Dosen Pembimbing: 1. Ir. Hasan Ikhwani, M.Sc 196901211993031002 2. Sujantoko, ST, MT 197004011998031005
UJIAN TUGAS AKHIR P3 JURUSAN TEKNIK KELAUTAN 26 Januari 2011 Latar Belakang Masalah Perumusan Masalah Tujuan Penelitian Manfaat Penelitian Batasan Masalah Metodologi Analisa dan Pembahasan Kesimpulan
UJIAN TUGAS AKHIR P3 JURUSAN TEKNIK KELAUTAN 26 Januari 2011 Latar Belakang Masalah Perlunya dilakukan analisa local bukling dan propagation buckling pada pipeline saat proses instalasi agar tidak terjadi kegagalan pada pipeline. Studi kasus yang digunakan dalam tugas akhir ini adalah proyek saluran pipa baru KARMILA-TITI dari CNOOC SES. Ltd, yang terletak di Offshore South East Sumatera.
Pipeline Data Tabel 1 Data desain pipa milik CNOOC Outside Diameter, OD = 16.000 in 40.64 cm Wall Thickness, t = 0.500 in 1.27 cm API-5L X42 Yield Strength, Fy = 42.00 ksi 289.58 Mpa Pipe Coatings Data: Corrosion Coating 3LPP Thickness, tc1 = 0.100 in 0.25 cm Corrosion Coating Density, Dc = 7.000 pcf 1098.87 N/m3 Thermal Insulation (Polyurethane) Thicness,tc 2 = 1.500 in 3.81 cm Thermal Insulation (Polyurethane) Density, Dc = 9.000 pcf 1412.83 N/m3 Total Corrosion Coating Thickness, tc = 1.600 in 4.06 cm Total Corrosion Coating Density, Dc = 16.000 pcf 2511.70 N/m3 Concrete Coating Thickness, tcc = 2.100 in 5.33 cm Concrete Coating Submerged Density, Dcc = 150.000 pcf 23547.14 N/m3 Field Joint Coating Data: Corrosion Coating Cutback, Lc = 9.000 in 22.86 cm Concrete Coating Cutback, Lcc = 13.000 in 33.02 cm Field Joint Filler Density, Df = 140.000 pcf 21977.33 N/m3 Miscellaneous Input: Water Density, Dw = 64.000 pcf 10046.78 N/m3 Maximum Product Density, Dp = 52.500 pcf 8241.50 N/m3 Concrete Ultimate Water Absorption = 5.000 % Average Joint Length, L = 40.000 ft 12.19 m Calculated Pipe Section Properties Inside Diameter, ID = OD - 2 t = 15.000 in 38.1 cm Outside Diameter/Thickness Ratio, ODt = OD / t = 32.00 Inside Diameter/Thickness Ratio, IDt = ID / t = 30.00 Cross Sectional Area, A = p * ID^2 / 4 = 176.715 in^2 1140.09 cm2 Steel Area, As = p * (OD - t) t = 24.347 in^2 157.08 cm2 Bare Pipe Moment of Inertia, I = p (OD^4 - ID^4) / 64 = 731.942 in^4 30465.73 cm4 Bare Pipe Section Modulus, S = I (2/OD) = 91.493 in^3 1499.30 cm3 Total Coated Outside Diameter, TD = OD + 2 tc + 2 tcc = 23.400 in 59.44 cm
Tabel 2 Data laybarge yang akan digunakan untuk proses laying Barge Parameters Name of Barge : DMB 88 Length over all : 62 m Length : 60 m Beam : 11 m Depth : 3.0 m Draft : 1.9 m Freeboard : 1.1 m
UJIAN TUGAS AKHIR P3 JURUSAN TEKNIK KELAUTAN 26 Januari 2011 Perumusan Masalah Berdasarkan data pipeline pada Tabel 1 dan data laybarge pada Tabel 2 maka permasalahan yang akan dibahas dalam penelitian ini adalah sebagai berikut: Bagaimana tegangan yang diterima sistem pipeline pada saat proses laying untuk setiap perbedaan kedalaman dan variasi radius curvature? Bagaimana local buckling dan propagation buckling yang terjadi pada daerah sagbend dan overbend pada pipeline yang terjadi untuk setiap kedalaman saat proses laying?
UJIAN TUGAS AKHIR P3 JURUSAN TEKNIK KELAUTAN 26 Januari 2011 Tujuan Penelitian Menganalisa dan mendapatkan besar tegangan yang diterima sistem pipeline pada saat proses laying untuk setiap perbedaan kedalaman dan radius curvature Menganalisa local buckling dan propagation buckling yang terjadi pada pipeline saat proses laying untuk setiap perbedaan kedalaman
Manfaat Penelitian UJIAN TUGAS AKHIR P3 JURUSAN TEKNIK KELAUTAN 26 Januari 2011 Dari hasil analisa tersebut, diharapkan dapat bermanfaat sebagai bahan kajian dan suatu acuan dalam instalasi pipa bawah laut dengan menggunakan S-Lay Methode pada saat proses laying, dan menghitung tegangan yang terjadi pada pipeline. Manfaat lainnya adalah menganaslisa local buckling dan propagation buckling yang terjadi pada pipeline saat laying.
UJIAN TUGAS AKHIR P3 JURUSAN TEKNIK KELAUTAN 26 Januari 2011 Batasan Masalah Metode instalasi menggunakan S-Lay Methode. Permodelan sistem pipeline meggunakan software OFFPIPE. Analisa yang dilakukan adalah analisa statis. Pengukuran hanya untuk tegangan yang terjadi pada pipa bawah laut. Kontur dasar laut dianggap datar. Pipe zone tidak diperhatikan karena slope seabed relatif sama. Proses laying dilakukan pada laut dengan kondisi tenang. Codes yang digunakan adalah DnV 1981 dan DnV OS F-101.
Metodologi Mulai Data-data Perancangan Permodelan Instalasi Pipa Dengan Software OFFPIPE Analisa Hasil Permodelan Instalasi Pipa Cek Buckling Dengan DNV 1981 Cek Buckling Dengan DNV OS-F101 (2000) Pembahasan Selesai
Load case pipelay dengan variasi kedalaman dan radius curvature WATER DEPTH NO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 RADIUS CURVATURE MODEL meter meter name 20 330 KT1 20 315 KT2 20 298.5 KT3 22 330 KT4 22 315 KT5 22 298.5 KT6 25 330 KT7 25 315 KT8 25 298.5 KT9
Maximum stress yang terjadi pada saat instalasi dengan variasi kedalaman dan radius curvature MAXIMUM STRESS MAXIMUM STRESS MAXIMUM STRESS LC ON OVERBEND ON SAGBEND ON SEABED Mpa % SMYS Mpa % SMYS Mpa % SMYS KT1 200.69777 69.23 122.75928 42.36 43.26714 14.93 KT2 230.84737 79.63 122.78826 42.37 42.83244 14.78 KT3 247.34268 85.32 122.81724 42.38 42.6006 14.7 KT4 187.97116 64.84 141.59628 48.86 38.5434 13.3 KT5 219.83117 75.83 137.91582 47.59 38.13768 13.16 KT6 199.79908 68.92 135.85824 46.88 37.90584 13.08 KT7 258.06898 89.02 181.64664 62.68 45.84636 15.82 KT8 253.05371 87.29 177.70536 61.32 45.41166 15.67 KT9 250.15471 86.29 175.44492 60.54 45.15084 15.58
Loadcase KT3 (kedalaman 20 m dan radius curvature 298.5 m) Keterangan : Region I Laybarge (node 1-15) Region II Stinger (node 16-26) Region III Sagbend (node 27-57) Region IV Seabed (node 58-74) Pipeline Elevation Percentage Yield
Loadcase KT7 (kedalaman 25 m dan radius curvature 330 m) Keterangan : Region I Laybarge (node 1-15) Region II Stinger (node 16-26) Region III Sagbend (node 27-61) Region IV Seabed (node 62-80) Pipeline Elevation Percentage Yield
Loadcase KT8 (kedalaman 25 m dan radius curvature 315 m) Keterangan : Region I Laybarge (node 1-15) Region II Stinger (node 16-26) Region III Sagbend (node 27-61) Region IV Seabed (node 62-80) Pipeline Elevation Percentage Yield
Loadcase KT9 (kedalaman 25 m dan radius curvature 298.5 m) Keterangan : Region I Laybarge (node 1-15) Region II Stinger (node 16-26) Region III Sagbend (node 27-61) Region IV Seabed (node 62-80) Pipeline Elevation Percentage Yield
Analisa Perhitungan Local Buckling Menggunakan DNV 1981 LOADCASE OVERBEND UNITY SAGBEND UNITY MAX MAX CHECK MAX MAX CHECK BENDING MOMENT AXIAL FORCES BENDING MOMENT AXIAL FORCES (kn-m) (kn) (kn-m) (kn) KT1 278.470 236.26 0.641 162.631 225.92 0.377 KT2 323.698 236.04 0.747 162.693 225.91 0.378 KT3 348.466 235.91 0.806 162.726 225.91 0.378 KT4 288.343 233.82 0.662 190.170 233.66 0.437 KT5 307.171 236.13 0.707 184.649 233.67 0.425 KT6 333.993 235.99 0.771 181.558 233.68 0.418 KT7 364.780 233.43 0.845 250.258 233.43 0.570 KT8 357.252 233.47 0.826 244.358 233.45 0.556 KT9 352.924 233.49 0.816 240.966 233.46 0.548
Analisa Perhitungan Popagation Buckling Menggunakan DNV 1981 Propagation Pressure dihitung dengan menggunakan persamaan: p = 1.15. π.smys pr t D t P pr = 33.731 MPa Karena syarat propagation buckle adalah Pe < Ppr maka pada instalasi pipa ini tidak perlu adanya buckle arrestors
Analisa Perhitungan Local Buckling Menggunakan DNV OS-F101(2000) LOADCASE OVERBEND UNITY SAGBEND UNITY MAX MAX CHECK MAX MAX CHECK BENDING MOMENT AXIAL FORCES BENDING MOMENT AXIAL FORCES (kn-m) (kn) (kn-m) (kn) KT1 278.470 236.26 0.297 162.631 225.92 0.101 KT2 323.698 236.04 0.401 162.693 225.91 0.101 KT3 348.466 235.91 0.465 162.726 225.91 0.101 KT4 288.343 233.82 0.318 190.170 233.66 0.139 KT5 307.171 236.13 0.361 184.649 233.67 0.131 KT6 333.993 235.99 0.427 181.558 233.68 0.126 KT7 364.780 233.43 0.510 250.258 233.43 0.240 KT8 357.252 233.47 0.489 244.358 233.45 0.229 KT9 352.924 233.49 0.477 240.966 233.46 0.223
Analisa Perhitungan Popagation Buckling Menggunakan DNV OS-F101(2000) Propagation Pressure dihitung dengan menggunakan persamaan: p pr = 2.5 t 2 35 f y. α fab D P pr = 16.80 MPa
Analisa Perhitungan Popagation Buckling Menggunakan DNV OS-F101(2000)...(lanjutan) Syarat propagation buckle : P e P m pr γ. γ sc Tekanan eksternal tidak boleh melebihi tekanan yang akan menyebabkan propagasi. Besarnya tekanan eksternal yang terjadi harus berada dalam batas tahanan. Maka pada instalasi pipa ini tidak perlu adanya buckle arrestors.
KESIMPULAN Pada saat instalasi, pipa mengalami overstress di daerah overbend pada load case KT3, KT7, KT8, KT9 dengan percentage yield masing-masing yaitu 85.32% SMYS, 89.02% SMYS, 87.29% SMYS, 86.29% SMYS untuk standart code DNV 1981 dengan allowable stress sebesar 85% SMYS atau 246.14 Mpa, Sedangkan pipa mengalami overstress di daerah overbend pada load case KT7, KT8, KT9 untuk code DnV OS F101 Submarine Pipeline System dengan allowable stress sebesar 87% SMYS atau 251.9 Mpa.
KESIMPULAN... (lanjutan) Tidak terjadi local buckling karena UC<1 dengan variasi yang telah ditentukan baik menggunakan standart code DNV 1981, ataupun DnV OS F101 Submarine Pipeline System. Tidak terjadi propagation buckle karena memenuhi syarat standart code DNV 1981 dan DnV OS F101 Submarine Pipeline System sehingga tidak perlu menggunakan buckle arrestors.
Terima kasih