3.2.1 Parameter Desain

BAB B 3 ANALISISS DESAIN

3

AN NALISIIS DESSAIN 3.1

Deskripsi Kasus K

ugas Akhir ini, kasus yang digu unakan ad dalah proyeek pembangunan Pada laaporan Tu jalur piipa bawah laut milik Chevron In ndonesia C Company di Sadewa FField yang tterletak di lepaas pantai Kalimantan K n Timur teepatnya dii perairan Selat Makkassar. Jalur pipa bawah laut ini ditujukan d untuk meenyalurkan gas bumi sejauh 3 38 kilometter dari m k kompleeks platfo ke form Attaka. Penyaaluran ini akan Sadewaa Well menuju mengggunakan pip pa baja karrbon dengaan diamete er 16”.

Gambaar 3.1 Lokasi Proyek

LAPORA AN TUGAS AK KHIR DESAIN DAN ANALISSIS STRUKTUR PIPA BAWA AH LAUT

3‐1

BAB 3 ANALISIS DESAIN

3.2

Input Data

Data input yang digunakan dalam laporan Tugas Akhir ini merupakan design basis dari proyek yang akan dikerjakan. Data yang ada begitu banyak dan bervariasi untuk setiap titik kilopoint (KP) sepanjang jalur pipa, oleh karena itu untuk menyederhanakan masalah dalam laporan Tugas Akhir ini, maka dilakukan pembatasan lingkup kerja dan data. Adapun data yang dipergunakan adalah data‐ data yang paling ekstrim untuk setiap KP agar dapat diambil penyeragaman studi kasus pada sepanjang jalur pipa. Data‐data yang akan digunakan dalam analisis pada laporan ini akan disajikan berikut ini. 3.2.1 Parameter Desain Tabel 3.1 Parameter Desain Parameter Diameter Luar Pipa Wall Thickness Material Grade Specified Minimum Yield Strength Tebal Selimut Anti‐korosi Tebal Selimut Beton Massa Jenis Pipa Baja Karbon Massa Jenis Selimut Anti‐korosi Massa Jenis Selimut Beton Massa Jenis Gas Content Corrosion Coating Type Tekanan Desain Temperatur Maksimum Desain Tekanan Hidrotes Corrosion Allowance Young's Modulus Poisson's Ratio Coefficient of Linear Expansion

Nilai 16 0,625 API‐X52 5,2E+04 0,0295 1 490,1 87,4 189,8 2,8 FBE 1340 93,33 1742 0,125 3,0E+07 0,3 11,7E‐06

Unit inch inch psi inch inch pcf pcf pcf pcf psi °C psi inch psi /°C

3.2.2 Data Lingkungan Dalam proses desain struktur pipa bawah laut, data lingkungan menjadi parameter utama. Adapun ringkasan dari data lingkungan dapat dilihat berikut ini. LAPORAN TUGAS AKHIR DESAIN DAN ANALISIS STRUKTUR PIPA BAWAH LAUT

3‐2


• Kedalaman Perairan Kondisi batimetri di area Sadewa Field menunjukkan kontur yang bergelombang. Sebaliknya ketika mendekati area Attaka Field kondisi batimetri menjadi lebih halus dan datar. Kedalaman air laut rata‐rata pada masing‐masing fasilitas yang didasarkan pada MSL adalah: • Sadewa Well

• Attaka Platform Complex

: 280 ft (85,34 m) : 185 ft (56,4 m)

Kedalaman air laut sepanjang jalur pipa yang dipilih bervariasi antara 185,7 ft (56,5 m) dan 337,92 ft (103,0 m). Karena kedalaman air bervariasi dalam rentang yang cukup besar, maka untuk analisis diambil tiga titik tinjauan sebagai parameter dalam proses pendesainan struktur pipa bawah laut. Adapun ketiga titik tersebut adalah kedalaman 56.4 m, 85.34 m, serta 103m dengan asumsi ke tiga titik tersebut akan mewakili perairan dangkal, perairan sedang, serta perairan dalam sehingga hasil yang diperoleh nantinya diharapkan akan relatif lebih akurat. • Properti Air Laut Massa Jenis

: 64 lb/ft3

Temperatur

: 85°F (29,4°C) ‐ permukaan

80°F (26,66°C) ‐ dasar laut

Viskositas Kinematik

: 1,03 x 10‐5 ft2/s

• Data Elevasi Pasang Surut Data pasang surut yang diberikan diambil relatif terhadap MSL sebagai berikut. • Highest Astronomical Tide (HAT)

: +4,5 ft

• Mean Sea Level (MSL)

: 0,0 ft

• Lowest Astronomical Tide (LAT)

: ‐3,9 ft

• Storm Surge

: dapat diabaikan (1 tahun)

+1,6 ft (100 tahun) LAPORAN TUGAS AKHIR DESAIN DAN ANALISIS STRUKTUR PIPA BAWAH LAUT

3‐3


• Data Gelombang Dan Arus ¾ Data Gelombang Data yang digunakan untuk desain dinyatakan dalam bentuk tabel berikut ini dan diasumsikan bekerja secara tegak lurus terhadap sumbu pipa. Tabel 3.2 Data Gelombang Deskripsi Unit 1 tahun 100 tahun Hs ft 5,18 (1,58 m) 7,93 (2,42 m) Tp sec 5,24 6,23 Hmax ft 10,7 (3,26 m) 16,3 (4,97 m) Tmax sec 7,6 8,1

dimana: Hs

= Tinggi gelombang signifikan

Tp

= Perioda puncak dari gelombang

Hmax = Tinggi gelombang maksimum yang mungkin terjadi Tmax = Perioda gelombang untuk Hmax ¾ Data Arus Karena kedalaman air yang ditinjau diambil pada tiga titik yang berbeda, maka berbeda pula data arus untuk setiap titik yang digunakan. Variasi kecepatan arus pada ketiga titik tinjauan berbeda pula untuk setiap titik kedalaman perairan yang berbeda, perhatikan tabel‐tabel berikut ini. Tabel 3.3 Data Arus Untuk Perairan Dalam Kedalaman (ft) 1 tahun (ft/s) 100 tahun (ft/s) 0 5,41 6,50 131,2 1,80 2,17 269,0 1,80 2,17 282,2 0 0 Tabel 3.4 Data Arus Untuk Perairan Sedang Kedalaman (ft) 1 tahun (ft/s) 100 tahun (ft/s) 0 3,05 3,74 131,2 1,44 1,80 269,0 1,31 1,64 282,2 0 0

LAPORAN TUGAS AKHIR DESAIN DAN ANALISIS STRUKTUR PIPA BAWAH LAUT

3‐4

BAB 3 ANALISIS DESAIN Tabel 3.5 Data Arus Untuk Perairan Dangkal % Kedalaman Air 1 tahun (ft/s) 100 tahun (ft/s) Dari Dasar Laut 100 1,35 1,76 90 1,33 1,73 80 1,30 1,70 70 1,28 1,67 60 1,26 1,64 50 1,22 1,59 40 1,18 1,54 30 1,14 1,48 20 1,07 1,40 10 0,97 1,27 0 0 0

• Koefisien Hidrodinamika Tabel 3.6 Koefisien Hidrodinamika (mengacu pada DNV RP E305) Koefisien Nilai 0,7 untuk Re ≥ 3E+05 (aliran super kritis) Drag (CD) 1,2 untuk Re < 3E+05 (aliran subkritis dan kritis) Lift (CL) 0,9 Inertia (CM) 3,29

• Properti Tanah Adapun jenis tanah pada lokasi proyek bervariasi disetiap titik tinjauan yang diambil. Tanah dengan jenis clay dengan tingkat plastisitas sedang hingga tinggi terdapat pada perairan dengan kedalaman 56,4 m dan kedalaman 85,34 m. Sedangkan jenis tanah pada perairan dengan kedalaman 103 m adalah campuran antara pasir dan kerikil. Besarnya nilai koefisien gesek akan berbeda‐beda untuk masing‐masing jenis tanah yang berbeda, adapun besar koefisien tersebut akan ditentukan dengan mengacu pada DNV RP E305. 3.3

Analisis Desain Pipa

Berikut ini adalah analisis‐analisis yang dilakukan dalam proses pendesainan struktur pipa bawah laut. LAPORAN TUGAS AKHIR DESAIN DAN ANALISIS STRUKTUR PIPA BAWAH LAUT

3‐5


3.3.1 Analisis Ketebalan Dinding Pipa Dalam analisis ketebalan pipa pada laporan Tugas Akhir ini, digunakan standar kode DNV 1981 Rules for Submarine Pipeline System yang kemudian dibandingkan dengan hasil perhitungan dengan menggunakan standar kode ASME B31.8 Gas Transmission And Distribution Piping System. Dalam tahap perhitungan wall thickness pertama‐tama ketebalan dinding pipa diasumsikan. Kemudian dilakukan pengecekan berdasarkan kriteria‐kriteria yang telah ditentukan, apakah ketebalan dinding asumsi tersebut memenuhi kriteria. Apabila ternyata ketebalan asumsi tersebut memenuhi syarat, maka ketebalan tersebut digunakan. Sebaliknya apabila ketebalan dinding tidak memenuhi syarat ataupun overdesain, maka dilakukan penyesuaian hingga didapat ketebalan dinding yang paling ekonomis tetapi dapat memenuhi kriteria‐kriteria yang telah ditentukan. Berikut ini adalah perhitungan dari analisis ketebalan dinding pipa dengan input data seperti yang telah dijelaskan pada sub‐bab sebelumnya, serta diperoleh ketebalan pipa berikut ini. Tabel 3.7 Perhitungan Wall Thickness Kondisi Instalasi No. 1 2

Keterangan External Pressure Maximum Minimum Standar DNV 1981 Zone 1

Minimum Req. Wall Thickness

Nominal Wall Thickness Zone 2


3

Nominal Wall Thickness Standar ASME B31.8

Minimum Wall Thickness

Nominal Wall Thickness

Rumusan

Hasil

Unit

Pe_max := ρsw ⋅ g ⋅ dmax Pe_min := ρsw ⋅ g ⋅ dmin

153.338 0

psi psi

0.286

inch

0.374

inch

0.412

inch

0.5

inch

0.286

inch

0.374

inch

tDNV_1 :=

( Pd − Pe_min) ⋅ D 2 ⋅ ηh_1 ⋅ SMYS ⋅ kt

tnom_1_DNV_sw := tDNV_1 + Tsweet

tDNV_2 :=



tASME :=

Pd ⋅ D 2 ⋅ S1

tnom_ASME_sw := tASME + Tsweet


3‐6

BAB 3 ANALISIS DESAIN Tabel 3.8 Perhitungan Wall Thickness Kondisi Hidrotes No. 1 2





3




Rumusan

Hasil

Unit


153.338 0

psi psi

0.372

inch

0.46

inch

0.536

inch

0.624

inch

0.372

inch

0.46

inch

Rumusan

Hasil

Unit


154.66 0

psi psi

0.286

inch

0.374

inch

0.412

inch

0.5

inch

0.286

inch

0.374

inch

tDNV_1 :=



tDNV_2 :=



tASME :=

Pd ⋅ D 2 ⋅ S1

tnom_ASME_sw:= tASME + Tsweet

Tabel 3.9 Perhitungan Wall Thickness Kondisi Operasi No. 1 2





3




tDNV_1 :=



tDNV_2 :=



tASME :=

Pd ⋅ D 2 ⋅ S1

tnom_ASME_sw:= tASME + Tsweet

Tabel 3.10 Ketebalan Pipa Minimum

Condition Installation Hydrotest Operation

Wall Thickness Minimum Required Wall Thickness (mm) DNV 1981 ASME B31.8 Zone 1 Zone 2 9,495 12,695 9,495 11,677 15,837 11,677 9,495 12,695 9,495 Final WT

Selected Wall Thickness (mm) 12,695 15,837 12,695 15,837

Selected Wall Thickness (inch) 0,500 0,624 0,500 0,624


3‐7

BAB 3 ANALISIS DESAIN Note: Zone 1: Pipeline section outside the 500 m regions of the platform Zone 2: Pipeline section (including risers) within the 500 m regions of the platform

Dari perhitungan di atas, diperoleh ketebalan minimum yang diperoleh adalah 0,624 inch. Adapun untuk mempermudah dalam pengadaan pipa, maka diambil nilai 0,625 inch (15,875 mm) sebagai ketebalan dinding pipa yang digunakan. 3.3.2 Buckling And Collapse Pressure Perhitungan analisis buckling dan collapse pressure yang digunakan dalam laporan Tugas Akhir ini mengacu pada standar kode DNV 1981 Appendix B. Adapun perhitungan buckling and collapse pressure dilakukan untuk kondisi instalasi dengan alasan bahwa kondisi instalasi adalah kondisi yang paling memungkinkan untuk terjadi buckling dan collapse akibat tidak adanya tekanan di dalam pipa. Berikut ini adalah perhitungan dan hasil perhitungan analisis buckling dan collapse pressure (perhatikan Tabel 3.11 dan Tabel 3.12 berikut ini). Adapun langkah perhitungan secara detail dapat dilihat pada lampiran. Tabel 3.11 Perhitungan Buckling And Collapse Pressure No. 1

Keterangan Axial Stress

Axial Stress Due To End Effect

Rumusan

σend := Pd ⋅

π 2 ID 4

(

2

π⋅ D −ID

2

)

Hasil

Unit

0

psi

0

psi

4

Axial Stress Due To Poisson Effect

Longitudinal Strain (int. pressure)

2

Thermal Stress

Total Axial Stress

3

Buckling Check

Longitudinal Stress (Axial Comp.)

Longitudinal Stress (Moment)

Longitudinal Stress

⎛ Pd ⋅ ID − Pe_min ⋅ D ⎞ σpoissons := −υ ⋅ ⎜ ⎟ 2t ⎝ ⎠ σp := σend + σpoissons σt := E ⋅ α ⋅ ( Ti − Tins )

0 2.4 x 10

psi 4

psi

4

σtot := σp + σt

2.4 x 10

psi

σx_N := σtot

2.4 x 104

psi

0

psi

σx_M σx := σx_N + σx_M

4

2.4 x 10

psi


3‐8


σxcrn_N :=

SMYS if

D t

< 20

5.171 x 104

psi

⎟ ⎠

6.241 x 104

psi

⋅ σxcr_M

5.171 x 104

psi

‐1.963 x 103

psi

4.974 x 104

psi

4.358 x 104

psi

0.472

0.655

310.442

psi

0.029

0.444

inch

⋅⎜

3.943 x 103

psi

a

1

‐1.103 x 104

psi

1.062 x 107

psi2

7.594 x 103

psi

9.314 x 103

psi

1.72 x 103

psi

1.72 x 103

psi

11.216

Critical Longitudinal Stress (only N)

σxcr_M := SMYS ⋅ ⎜ 1.35 − 0.0045 ⋅

Critical Longitudinal Stress

σxcr :=

Hoop Stress

Hoop Stress Elastic

⎡ ⎣

σx_N

Critical Hoop Stress

Propagating Pressure

Min. Wall Th. (Propagating Press.)

4

Collapse Pressure

Elastic Collapse Pressure

⎛ ⎝

⋅ σxcrn_N +

σx

σy :=

Analitic Solution for External Pressure

σx

Pd − Pe_max 2⋅ t

2

σyE if σyE ≤

3

D⎞ t

⋅D

2

⋅ SMYS

⎡ 1 ⎛ 2SMYS ⎞ 2⎤ σyE 2 SMYS⋅ ⎢1 − ⋅ ⎜ ⎟ ⎥ if 3 < SMYS ⎣ 3 ⎝ 3 ⋅ σyE ⎠ ⎦

α := 1 +

⎛ 300 σy ⎞ ⎜ D ⋅ ⎟ σycr ⎜ ⎟ ⎝ t ⎠

⎡⎛ σx ⎞ α σy ⎤ ⎢⎜ ⎥ ⎟ + ηyp⋅ σycr⎦ ⎣⎝ ηxp ⋅ σxcr ⎠ 2 ⎛ t ⎞ Ppr := π1.15SMYS ⋅ ⎜ ⎟ ⎝D−t⎠ Pe_max

k :=

1.15πSMYS k⋅ D tnom := 1+k

Ci :=

⎛t⎞ ⎜ ⎟ ⎝D⎠

σx_M

⎛ t ⎞ σyE := E ⋅ ⎜ ⎟ ⎝D−t⎠ σycr :=

⎛ D − 20 ⎞⎤ if 20 < D < 100 ⎟⎥ t ⎝t ⎠⎦

SMYS ⋅ ⎢1 − 0.001 ⎜

⎡ ⎣

b := −⎢2SMYS⋅

t D

3

⎛ 2⋅ E ⎞ 2⎟ ⎝1−υ ⎠

⎛ ⎝

+ ⎜ 1 + 0.03 ⋅

c := 2SMYS ⋅ Det :=

x1 :=

x2 :=

Critical Collapse Pressure

Safety Factor Against Pressure Collapse

Pcr :=

t D

D⎞ t

⋅ Ci

2

b − 4⋅ a ⋅ c

− b + Det 2⋅ a − b − Det 2a

x1 if x1 < x2 x2 otherwise

SF :=

Pcr Pe_max

⎤ ⎟ Ci⎥ ⎠ ⎦


3‐9

BAB 3 ANALISIS DESAIN Tabel 3.12 Buckling And Collapse Pressure Parameter Ratio Between Real Stress And Critical Stress (have to ≤ 1) Propagation Pressure Minimum Wall Thickness Due To Propagation Pressure Collapse Pressure Maximum External Pressure Safety Factor Against Pressure Collapse

Value 0,655 310,442 0,444 1,72 E+03 153,338 11,216

Unit psi inch psi psi

Dari Tabel 3.12 di atas, dapat diambil kesimpulan bahwa dimensi pipa yang digunakan dapat mengakomodasi gaya‐gaya yang bekerja pada struktur pipa tersebut tanpa memberikan efek negatif pada pipa itu sendiri. 3.3.3 Analisis Stabilitas Pipa Analisis kestabilan pipa di dasar laut ini mengacu kepada standar kode DNV RP E305. Adapun analisis stabilitas pipa dilakukan untuk tiga tahapan yang berbeda yaitu untuk tahap instalasi, tahap operasi, serta tahap operasi terkorosi. Berikut ini adalah perhitungan dan hasil perhitungan analisis stabilitas pipa di dasar laut dengan tambahan lapisan selimut beton setebal 1 inch. Adapun langkah perhitungan secara detail dapat dilihat pada lampiran. 3.3.3.1 Analisis Kestabilan Pipa Kondisi Instalasi Tabel 3.13 Perhitungan Berat Tenggelam Pipa Pada Kondisi Instalasi No 1 2 3

4

Perhitungan Total Outside Diameter Internal Diameter Corrosion Coating Diameter

Steel Weight

5

Corrosion Coating Weight

6

Concrete Coating Weight

7

Content Weight

8

Buoyancy

9

Submerged Weight

Rumusan Dcc := D + 2tcorr + 2tcc ID := D − 2t Dcorr := D + 2tcorr

(

)

2

2

Wst := 0.25π ⋅ D − ID ⋅ ρst

(

2

)

2

Wcorr := 0.25π ⋅ Dcorr − D ⋅ ρcorr

(

2

Wcc := 0.25π ⋅ Dcc − Dcorr

) ⋅ ρcc

2

2

Wcont := 0.25π ⋅ ID ⋅ ρcont 2

B := 0.25π ⋅ Dcc ⋅ ρsw Wsub := Wst + Wcorr + Wcc + Wcont − B

Hasil 18.059 14.75 16.059

Unit inch inch inch

102.747

lb/ft

0.902

lb/ft

70.638

lb/ft

0

lb/ft

113.84

lb/ft

60.446

lb/ft


3‐10


Pada tahap instalasi, digunakan data‐data lingkungan dengan periode ulang 1 tahun. Tabel 3.14 Perhitungan Gaya‐gaya Hidrodinamika Kondisi Instalasi (56,4 m) No

Perhitungan

1

Average Velocity To Reference Velocity Ratio

2

Particle Acceleration

3

Current To Wave Velocity Ratio

4

Keulegan Carpenter Number

5

Reynold Number

6

Hidrodynamic Force Coefficients Drag Coefficient

7 8 9

Ud := ⎡⎢

1

Zr ⎢ ln ⎛⎜ + 1 ⎞⎟ ⎣ ⎝ Zo ⎠

⋅ [ ( 1 + B1) ⋅ ln ( A1 + 1 ) − 1 ]⎤⎥ ⋅ Ur

⎥ ⎦

As := 2π M := KC := RE :=

CD :=

Us

Tu Ud

Us Us ⋅ Tu

Dcc ( Ud + Us ) ⋅ Dcc ν

1.2 if RE < 3 ⋅ 10

−5

∧ M ≥ 0.8

Hasil

Unit

0.25

m/s

5.852 x 10‐3

m/s2

37.938

0.102

1.23 x 105

0.7

0.7 otherwise

Lift Coefficient

CL

0.9

Inertia Coefficient

CI

3.29

Soil Friction Coefficient Calibration Factor Maximum Hydrodynamic Forces

μ Fw

0.4 1

0.742

lb/ft

0.954

lb/ft

0.223

lb/ft

4.827

kg/m

OK!

1.531

Hasil

Unit

0.306

m/s

1.69 x 10‐3

m/s2

142.838

0.037

Drag Force

FD ( θ ) := 0.5

Lift Force

FL ( θ ) := 0.5

Inertia Force 10 Required Submerged Weight 11 Lateral Stability Check 12

Rumusan

Vertical Stability Check (ok, if ≥ 1.1)

2 ρsw ⋅ Dcc ⋅ CD ⋅ ( Us ⋅ cos ( θ ) + Ud) g

ρsw 2 ⋅ Dcc ⋅ CL ⋅ ( Us ⋅ cos ( θ ) + Ud) g ρsw 2 FI ( θ ) := 0.25 ⋅ π ⋅ Dcc ⋅ CM ⋅ As ⋅ sin ( θ ) g ⎛ FD ( θ ) + FI ( θ ) + μ ⋅ FL ( θ ) ⎞ Ws ( θ ) := Fw ⋅ ⎜ ⎟ μ ⎝ ⎠ Wsub ≤ Wreq Wsub + B VS := B

Tabel 3.15 Perhitungan Gaya‐gaya Hidrodinamika Kondisi Instalasi (85,34 m) No

Perhitungan

1


2


3


4


Rumusan Ud := ⎡⎢

1

Zr ⎢ ln ⎛⎜ + 1 ⎞⎟ ⎣ ⎝ Zo ⎠

⋅ [ ( 1 + B1) ⋅ ln ( A1 + 1 ) − 1 ]⎤⎥ ⋅ Ur

⎥ ⎦

As := 2π M := KC :=

Us

Tu Ud

Us Us ⋅ Tu Dcc


3‐11


5

Reynold Number

6


7 8 9

RE :=

CD :=

( Ud + Us ) ⋅ Dcc ν

1.2 if RE < 3 ⋅ 10

−5

∧ M ≥ 0.8

1.477 x 105

0.7

0.7 otherwise

Lift Coefficient

CL

0.9

Inertia Coefficient

CI

3.29


μ Fw

0.4 1

1.071

lb/ft

1.377

lb/ft

0.065

lb/ft

6.204

kg/m

OK!

1.531

Hasil

Unit

0.31

m/s

7.447 x 10‐4

m/s2

318.177

0.017

1.492 x 105

0.7

Drag Force

FD ( θ ) := 0.5

Lift Force

FL ( θ ) := 0.5

Inertia Force 10 Required Submerged Weight 11 Lateral Stability Check Vertical Stability Check (ok, if ≥ 12 1.1)



Tabel 3.16 Perhitungan Gaya‐gaya Hidrodinamika Kondisi Instalasi (103 m) No

Perhitungan

1


2


3


4


5

Reynold Number

6


Rumusan 1 ⎡ Ud := ⎢ ⋅ [ ( 1 + B1) ⋅ ln ( A1 + 1 ) − 1 ]⎤⎥ ⋅ Ur Zr ⎢ ln ⎛⎜ + 1 ⎞⎟ ⎥ ⎣ ⎝ Zo ⎠ ⎦ Us As := 2π Tu Ud M := Us Us ⋅ Tu KC := Dcc ( Ud + Us ) ⋅ Dcc RE := ν CD :=

1.2 if RE < 3 ⋅ 10

−5

∧ M ≥ 0.8

0.7 otherwise

Lift Coefficient

CL

0.9

Inertia Coefficient

CI

3.29

7 8 9


μ Fw

0.7 1

Drag Force

1.092

lb/ft

FD ( θ ) := 0.5



3‐12


Lift Force Inertia Force 10 Required Submerged Weight 11 Lateral Stability Check 12



FL ( θ ) := 0.5

1.404

lb/ft

0.028

lb/ft

4.451

kg/m

OK!

1.531

Hasil 18.059 14.75 16.059

Unit inch inch inch

102.747

lb/ft

0.902

lb/ft

70.638

lb/ft

3.323

lb/ft

113.84

lb/ft

63.769

lb/ft

3.3.3.2 Analisis Kestabilan Pipa Kondisi Operasi Tabel 3.17 Perhitungan Berat Tenggelam Pipa Pada Kondisi Operasi No 1 2 3


4

Steel Weight

5


6


7

Content Weight

8

Buoyancy

9

Submerged Weight

Rumusan Dcc := D + 2tcorr + 2tcc ID := D − 2t Dcorr := D + 2tcorr

(

)

2

2

Wst := 0.25π ⋅ D − ID ⋅ ρst

(

2

)

2


(

2


) ⋅ ρcc

2

2



Pada tahap operasi, digunakan data lingkungan dengan periode ulang 100 tahun. Tabel 3.18 Perhitungan Gaya‐gaya Hidrodinamika Kondisi Operasi (56,4 m) No

Perhitungan

1


2


3


4


5

Reynold Number

6

Hidrodynamic Force Coefficients

Drag Coefficient

Rumusan 1 Ud := ⎡⎢ Zr ⎛ ⎢ ln ⎜ + ⎣ ⎝ Zo

⋅ [ ( 1 + B1) ⋅ ln ( A1 + 1 ) − 1 ]⎤⎥ ⋅ Ur ⎞ 1⎟ ⎥ ⎠ ⎦ Us As := 2π Tu Ud M := Us Us ⋅ Tu KC := Dcc ( Ud + Us ) ⋅ Dcc RE := ν

CD :=

1.2 if RE < 3 ⋅ 10

−5

∧ M ≥ 0.8

Hasil

Unit

0.327

m/s

0.016

m/s2

16.204

0.343

1.664 x 105

0.7

0.7 otherwise


3‐13


7 8 9

Lift Coefficient

CL

0.9

Inertia Coefficient

CI

3.29


μ Fw

0.4 1

1.36

lb/ft

1.748

lb/ft

0.622

lb/ft

9.26

kg/m

OK!

1.56

Hasil

Unit

0.383

m/s

2.987 x 10‐3

m/s2

93.4

0.077

1.856 x 105

0.7

Drag Force

FD ( θ ) := 0.5

Lift Force

FL ( θ ) := 0.5





Tabel 3.19 Perhitungan Gaya‐gaya Hidrodinamika Kondisi Operasi (85,34 m) No

Perhitungan

1


2


3


4


5

Reynold Number

6


7 8 9


1

Zr ⎢ ln ⎛⎜ + 1 ⎞⎟ Zo ⎣ ⎝ ⎠

⋅ [ ( 1 + B1) ⋅ ln ( A1 + 1 ) − 1 ]⎤⎥ ⋅ Ur

⎥ ⎦

As := 2π M := KC := RE :=

CD :=

Us

Tu Ud

Us Us ⋅ Tu


1.2 if RE < 3 ⋅ 10

−5

∧ M ≥ 0.8

0.7 otherwise

Lift Coefficient

CL

0.9

Inertia Coefficient

CI

3.29


μ Fw

0.4 1

1.691

lb/ft

2.174

lb/ft

0.114

lb/ft

9.794

kg/m

Drag Force

FD ( θ ) := 0.5

Lift Force

FL ( θ ) := 0.5

Inertia Force 10 Required Submerged Weight


ρsw 2 ⋅ Dcc ⋅ CL ⋅ ( Us ⋅ cos ( θ ) + Ud) g ρsw 2 FI ( θ ) := 0.25 ⋅ π ⋅ Dcc ⋅ CM ⋅ As ⋅ sin ( θ ) g ⎛ FD ( θ ) + FI ( θ ) + μ ⋅ FL ( θ ) ⎞ Ws ( θ ) := Fw ⋅ ⎜ ⎟ μ ⎝ ⎠


3‐14

BAB 3 ANALISIS DESAIN Wsub ≤ Wreq Wsub + B VS := B

11 Lateral Stability Check 12


OK!

1.56

Hasil

Unit

0.374

m/s

1.004 x 10‐3

m/s2

250.437

0.03

1.8 x 105

0.7

Tabel 3.20 Perhitungan Gaya‐gaya Hidrodinamika Kondisi Operasi (103 m) No

Perhitungan

1


2


3


4


5

Reynold Number

6


7 8 9

Ud := ⎡⎢

1

Zr ⎢ ln ⎛⎜ + 1 ⎞⎟ ⎣ ⎝ Zo ⎠

⋅ [ ( 1 + B1) ⋅ ln ( A1 + 1 ) − 1 ]⎤⎥ ⋅ Ur

⎥ ⎦

As := 2π M := KC := RE :=

CD :=

Us

Tu Ud

Us Us ⋅ Tu


1.2 if RE < 3 ⋅ 10

−5

∧ M ≥ 0.8

0.7 otherwise

Lift Coefficient

CL

0.9

Inertia Coefficient

CI

3.29


μ Fw

0.7 1

1.59

lb/ft

2.045

lb/ft

0.038

lb/ft

6.469

kg/m

OK!

1.56

Hasil 18.059 14.925 16.059

Unit inch inch inch

Drag Force

FD ( θ ) := 0.5

Lift Force

FL ( θ ) := 0.5


Rumusan




3.3.3.3 Analisis Kestabilan Pipa Kondisi Operasi Terkorosi Tabel 3.21 Perhitungan Berat Tenggelam Pipa Pada Kondisi Operasi Terkorosi No 1 2 3


Rumusan Dcc := D + 2tcorr + 2tcc ID := D − 2t + 2 ⋅ CA Dcorr := D + 2tcorr


3‐15


4

Steel Weight

5


6


7

Content Weight

8

Buoyancy

9

Submerged Weight

(

)

2

2

Wst := 0.25π ⋅ D − ID ⋅ ρst

(

2

)

2


(

2


) ⋅ ρcc

2

2



88.865

lb/ft

0.902

lb/ft

70.638

lb/ft

3.402

lb/ft

113.84

lb/ft

49.966

lb/ft

Pada tahap operasi, digunakan data lingkungan dengan periode ulang 100 tahun. Tabel 3.22 Perhitungan Gaya‐gaya Hidrodinamika Kondisi Operasi Terkorosi (56,4 m) No

Perhitungan

1


2


3


4


5

Reynold Number

6


7 8 9


CD :=

1.2 if RE < 3 ⋅ 10

−5

∧ M ≥ 0.8

Hasil

Unit

0.327

m/s

0.016

m/s2

16.204

0.343

1.664 x 105

0.7

0.7 otherwise

Lift Coefficient

CL

0.9

Inertia Coefficient

CI

3.29


μ Fw

0.35 1

1.36

lb/ft

1.748

lb/ft

0.622

lb/ft

10.239

kg/m

OK!

1.439

Drag Force

FD ( θ ) := 0.5

Lift Force

FL ( θ ) := 0.5





ρsw 2 ⋅ Dcc ⋅ CL ⋅ ( Us ⋅ cos ( θ ) + Ud) g ρsw 2 FI ( θ ) := 0.25 ⋅ π ⋅ Dcc ⋅ CM ⋅ As ⋅ sin ( θ ) g FD ( θ ) + FI ( θ ) + μ ⋅ FL ( θ ) ⎞ ⎛ Ws ( θ ) := Fw ⋅ ⎜ ⎟ μ ⎝ ⎠ Wsub ≤ Wreq Wsub + B VS := B


3‐16

BAB 3 ANALISIS DESAIN Tabel 3.23 Perhitungan Gaya‐gaya Hidrodinamika Kondisi Operasi Terkorosi (85,34 m) No

Perhitungan

1


2


3


4


5

Reynold Number

6


7 8 9


Hasil

Unit

0.383

m/s

2.987 x 10‐3

m/s2

93.4

0.077

1.856 x 105

CD :=

1.2 if RE < 3 ⋅ 10

−5

0.7

∧ M ≥ 0.8

0.7 otherwise

Lift Coefficient

CL

0.9

Inertia Coefficient

CI

3.29


μ Fw

0.35 1

1.691

lb/ft

2.174

lb/ft

0.114

lb/ft

10.737

kg/m

OK!

1.439

Hasil

Unit

0.374

m/s

5.021 x 10‐4

m/s2

500.874

0.015

1.796 x 105

Drag Force

FD ( θ ) := 0.5

Lift Force

FL ( θ ) := 0.5





ρsw 2 ⋅ Dcc ⋅ CL ⋅ ( Us ⋅ cos ( θ ) + Ud) g ρsw 2 FI ( θ ) := 0.25 ⋅ π ⋅ Dcc ⋅ CM ⋅ As ⋅ sin ( θ ) g FD ( θ ) + FI ( θ ) + μ ⋅ FL ( θ ) ⎞ ⎛ Ws ( θ ) := Fw ⋅ ⎜ ⎟ μ ⎝ ⎠ Wsub ≤ Wreq Wsub + B VS := B

Tabel 3.24 Perhitungan Gaya‐gaya Hidrodinamika Kondisi Operasi Terkorosi (103 m) No

Perhitungan

1


2


3


4


5

Reynold Number

6

Hidrodynamic Force Coefficients


1

Zr ⎢ ln ⎛⎜ + 1 ⎞⎟ ⎣ ⎝ Zo ⎠

⋅ [ ( 1 + B1) ⋅ ln ( A1 + 1 ) − 1 ]⎤⎥ ⋅ Ur

⎥ ⎦

As := 2π M := KC := RE :=

Us

Tu Ud

Us Us ⋅ Tu



3‐17


Drag Coefficient

7 8 9

1.2 if RE < 3 ⋅ 10

−5

∧ M ≥ 0.8

0.7

0.7 otherwise

Lift Coefficient

CL

0.9

Inertia Coefficient

CI

3.29


μ Fw

0.7 1

1.584

lb/ft

2.036

lb/ft

0.019

lb/ft

6.42

kg/m

OK!

1.439

Drag Force

FD ( θ ) := 0.5

Lift Force

FL ( θ ) := 0.5


CD :=




Dari hasil perhitungan on bottom stability, ketebalan selimut beton pemberat yang diperlukan untuk menjaga kestabilan struktur pipa di dasar laut nilainya bervariasi pada sepanjang jalur pipa yang besarnya berkisar antara 0 inch hingga 0,463 inch (11,76 mm). Pada praktek di lapangan, besarnya ketebalan selimut beton yang digunakan adalah 1 inch hal ini disebabkan karena 1 inch adalah ketebalan minimum dari selimut beton yang memungkinkan untuk dipasang pada struktur pipa bawah laut. Tabel 3.25 berikut ini adalah ringkasan dari perhitungan analisis kestabilan pipa di dasar laut. Tabel 3.25 On‐Bottom Stability Water Depth (m) 56,4 85,34 103,0

On Bottom Stability Vertical Safety Factor Horizontal Safety Factor Installation Operation Corroded Installation Operation Corroded 1,531 1,560 1,439 18,635 10,249 7,262 1,531 1,560 1,439 14,499 9,689 6,925 1,531 1,560 1,439 20,210 14,671 11,581

Soil Type Clay Clay Sand


3‐18


3.3.4 Analisis Bentang Bebas Pada Pipa Analisis bentang bebas pada pipa harus dilakukan sebagai dasar dalam pemilihan rute pipa. Analisis ini akan menghasilkan panjang bentang bebas maksimum yang diizinkan berdasarkan kekuatan struktur dari pipa itu sendiri. Perhitungan panjang maksimum bentang bebas dalam laporan Tugas Akhir ini mengacu pada standar kode DNV 1981 Rules for Submarine Pipeline System. Berikut ini adalah hasil perhitungan pada analisis bentang bebas pada pipa berdasarkan masing‐masing tahapan. Tabel 3.26 Bentang Bebas Kondisi Instalasi Free Span (Installation Condition) Maximum Allowable Span Length (m) Governing Maximum Water V.I.V. Depth Allowable Static (m) In-Line Cross-Flow Span Length (m) 56,4 40,000 44,972 76,351 40,000 85,34 40,000 40,891 67,991 40,000 103,0 40,000 40,767 67,785 40,000

Governing Criteria Static Static Static

Tabel 3.27 Bentang Bebas Kondisi Hidrotes Free Span (Hydrotest Condition) Maximum Allowable Span Length (m) Governing Maximum Water V.I.V. Depth Allowable Static (m) In-Line Cross-Flow Span Length (m) 56,4 29,000 44,249 72,013 29,000 85,34 29,000 42,866 64,128 29,000 103,0 29,000 42,736 63,934 29,000


Tabel 3.28 Bentang Bebas Kondisi Operasi Free Span (Operation Condition) Maximum Allowable Span Length (m) Governing Maximum Water V.I.V. Depth Allowable Static (m) In-Line Cross-Flow Span Length (m) 56,4 36,000 38,545 64,091 36,000 85,34 36,000 36,501 59,386 36,000 103,0 36,000 37,102 60,364 36,000



3‐19


Dari keseluruhan perhitungan pada analisis bentang bebas, maka diambil panjang maksimum terpendek dari keseluruhan tahap sebagai acuan pemilihan rute, yaitu sebesar 29 m dari tahapan hidrotes pada kriteria bentang bebas statis.


3‐20

3.2.1 Parameter Desain

Recommend Documents