile

136 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM DYNAMIC AMPLIFICATION FACTOR CALCULATION Dynamic Amplification Factor (DAF) adalah suatu nilai faktor yang memperbesar beban suatu struktur ketika terjadinya resonansi akibat adanya beban siklis. T n = T = ξ = periode natural struktur (s) periode gelombang reguler rasio redaman (API RP 2A W T n = s ξ = 0.05 H i (m) T i (s) DAF , , , > T n = s T n = s Error 1% (Seismic Analysis - Dynamic SACS 5.6) (Fatigue Analysis - Dynamic SACS 5.6) (error maximum 5% or 0.05) Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya FATIGUE ANALYSIS Sheet: DAF

137 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM MEMBER FATIGUE REPORT (Post Processing) NO. JOINT MEMBER CHORD STRESS CON. FACTORS FATIGUE RESULTS JOINT MEMBER GROUP TYPE ORIGINAL ID ID OD (IN) WT (IN) TYPE TYPE LEN. (FT) AX-CR AX-SD IN-PL OU-PL DAMAGE LOC SERV. LIFE 1 1JL2 1JL2-2JL2 JLG TUB Y CHD R JL1 1JL1-2JL1 JLG TUB Y CHD R JL3 1JL3-2JL3 JLG TUB Y CHD L JL1 1JL1-2JL1 JLG TUB Y CHD L L 403L-503L JLG TUB K CHD R L 403L-503L JLG TUB K CHD L L 302L-402L JLG TUB K CHD L L 301L-401L JLG TUB K CHD R JL3 1JL3-2JL3 JLG TUB Y CHD R JL2 1JL2-2JL2 JLG TUB Y CHD R L 303L-403L JLG TUB K CHD L JL2 5A1K-1JL2 BRC TUB Y BRC R L 401L-501L JLG TUB K CHD R JL1 1JL1-5A1K BRC TUB Y BRC R L 303L-403L JLG TUB K CHD R L 402L-502L JLG TUB K CHD L L 202L-302L JLG TUB K CHD L JL3 1JL3-5C1K BRC TUB Y BRC L JL1 5C1K-1JL1 BRC TUB Y BRC L L 401L-501L JLG TUB K CHD L L 201L-301L JLG TUB K CHD R L 301L-401L JLG TUB K CHD L L 503L-4B1K BRC TUB K BRC R L 203L-303L JLG TUB K CHD R L 503L-4C1K BRC TUB K BRC L L 2JL2-102L JLG TUB K CHD L L 102L-202L JLG TUB K CHD L Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya FATIGUE ANALYSIS Sheet: Fatigue (SACS)

138 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM L 2JL1-101L JLG TUB K CHD R JL3 5B1K-1JL3 BRC TUB Y BRC R L 402L-502L JLG TUB K CHD R L 201L-301L JLG TUB K CHD TR L 401L-501L JLG TUB K CHD R L 501L-4C1K BRC TUB K BRC R L 402L-3A1K BRC TUB K BRC L L 502L-4B1K BRC TUB K BRC L JL1 2JL1-101L JLG TUB K CHD TR L 202L-302L JLG TUB K CHD TL L 2JL3-103L JLG TUB K CHD L JL2 1JL2-5B1K BRC TUB Y BRC R L 203L-303L JLG TUB K CHD R L 301L-401L JLG TUB K CHD TR L 401L-3A1K BRC TUB K BRC R L 101L-201L JLG TUB K CHD TR JL2 2JL2-102L JLG TUB K CHD TL L 101L-201L JLG TUB K CHD R L 102L-202L JLG TUB K CHD TL L 302L-402L JLG TUB K CHD R L 302L-402L JLG TUB K CHD TL L 402L-502L JLG TUB K CHD R L 302L-2A1K BRC TUB K BRC L JL3 2JL3-103L JLG TUB K CHD L L 403L-3C1K BRC TUB K BRC L L 401L-501L JLG TUB K CHD R L 2JL3-103L JLG TUB K CHD R L 401L-501L JLG TUB K CHD TR L 2JL1-101L JLG TUB K CHD L JL1 1JL1-2JL1 JLG TUB K CHD TR L 201L-301L JLG TUB K CHD TL Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya FATIGUE ANALYSIS Sheet: Fatigue (SACS)

139 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM L 401L-0106 BRC TUB K BRC L JL1 2JL1-101L JLG TUB K CHD L L 103L-203L JLG TUB K CHD R L 403L-3B1K BRC TUB K BRC R L 201L-301L JLG TUB K CHD L JL2 1JL2-2JL2 JLG TUB K CHD TL L 301L-2A1K BRC TUB K BRC R L 301L-401L JLG TUB K CHD TL A1K 6A1K-2JL2 BRC TUB K CHD T L 203L-303L JLG TUB K CHD TR L 101L-201L JLG TUB K CHD TL L 201L-2A1K BRC TUB K BRC TR L 401L-3C1K BRC TUB K BRC L JL3 2JL3-103L JLG TUB K CHD R L 202L-2A1K BRC TUB K BRC TL A1K 2JL1-6A1K BRC TUB K CHD T JL3 1JL3-2JL3 JLG TUB K CHD TL L 6A1K-102L BRC TUB K BRC L JL1 2JL1-6A1K BRC TUB K BRC TR L 202L-1A1K BRC TUB K BRC L L 301L-3A1K BRC TUB K BRC TR C1K 403L-4C1K BRC TUB K CHD T L 103L-203L JLG TUB K CHD TR L 101L-1A1K BRC TUB K BRC TR B1K 403L-4B1K BRC TUB K CHD T L 403L-503L JLG TUB K CHD L L 303L-2C1K BRC TUB K BRC R L 202L-302L JLG TUB K CHD TR JL2 6A1K-2JL2 BRC TUB K BRC TL L 102L-1A1K BRC TUB K BRC TL L 501L-0103 BRC TUB K BRC R Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya FATIGUE ANALYSIS Sheet: Fatigue (SACS)

140 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM L 101L-6A1K BRC TUB K BRC R L 101L-201L JLG TUB K CHD TL JL1 1JL1-2JL1 JLG TUB K CHD TL L 302L-3A1K BRC TUB K BRC TL L 302L-402L JLG TUB K CHD TR L 503L-603L JLG TUB K CHD R L 402L-502L JLG TUB K CHD TL L 303L-403L JLG TUB K CHD TR L 201L-1A1K BRC TUB K BRC TR JL2 2JL2-102L JLG TUB K CHD R L 103L-203L JLG TUB K CHD R L 402L-0107 BRC TUB K BRC R L 202L-302L JLG TUB K CHD R L 502L-602L JLG TUB K CHD R L 203L-303L JLG TUB K CHD TL L 2JL2-102L JLG TUB K CHD R L 103L-6C1K BRC TUB K BRC L L 102L-202L JLG TUB K CHD TR L 503L-603L JLG TUB K CHD L JL3 2JL3-6C1K BRC TUB K BRC L L 402L-4B1K BRC TUB K BRC R JL3 1JL3-2JL3 JLG TUB K CHD R L 401L-501L JLG TUB K CHD R L 201L-2C1K BRC TUB K BRC TL L 303L-2B1K BRC TUB K BRC R JL1 6C1K-2JL1 BRC TUB K BRC TL JL1 2JL1-5A1K BRC TUB K BRC TR L 402L-3B1K BRC TUB K BRC R L 301L-3C1K BRC TUB K BRC TL L 203L-2C1K BRC TUB K BRC TR L 103L-203L JLG TUB K CHD TL Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya FATIGUE ANALYSIS Sheet: Fatigue (SACS)

141 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM L 403L-503L JLG TUB K CHD R L 401L-4C1K BRC TUB K BRC R L 102L-202L JLG TUB K CHD TR L 6C1K-101L BRC TUB K BRC L L 101L-1C1K BRC TUB K BRC TL JL2 5A1K-2JL2 BRC TUB K BRC TL L 301L-2C1K BRC TUB K BRC L C1K 2JL3-6C1K BRC TUB K CHD T L 303L-403L JLG TUB K CHD TL L 203L-1C1K BRC TUB K BRC R L 6B1K-103L BRC TUB K BRC R A1K 302L-3A1K BRC TUB K CHD T L 501L-4A1K BRC TUB K BRC TR L 103L-1C1K BRC TUB K BRC TR A1K 202L-2A1K BRC TUB K CHD T JL3 6B1K-2JL3 BRC TUB K BRC R JL3 2JL3-5C1K BRC TUB K BRC TL A1K 5A1K-1JL2 BRC TUB K CHD T L 202L-2B1K BRC TUB K BRC TR C1K 6C1K-2JL1 BRC TUB K CHD T JL2 1JL2-2JL2 JLG TUB K CHD R A1K 1JL1-5A1K BRC TUB K CHD T L 302L-3B1K BRC TUB K BRC TR L 201L-1C1K BRC TUB K BRC TL L 502L-602L JLG TUB K CHD L C1K 503L-4C1K BRC TUB K BRC T L 303L-3C1K BRC TUB K BRC TR B1K 503L-4B1K BRC TUB K BRC T JL1 5C1K-2JL1 BRC TUB K BRC TL A1K 301L-3A1K BRC TUB K CHD T JL2 2JL2-6B1K BRC TUB K BRC R Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya FATIGUE ANALYSIS Sheet: Fatigue (SACS)

142 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM L 203L-2B1K BRC TUB K BRC TL A1K 201L-2A1K BRC TUB K CHD T L 102L-1B1K BRC TUB K BRC TR A1K 102L-1A1K BRC TUB K CHD T L 302L-2B1K BRC TUB K BRC R C1K 303L-3C1K BRC TUB K CHD T L 403L-4B1K BRC TUB K BRC L A1K 6A1K-102L BRC TUB K BRC T L 203L-1B1K BRC TUB K BRC R L 102L-6B1K BRC TUB K BRC R L L BRC TUB K BRC R L 502L-4A1K BRC TUB K BRC TL B1K 6B1K-2JL3 BRC TUB K CHD T L L BRC TUB K BRC R JL3 5B1K-2JL3 BRC TUB K BRC R L 103L-1B1K BRC TUB K BRC TL A1K 101L-6A1K BRC TUB K BRC T L 501L-0000 BRC TUB K BRC R C1K 401L-4C1K BRC TUB K CHD TR A1K 101L-1A1K BRC TUB K CHD T L 202L-1B1K BRC TUB K BRC TR B1K 2JL2-6B1K BRC TUB K CHD TR L 303L-3B1K BRC TUB K BRC TL B1K 303L-3B1K BRC TUB K CHD T B1K 402L-4B1K BRC TUB K CHD T C1K 203L-2C1K BRC TUB K CHD T L L BRC TUB K BRC L C1K 1JL3-5C1K BRC TUB K CHD T JL2 2JL2-5B1K BRC TUB K BRC TR L 403L-4C1K BRC TUB K BRC R A1K A1K BRC TUB K CHD T Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya FATIGUE ANALYSIS Sheet: Fatigue (SACS)

143 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM 183 4A1K A1K BRC TUB K CHD T C1K 5C1K-1JL1 BRC TUB K CHD T C1K 103L-1C1K BRC TUB K CHD T B1K 203L-2B1K BRC TUB K CHD T C1K 103L-6C1K BRC TUB K BRC T C1K 201L-2C1K BRC TUB K CHD TL A1K 402L-3A1K BRC TUB K BRC T L 502L-0001 BRC TUB K BRC L C1K 301L-3C1K BRC TUB K CHD L A1K 302L-2A1K BRC TUB K BRC T B1K 502L-4B1K BRC TUB K BRC T C1K 6C1K-101L BRC TUB K BRC T B1K 302L-3B1K BRC TUB K CHD R A1K 5A1K-2JL2 BRC TUB K BRC T C1K 403L-3C1K BRC TUB K BRC T A1K 401L-3A1K BRC TUB K BRC T C1K 101L-1C1K BRC TUB K CHD TL A1K 2JL1-5A1K BRC TUB K BRC T C1K 501L-4C1K BRC TUB K BRC T B1K 202L-2B1K BRC TUB K CHD TR B1K 5B1K-1JL3 BRC TUB K CHD TL A1K 301L-2A1K BRC TUB K BRC T B1K 103L-1B1K BRC TUB K CHD T A1K 202L-1A1K BRC TUB K BRC T B1K 1JL2-5B1K BRC TUB K CHD T B1K 403L-3B1K BRC TUB K BRC T B1K 6B1K-103L BRC TUB K BRC T A1K 501L-4A1K BRC TUB K BRC T A1K 502L-4A1K BRC TUB K BRC T C1K 303L-2C1K BRC TUB K BRC T B1K 102L-1B1K BRC TUB K CHD TR Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya FATIGUE ANALYSIS Sheet: Fatigue (SACS)

144 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM 214 1A1K 201L-1A1K BRC TUB K BRC T B1K 102L-6B1K BRC TUB K BRC T C1K 2JL3-5C1K BRC TUB K BRC T B1K 303L-2B1K BRC TUB K BRC T C1K 203L-1C1K BRC TUB K BRC T C1K 5C1K-2JL1 BRC TUB K BRC T C1K 401L-3C1K BRC TUB K BRC T C1K 301L-2C1K BRC TUB K BRC T B1K 203L-1B1K BRC TUB K BRC T B1K 402L-3B1K BRC TUB K BRC T C1K 201L-1C1K BRC TUB K BRC T B1K 302L-2B1K BRC TUB K BRC T B1K 5B1K-2JL3 BRC TUB K BRC T B1K 2JL2-5B1K BRC TUB K BRC T B1K 202L-1B1K BRC TUB K BRC T source: output file 'ftglst' from Run Analysis SACS 5.6 of POST PROCESSING - DETERMINISTIC FATIGUE Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya FATIGUE ANALYSIS Sheet: Fatigue (SACS)

145 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM JOINT CAN DETAIL REPORT (sample) ACTING STRESSES PUNCHING SHEAR CHORD BRACE CHRD BRACE ALLOWABLE STRESSES COMM CHRD BRCE JNT LOAD GAP O.D. WT FY O.D. WT ANGLE STRESS FA OPB IPB FA OPB IPB UC JNT JNT JNT TYP CASE (IN) (IN) (KSI) (IN) (IN) (DEG) (KSI) (KSI) (KSI) (KSI) (KSI) (KSI) (KSI) (IN) 1B1K 102L 202L T WUPX L 303L 2C1K K WUPX L 302L 2B1K K WUPY C1K 301L 401L K WUPY L 103L 1C1K T WUPX Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya FATIGUE ANALYSIS Sheet: Fatigue (manual)

146 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM MEMBER FATIGUE REPORT (sample) from sheet 'FATIGUE (SACS)' JOINT NO. JOINT MEMBER GROUP TYPE ORIGINAL MEMBER CHORD STRESS CON. FACTORS FATIGUE RESULTS ID ID OD (IN) WT (IN) TYPE TYPE LEN. (FT) AX-CR AX-SD IN-PL OU-PL DAMAGE LOC SERV. LIFE 1 202L 102L-202L JLG TUB K CHD L L 303L-403L JLG TUB K CHD TR L 303L-2B1K BRC TUB K BRC R L 201L-301L JLG TUB K CHD TR L 2JL3-103L JLG TUB K CHD L Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya FATIGUE ANALYSIS Sheet: Fatigue (manual)

147 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM VALIDITAS PARAMETER TURUNAN Joint Chord Brace Joint Chord Brace Joint Joint Type D (in) T (in) d (in) t (in) L (in) g (in) β τ γ ζ α θ 1B1K 102L 202L T L 303L 2C1K K L 302L 2B1K K C1K 301L 401L K L 103L 1C1K T Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya FATIGUE ANALYSIS Sheet: Fatigue (manual)

148 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM SERVICE LIFE VALIDITY BETWEEN SACS & MANUAL CALCULATION f ax f OPB f IPB nominal member end axial nominal member end out-of-plane bending stresses nominal member end in-of-plane bending stresses SCF ax SCF OPB SCF IPB corresponding stress concentration factors for axial corresponding stress concentration factors for out-of-plane bending stresses corresponding stress concentration factors for in-of-plane bending stresses source: API RP 2A WSD 2007 page 197 Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya FATIGUE ANALYSIS Sheet: Fatigue (manual)

149 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM Stress range at 2 million cylces Inverse Log-Log Slope (m) source: API RP 2A WSD 2000 page 54 Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya FATIGUE ANALYSIS Sheet: Fatigue (manual)

150 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM H i (ft) T i (ft) Kejadian Gelombang selama 10 tahun pada sudut pias terhadap True North (TN) 30 o 60 o 90 o 120 o 150 o 180 o 210 o 240 o 270 o 300 o 330 o 360 o T O T A L from sheet 'DATA TRB II-TRB III' H i (m) T i (s) DAF , , , > from sheet 'DAF' TOTAL Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya FATIGUE ANALYSIS Sheet: Fatigue (manual)

151 H i (ft) JOINT 1B1K 102L 202L CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM P i N i (cycle) ni = Pi/(NixTi) f ax f OPB f IPB SCF ax SCF OPB SCF IPB Axial OPB IPB E E E H i (ft) T i (ft) T i (ft) JOINT 203L 303L 2C1K SERVICE LIFE VALIDITY BETWEEN SACS & MANUAL CALCULATION (cont) Nominal Stress (ksi) Stress Concentration Factor S i (ksi) Nominal Stress (ksi) Stress Concentration Factor S i (ksi) Allowable Stress S-N (ksi) Allowable Stress S-N (ksi) Allowable Stress API (ksi) Allowable Stress API (ksi) TOTAL (jumlah kejadian) UMUR LELAH (tahun) UMUR LELAH (SACS) error P i N i (cycle) ni = Pi/(NixTi) f ax f OPB f IPB SCF ax SCF OPB SCF IPB Axial OPB IPB E E E E TOTAL (jumlah kejadian) UMUR LELAH (tahun) UMUR LELAH (SACS) error Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya FATIGUE ANALYSIS Sheet: Fatigue (manual)

152 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM H i (ft) T i (ft) JOINT 202L 302L 2B1K Nominal Stress (ksi) P i N i (cycle) ni = Pi/(NixTi) f ax f OPB f IPB SCF ax SCF OPB SCF IPB Axial OPB IPB E E E E H i (ft) T i (ft) JOINT 3C1K 301L 401L Stress Concentration Factor S i (ksi) Nominal Stress (ksi) Stress Concentration Factor S i (ksi) Allowable Stress S-N (ksi) Allowable Stress S-N (ksi) Allowable Stress API (ksi) Allowable Stress API (ksi) TOTAL (jumlah kejadian) UMUR LELAH (tahun) UMUR LELAH (SACS) error P i N i (cycle) ni = Pi/(NixTi) f ax f OPB f IPB SCF ax SCF OPB SCF IPB Axial OPB IPB E E E TOTAL (jumlah kejadian) UMUR LELAH (tahun) UMUR LELAH (SACS) error Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya FATIGUE ANALYSIS Sheet: Fatigue (manual)

153 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM H i (ft) T i (ft) JOINT 203L 103L 1C1K Nominal Stress (ksi) Stress Concentration Factor S i (ksi) Allowable Stress S-N (ksi) Allowable Stress API (ksi) P i N i (cycle) ni = Pi/(NixTi) f ax f OPB f IPB SCF ax SCF OPB SCF IPB Axial OPB IPB E E E TOTAL (jumlah kejadian) UMUR LELAH (tahun) UMUR LELAH (SACS) error Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya FATIGUE ANALYSIS Sheet: Fatigue (manual)

154 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM JOINTS REACTION WEIGTH jacket weight = kips max axial load = kips SIZE height = ft m breadth = ft m OUTPUT Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Jacket

155 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Jacket

156 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM type = tubular OD = in ID = in Fy = ksi W = lb/ft SUPPORT CAN DATA outer diameter inner diameter yield stress Mass of Each Support Can t = 1.00 in thickness 0.08 ft A = in 2 can area 0.92 ft 2 I = in 4 moment of inertia rx = in radius gyration E = ksi young's modulus K = 1.00 effective length factor L = 5.00 ft # support can = 6.00 can(s) OD/t = AXIAL COMPRESSION F compression = Max F z on Sup. Joint / can area = kips / in 2 = 1.83 ksi stress check = compression < 0.95Fy = 1.83 ksi < ksi OK SUPPORT CAN WEIGHT weight = Mass of Each Sup. Can x support can length = lb/ft x 5.00 ft = lb = 3.00 kips total weight = can weight x # support can = 3.00 kips x 6.00 can(s) = kips OD = 43 in t = 1 in H = 5 ft Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Sup. Can

157 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Sup. Can

158 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Sup. Can

159 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM SUPPORT BEAM 1 L = ft x = 3.40 ft y = ft P 1 = kips P 2 = kips R a = kips R b = kips M max = kips.ft = kips.in SUPPORT BEAM 2 L = ft x = ft y = ft P 1 = kips P 2 = kips R a = kips R b = kips M max = kips.ft = kips.in SUPPORT BEAM 3 L = ft x = ft y = ft P 1 = kips P 2 = kips R a = kips R b = kips M max = kips.ft = kips.in Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Sup. Beam

160 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM MAXIMUM MOMENT Mmax = kips.in BENDING STRESS CHECK σ allowable = 0.66Fy = ksi Sxx = in 3 W 30 x 391 S = in 3 F bending = moment max / S = kips.in / in 3 = ksi F bending stress check = < 0.66Fy ksi < ksi OK BEAM DATA Tipe = W 30 x 391 Fy = ksi W = lb/ft S = in 3 I = in 4 E = ksi Aw = in 2 rx = in # beam = 3.00 beam(s) source : AISC SHEAR STRESS CHECK shear strength = max jacket load / beam area = kips / in 2 = 2.12 ksi yield stress nominal weight section modulus moment of inertia young's modulus sectional area radius of gyration stress check = shear strength ksi < 0.4Fy = 2.12 ksi < ksi OK Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Sup. Beam

161 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM BEAM WEIGHT BEAM 1 length = ft weight = nominal weigth x beam length = lb/ft x ft = lb = kips BEAM 2 length = ft weight = nominal weigth x beam length = lb/ft x ft = lb = kips BEAM 3 length = ft weight = nominal weigth x beam length = lb/ft x ft = lb = kips total weight = beam weight = kips Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Sup. Beam

162 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM SUPPORT CAN DATA type = tubular OD = in ID = in Fy = ksi W = lb/ft outer diameter inner diameter yield stress Mass of Each Support Can t = 1.00 in thickness 0.08 ft A = in 2 can area 0.92 ft^2 I = in 4 moment of inertia rx = in radius gyration E = ksi young's modulus K = 1.00 effective length factor L = 5.00 ft # support skid = 6.00 can(s) OD/t = AXIAL COMPRESSION F compression = Max Fz on Sup. Joint / can area = kips / in 2 = 1.83 ksi stress check = compression < 0.95Fy = 1.83 ksi < ksi OK SUPPORT CAN WEIGHT weight = Mass of Each Sup. Can xupport can length = lb/ft x 4.00 ft = lb = 2.40 kips total weight = can weight x # support can = 2.40 kips x 6.00 can(s) = kips OD = 43 in t = 1 in H = 4 ft Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Sup. Skid Shoe

163 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Sup. Skid Shoe

164 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Sup. Skid Shoe

165 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM AXIAL LOAD jacket = kips support can = 3.00 kips support beam = kips support skid shoe = 2.40 kips total = kips = ton SKID SHOE Skid Shoe Capacity Check capacity = ton > ton OK Skid Shoe Weight weight = 0.74 ton = 1.64 kips # skidshoe = 6.00 shoe(s) total weigth = skid shoe weight x # skidshoe = 1.64 kips x 6.00 shoe(s) = 9.87 kips Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Sup. Skid Shoe

166 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM SKID TRACK DIMENSION width = 0.4 m length = m SKID TRACK WEIGHT nominal weight = kg/m = ton/m # skidtrack = 2 weight = nominal weight x length = ton/m x m = ton total weight = weight x # skidtrack = ton x 2 = ton = kips Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Sup. Skid Shoe

167 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM DATA JACKET height = ft = m breadth = 94.2 ft = m DATA BARGE Type = boabarge 21/22 length = 92 m breath = 31.5 m depth = 6.71 m draught max = 5.3 m deck area = 2700 m 2 deck strength = 20 ton/m 2 frame spacing = 2 m DWT = ton Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Barge

168 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Barge

169 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM BARGE STRENGTH CONCENT.AREA TOTAL AXIAL LOAD deck strength = 20 ton/m 2 # = 2 beam(s) area = skidtrack length x skidtrack width = m x m = m 2 total area = m 2 jacket = kips support can = kips support beam = kips skid shoe = 9.87 kips skid track = kips support skid shoe = kips total = kips = ton AXIAL LOAD PER AREA axial load/area = total axial load / total area = ton / m 2 = ton/m 2 strength check = axial load per area < deck strength = ton/m 2 < 20 ton/m 2 OK Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Barge

170 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM BARGE DATA Type = boabarge 21/22 length = 92 m breath = 31.5 m depth = 6.71 m draught max = 5.3 m deck area = 2700 m2 deck strength = 20 ton/m2 frame spacing = 2 m DWT = ton TOTAL AXIAL LOAD jacket = kips support can = kips support beam = kips skid shoe = kips skid track = kips support skid shoe = kips total = kips = ton COEFFISIEN BLOCK A = 14 m B = 5 m D = 6.71 m L = 92 m T = 5.3 m area = (L x T) - (2 x A x B / 2) = m 2 volume displ. = area x breadth = m 3 volume block = leng. x draught x breadth = m 3 C B = v. displacement/v. block = Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Barge

171 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM DISPLACEMENT ρ seawater = ton/m 3 displacement = volume displacement x ρ seawater = ton LIGHT WEIGHT TONNAGE LWT = displacement - DWT = ton TOTAL WEIGHT total weight = + total axial load = ton DRAUGHT AFTER JACKET draught after jacket = total weight / (length x breadth x ρ seawater x C B ) = 1.19 m draught check = draught after jacket < draught max = 1.19 m < 5.3 m OK 0% water ballast DRAUGHT PLAN draught plan = draught after jacket < draught plan < draught max = 2.6 m 3m 11.3m Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Barge

172 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM series = type = supplier = source = Azcue VM/VR Vertical Inline Centrifugal Pump Castle Pump castlepumps.com Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Barge

173 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM Parameter PB Step 1 Step 2 Step 3 Step 4 Step 5 Step 6 Step 7 Step 8 Step 9 Step 10 Draft Amidships m Displacement t Heel deg Draft at FP m Draft at AP m Draft at LCF m Trim (+ve by stern) m WL Length m Beam max extents on WL m Wetted Area m^ Waterpl. Area m^ Prismatic coeff. (Cp) Block coeff. (Cb) Max Sect. area coeff. (Cm) Waterpl. area coeff. (Cwp) LCB from zero pt. (+ve aft) m LCF from zero pt. (+ve aft) m KB m KG fluid m BMt m BML m GMt corrected m GML m KMt m KML m Immersion (TPc) tonne/cm MTc tonne.m RM at 1deg = GMt.Disp.sin(1) tonne.m Max deck inclination deg Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Barge Cond.

174 CALCULATION & DYNAMIC ANALYSIS PLATFORM (LEIGEN) WELLHEAD PLATFORM Trim angle (+ve by stern) deg Tugas Rancang Besar III Departemen Teknik Kelautan FTK - ITS Surabaya LOAD OUT ANALYSIS Sheet: Barge Cond.

175 LAMPIRAN C GAMBAR STRUKTUR AUTOCAD 2017

176 Komentar: TN N E W S 80' 10' 60' 10' M Tugas Rancang Struktur Lepas Pantai Statis (TRB II) JURUSAN TEKNIK KELAUTAN 10' 11 MG4 FAKULTAS TEKNOLOGI KELAUTAN INSTITUT TEKNOLOGI SEPULUH NOPEMBER 5 DOWN R49'-4" 8 3 MAIN DECK LAYOUT LEIGEN Z-10 PLATFORM 80' 60' 4 7 SHEET NO. 1 FROM 5 WELLHEAD PLATFORM SCALE: 1 : EQUIPMENT LIST 1. Load Break Switch 1. 4'-6'' x 2'-5'' x 6'-5'' Transformer 3. Instrument Storage 4. Fresh Water Tank 5. Air Receiver 2. 12'-6'' x 8'-0'' x 8'-0'' 3. 8'-0'' x 6'-8'' x 6'-6'' 4. 11'-6'' x 8'-0'' x 10'-0'' 5. OD 36" x 75" Ansul Drum Chemical Skid 7. Mechanical Storage 8. Communciation Tower 6. 9'-3" x 5'-2" x 4'-5" 7. 8'-2'' x 8'-1'' x 8'-9'' 8. 10'-5'' x 10'-5'' x 100'-0'' MG3 9. Power Instrument Storage 10. Toilet 9. 8'-2'' x 8'-2'' x 9'-0'' 10. 5'-0'' x 4'-0'' x 8'-0'' 10' Crane 12. Conductor '-5.74" x 12'-7.49" 12. OD 20"' x WT 0.75" DOWN DRAWN BY : R49'-4" SG0 SG1 MG1 SG2 SG3 SG4 SG5 SG6 SG7 SG8 SG9 SG10 SG11 SG12 MG2 SG13 SG14 1. FAUZAN AWAL RAMADHAN NRP MUHAMMAD ADIMAS HASNAN HABIB NRP JAMHARI HIDAYAT BIN MUSTOFA NRP CHECKED & APPROVED BY (signature) : NUR SYAHRONI, ST., MT., Ph.D NIP Ir. MURDJITO, M.Sc.Eng. NIP DAY/DATE:

177 Komentar: TN N E 90' W S 15' 60' 15' 80' 10' 60' 10' DOWN UP MG4 MG3 M Tugas Rancang Struktur Lepas Pantai Statis (TRB II) 1. Gas Cooler 2. Emergency Generator 3. Battery Box 4. Maintenance Building 5. Switch Gear 6. Switch Gear Building 7. Diesel Fuel Tank 8. Toilet 9. Transformer 10. Vertical Air Receiver 11. Riser JURUSAN TEKNIK KELAUTAN FAKULTAS TEKNOLOGI KELAUTAN INSTITUT TEKNOLOGI SEPULUH NOPEMBER CELLAR DECK LAYOUT LEIGEN Z-10 PLATFORM SHEET NO. 2 FROM 5 DRAWN BY : WELLHEAD PLATFORM EQUIPMENT LIST 1. OD 38'' x 20'-0'' 2. 22'-0'' x 9'-0'' x 10'-11'' 3. 2'-3'' x 2'-3'' x 1'-9'' 4. 12'-3'' x 6'-4'' x 8'-0'' 5. 5'-0'' x 2'-2'' x 8'-10'' 6. 7'-0'' x 18'-0'' x 13'-6'' 7. 10'-0'' x 10'-0'' x 10'-0'' 8. 4'-0'' x 6'-0'' x 8'-0'' 9. 9'-0'' x 5'-0'' x 6'-9'' 10. OD 38'' x 6'-4'' 11. OD 20" x 0.75" 1. FAUZAN AWAL RAMADHAN NRP MUHAMMAD ADIMAS HASNAN HABIB NRP JAMHARI HIDAYAT BIN MUSTOFA NRP CHECKED & APPROVED BY (signature) : SCALE: 1 : 125 UP SG0 SG1 SG2 MG1 SG3 SG4 SG5 SG6 SG7 SG8 SG9 SG10 SG11 SG12 SG13 MG2 SG14 SG15 SG16 NUR SYAHRONI, ST., MT., Ph.D NIP Ir. MURDJITO, M.Sc.Eng. NIP DAY/DATE:

178 Komentar: TN N E W S M Tugas Rancang Struktur Lepas Pantai Statis (TRB II) JURUSAN TEKNIK KELAUTAN FAKULTAS TEKNOLOGI KELAUTAN INSTITUT TEKNOLOGI SEPULUH NOPEMBER 18' OA 2' MG4 RD BOEING VERTOL BK-117 & HELIPORT PLATFORM WELLHEAD PLATFORM 26' 18' 36'-10" SHEET NO. 3 FROM 5 SCALE: 1 : 125 GENERAL CHARACTERISTIC Helicopter: 1. Manufacture Model: Boeing Vertol BK Common Name: Space Ship 3. Gross Weight: kip or 2850 kg MG3 4. Rotor Diameter (RD): feet or 11 m 5. Overall Length (OL): 42.7 feet or 13 m 6. Crew: One or two pilot 7. Capacity: 5 seats Landing Gear: SG1 SG1 MG1 SG2 SG3 SG4 SG5 SG6 SG7 SG8 SG9 MG2 SG10 SG11 36'-10" 1. Type: Skid 2. Contact Area Per: Fore: 32 in 2 or 206 cm 2 After: 32 in 2 or 206 cm 2 3. % of Gross Weight Per: Fore: 0.34 or 2.13 kip After: 0.66 or 4.14 kip 4. Width Between Gears: 8.2 feet or 2.5 m DRAWN BY : 1. FAUZAN AWAL RAMADHAN NRP MUHAMMAD ADIMAS HASNAN HABIB NRP JAMHARI HIDAYAT BIN MUSTOFA NRP CHECKED & APPROVED BY (signature) : NUR SYAHRONI, ST., MT., Ph.D NIP Ir. MURDJITO, M.Sc.Eng. NIP DAY/DATE: