Bab IV Analisis Perancangan Struktur GRP Pipeline Berdasarkan ISO 14692

Bab IV Analisis Perancangan Struktur GRP Pipeline Berdasarkan ISO 14692

4.1

Flowchart Perancangan GRP Pipeline Menurut ISO 14692-3 bagian 7.10 perancangan sistem perpipaan dengan

menggunakan material komposit dilakukan dengan melakukan iterasi untuk memilih suatu produk pipa yang akan tepat untuk digunakan dalam perancangan tersebut. Jika produk pipa yang dipilih tidak memenuhi kriteria code dan standard seperti, maka perlu digantikan dengan produk pipa lain dengan rating tekanan yang lebih tinggi dan kemudian proses analisis dilakukan kembali. Proses perancangan yang telah dijelaskan di atas dapat dibentuk menjadi sebuah diagram alir (flowchart) yang dapat dilihat pada gambar 4.1.

Gambar 4.1 Flowchart perancangan onshore pipeline menggunakan pipa komposit GRP

58

4.2

Pemilihan Tebal Dinding Pipa Berdasarkan Rating Tekanan Statik Pemilihan tebal pipa dilakukan berdasarkan rating tekanan, setelah terlebih

dahulu dipilih produk pipa dari salah satu produsen pipa Glass Reinforced Plastics (GRP) yang sesuai dipergunakan dalam perancangan. Pada studi kasus perancangan ini produk pipa yang digunakan adalah pipa GRP dari Fiber Glass System dengan jenis STAR Aliphatic Amine Line Pipe. Berdasarkan API Specification 15HR, rating tekanan statik dihitung menggunakan persamaan (2.17), sehingga besar tebal dinding pipa minimum yang dibutuhkan berdasarkan tekanan dalam dapat dihitung dengan persamaan berikut: Untuk pipa yang menyalurkan fluida well fluid dan gas berdiameter dalam pipa 0,1966 m tebal dinding pipa yang dibutuhkan: (diameter rata-rata)

(4.1)

9,30 . 0,1966 0,67.2.144,1 9.30

.2 1.8321 183.794

0.00997

0.393

Tebal pipa minimum yang dibutuhkan setelah ditambah dengan toleransi pada proses permesinan[11] adalah sebagai berikut: 12,5% 0,0114

(4.2) 0,45

Rangkuman hasil perhitungan tebal pipa minimum untuk berbagai jenis pipa penyalur dapat kita lihat pada tabel 4.1 berikut. Tabel 4.1 Tebal pipa minimum yang dibutuhkan untuk berbagai jenis pipeline

Jenis Pipeline

Diameter dalam,

Tebal minimum pipa, treq

Di (mm)

(mm)

8” Well Fluid dan Gas Pipeline

196,6

11,4

6” Well Fluid dan Gas Pipeline

150,6

8,6

4” Well Fluid Pipeline

97,8

5,6

8” Crude Pipeline

196,6

4,9

Kemudian dilakukan pemilihan dimensi produk pipa pada katalog produsen pipa dan produk pipa yang sesuai adalah series 1500-ACT (API 15HR

59

Design) untuk penyaluran fluida well fluid dan gas serta series 800-ACT (API 15HR Design) untuk penyaluran crude. Dimensi pipa yang dipilih dapat dilihat pada tabel 4.2 berikut. Tabel 4.2 Spesifikasi produk pipa yang dipilih

Jenis Pipeline

Spesifikasi

Nilai

Series 8” Well Fluid dan Gas Pipeline

1500-ACT (API Spec. 15HR Design)

Diameter dalam

196,6 (7,74)

mm (in)

Diameter luar

222,3 (8,75)

mm (in)

Tebal pipa

13,0 (0,51)

mm (in)

Series 6” Well Fluid dan Gas Pipeline


Diameter dalam

150,6 (5,93)

mm (in)

Diameter luar

170,7(6,72)

mm (in)

9,9 (0,39)

mm (in)

Tebal pipa Series 4” Well Fluid Pipeline


Diameter dalam

97,8 (3,85)

mm (in)

Diameter luar

110,7 (4,36)

mm (in)

6,6 (0,26)

mm (in)

Tebal pipa Series 8” Crude Pipeline

Satuan


Diameter dalam

196,6 (7,74)

mm (in)

Diameter luar

209,0 (8,23)

mm (in)

6,4 (0,25)

mm (in)

Tebal pipa

4.2.1 Pengaruh Tekanan Dalam Terhadap Tebal Dinding Pipa Jika parameter divariasikan maka dapat diketahui bahwa rasio tebal dinding dan diameter rata-rata (t/D) pipa berbanding lurus terhadap tekanan dalam rancang, sesuai dengan gambar 4.2 berikut. Hal ini terjadi karena rasio t/D pipa merupakan salah satu faktor utama yang menunjukkan kekuatan pipa yang dibutuhkan, maksudnya semakin besar tekanan dalam berarti tegangan yang terjadi pada pipa juga semakin besar, oleh karena itu semakin besar pula t/D pipa yang dibutuhkan.

60

0.06 0.05

t/D

0.04 0.03 Di=8in

0.02

Di=6in Di=4in

0.01 0 0

2

4

6

8

10

12

Tekanan Dalam [Mpa]

Gambar 4.2 Pengaruh tekanan dalam terhadap tebal pipa minimum

4.3

Verifikasi Syarat Perancangan Berdasarkan ISO 14692 Verifikasi syarat perancangan berdasarkan ISO 14692 perlu dilakukan

karena apabila ada persyaratan yang diisyaratkan oleh ISO 14692 tidak terpenuhi oleh produk pipa yang dipilih maka hasil rancangan tersebut akan dianggap tidak valid atau dengan kata lain dapat dikatakan bahwa ISO 14692 tidak dapat dipergunakan sebagai dasar perancangan. Verifikasi syarat perancangan berdasarkan ISO 14692 meliputi syarat dimensi, material dan verifikasi tekanan dalam. 4.3.1 Verifikasi Syarat Dimensi Kalkulasi struktur berdasarkan ISO 14692 hanya valid apabila pipa memiliki syarat perbandingan tebal dengan diameter sebagaimana yang diberikan pada persamaan (2.7). Sedangkan dimensi produk pipa yang digunakan dapat dilihat pada tabel 4.2. Jadi perbandingan tebal dengan diameter dalam perancangan ini dihitung sebagai berikut, misalnya untuk pipa yang menyalurkan fluida well fluid dan gas berdiameter dalam pipa 0,1966m tebal dinding pipa yang dibutuhkan: 13 209,45

61

0,062

0,1 Valid

Perbandingan tebal dengan diameter pipa sebesar 0,062 telah memenuhi syarat harus lebih kecil atau sama dengan 0,1 oleh karena itu perancangan berdasarkan standard ISO 14692 dapat digunakan dalam perancangan ini. Rangkuman perbandingan tebal dengan diameter pipa untuk berbagai jenis pipeline dapat dilihat pada tabel 4.3 berikut. Tabel 4.3 Perbandingan tr/D untuk berbagai pipeline

tr

Diameter rata-rata

(mm)

D (mm)

Crude (8”)

6,4

Well Fluid & Gas (8”)

tr/D

Status

202,8

0,032

Valid

13

209,45

0,062

Valid


9,9

160,65

0,062

Valid

Well Fluid (4”)

6,6

104,25

0,063

Valid

Pipeline

4.3.2 Verifikasi Material Material penguat struktur komposit yang digunakan dalam perancangan ini adalah merupakan premium fiberglass, sesuai dengan yang direkomendasikan oleh ISO 14692. Sedangkan untuk bahan resin digunakan epoxy yang menggunakan agen curing aliphatic amine. Sesuai dengan tabel 2.4 maka temperatur operasi maksimum yang diperbolehkan untuk epoxy adalah 110°C. Dari data perancangan dapat diketahui bahwa temperatur operasi maksimum, Td,max adalah sebesar 60°C dan masih dibawah temperatur maksimum yang diperbolehkan. Jadi material penyusun struktur komposit pipa yang akan digunakan dalam perancangan ini memenuhi aturan dari standard ISO 14692. 4.4

Verifikasi Tekanan Dalam

4.4.1 Perhitungan Qualified Pressure Penentuan performa line pipe harus didasarkan pada kondisi pengujian pada temperatur 60°C, oleh karena itu data performa pipa yang diambil adalah data pada kondisi uji pada temperatur 60°C. Pada ISO 14962-2 Section 6.2.3.1

62

qualified pressure dihitung dengan menggunakan persamaan (2.8). Dimana f1 adalah faktor parsial yang besarnya ekivalen dengan 97,5% limit faktor kepercayaan dari nilai LTHP dari hasil pengujian. Pada produk line pipe ini, produsen telah menyertakan nilai σLCL yang ekivalen dengan nilai qualified stress, σqs. Berdasarkan hubungan qualified stress dengan qualified pressure yang dapat dilihat pada persamaan (2.9), qualified pressure dapat dihitung dengan menggunakan persamaan (2.10). Sebagai contoh untuk jenis 8” crude pipeline, qualified pressure pada line pipe yang dipilih dihitung sebagai berikut: 2. 6,4

. 144,1 202,8

9,095 Nilai qualified pressure untuk berbagai jenis pipeline dapat dilihat pada tabel 4.4 berikut. Tabel 4.4 Nilai qualified pressure untuk berbagai jenis pipeline

Pipeline

pq

Crude (8”)

9,095 MPa


17,889 MPa


17,760 MPa

Well Fluid (4”)

18,246 MPa

4.4.2 Perhitungan Factored Qualified Pressure Untuk menjamin keamanan pada saat operasi maka dilakukan perhitungan factored qualified pressure, pqf, yang menyertakan pertimbangan kondisi saat operasi yang tidak dapat disertakan dalam program kualifikasi yang berupa faktor derating. Besarnya factored qualified pressure dihitung berasarkan persamaan (2.11). Berdasarkan ISO 14692, faktor A1 untuk temperatur operasi maksimum di bawah 65°C bernilai 1,0 sedangkan untuk besar temperatur diatasnya, nilai A1 harus ditentukan dengan pengujian lain berdasarkan ASTM D3681 dan prEN 13121-2.

63

Efek

dari

degradasi

secara

kimia,

baik

akibat

medium

yang

ditransportasikan maupun akibat lingkungan luar, harus dipertimbangkan. Efek tersebut harus diperhitungkan melalui faktor parsial A2. Jika medium yang ditransportasikan adalah gas dan campuran air dan minyak maka A2 = 1,0. Untuk medium lain, A1 harus ditentukan dengan pengujian lain berdasarkan ASTM D3681 dan prEN 13121-2. Jumlah siklus pada sistem selama umur rancangnya adalah dibawah 7000 siklus, berdasarkan ISO 14692 aplikasi dianggap statik, jadi A3 sama dengan 1,0. Jadi nilai factored qualified pressure untuk contoh pipa yang menyalurkan fluida crude adalah: A1

= 1,0 (maksimum design temperatur ≤ 65°C)

A2

= 1,0 (untuk campuran air dan minyak)

A3

= 1,0 (statik) 1,0

1,0

9,095

1,0

9,095

.

Nilai factored qualified pressure untuk berbagai jenis pipeline dapat dilihat pada tabel 4.5 berikut. Tabel 4.5 Nilai factored qualified pressure untuk berbagai jenis pipeline

Pipeline

pqf

Crude (8”)

9,095 MPa


17,889 MPa


17,760 MPa

Well Fluid (4”)

18,246 MPa

4.4.3 Analisis Tekanan Perancangan Sistem Tekanan perancangan sistem (system design pressure) adalah tekanan maksimum yang diperbolehkan dapat terjadi selama sistem perpipaan beroperasi. Oleh karena itu besar tekanan dalam perancangan tidak boleh melewati tekanan perancangan sistem yang diijinkan sesuai dengan persamaan (2.14). Nilai f3 dapat ditentukan dengan persamaan (2.15), (2.16) dan (2.17).

64

4.4.3.1 Untuk Pipa dengan Beban Ekspansi Termal Untuk pipa dengan beban ekspansi termal nilai f2 dipilih sebesar 0,87 karena analisis ini menggunakan pembebanan akibat tekanan dalam dan self-mass yang merupakan beban jangka panjang (long-term) atau disebut juga beban sustained serta beban akibat ekspansi termal (lihat tabel 2.5). Nilai rasio tegangan biaksial pipa, r, adalah sebesar 0,45 maka digunakan persamaan (2.16) untuk r ≤ 1. Tegangan aksial yang ada selain akibat tekanan dalam adalah tegangan aksial akibat ekspansi termal dihitung dengan persamaan (2.32) dan persamaan (2.33). Berdasarkan ISO 14692, nilai faktor untuk memperhitungkan konduktifitas termal pipa GRP yang rendah adalah 0,85 untuk cairan dan 0,8 untuk gas. Contoh perhitungan pada crude pipeline ukuran 8“ dalam menentukan temperatur efektif adalah sebagai berikut: ∆

0,85.

∆

0,85. 60

∆

33,06

21,11

Nilai modulus elastisitas aksial pipa (Ea) adalah 13,8 GPa dan koofisien muai panjang pipa (α) adalah 15,7.10-6 mm/mm/oC, sehingga tegangan aksial yang ada yaitu: 1,38

10

. 15,7

10

/

/

. 33,06

7,16MPa Dari perhitungan di atas dapat dihitung nilai f3 berdasarkan persamaan (2.16), yaitu sebagai berikut: 1

2 7,16 0,45 0,83 144,1

1

0,266

0,734 Jadi besar tekanan dalam perancangan maksimum untuk 8” crude pipeline dengan beban ekspansi termal berdasarkan persamaan (2.14) adalah sebagai berikut: 0,83

0,734

9,095

5,541

65

4,14

5,541

; AMAN

Faktor keamanan terhadap tekanan dalam: 5,541 4,14

1,338

Nilai tekanan dalam perancangan maksimum yang diizinkan dan safety factor untuk berbagai pipeline dengan beban ekspansi termal dapat dilihat pada tabel 4.6 berikut. Tabel 4.6 Nilai safety factor untuk pipa dengan beban ekspansi termal Max. Allowable Design Pressure Safety Pipeline Pressure Status (MPa) Factor (MPa) 8” Well Fluid 9,30 10,898 1,172 Aman 6” Well Fluid

9,30

10,891

1,163

Aman

4” Well Fluid

9,30

11,358

1,221

Aman

8” Gas

9,30

11,140

1,197

Aman

6” Gas

9,30

11,056

1,189

Aman

8” Crude

4,14

5,541

1,338

Aman

4.4.3.2 Untuk Pipa Tanpa Beban Ekspansi Termal Untuk pipa tanpa beban ekspansi termal nilai f2 dipilih sebesar 0,67 yaitu pembebanan akibat tekanan dalam dan self mass atau disebut sebagai operational loading (lihat tabel 2.5) Pada pipa tanpa beban ekspansi termal tidak ada tegangan aksial yang terjadi kecuali tegangan aksial akibat tekanan dalam pipa itu sendiri ( σ ab = 0 ), sehingga diperoleh nilai f3 = 1. Jadi besar tekanan dalam perancangan maksimum untuk salah satu contoh pipa crude 8” tanpa beban ekspansi termal berdasarkan persamaan (2.14) adalah sebagai berikut: 0,67

1.0

9,095

6,094 4,14

6,094

; AMAN

Faktor keamanan terhadap tekanan dalam: 6,094 4,14

1,472

66

Nilai tekanan dalam perancangan maksimum yang diizinkan dan safety factor untuk berbagai pipeline tanpa beban ekspansi termal dapat dilihat pada tabel 4.7 berikut. Tabel 4.7 Nilai safety factor untuk pipa tanpa beban ekspansi termal Design Max. Safety Pipeline Pressure Allowable Status Factor (MPa) (MPa) 8” Well Fluid & Gas

9,30

11,986

1,289

Aman

6” Well Fluid & Gas

9,30

11,899

1,279

Aman

4” Well Fluid

9,30

12,225

1,315

Aman

8” Crude

4,14

6,094

1,472

Aman

4.4.4 Analisis Tekanan Hydrotest Sistem Tekanan hydrotest sistem (system hydrotest pressure) adalah tekanan hydrotest maksimum yang diperbolehkan pada sistem perpipaan. Oleh karena itu besar tekanan hydrotest perancangan tidak boleh melewati tekanan Hydrotest sistem yang diijinkan oleh code, sesuai dengan persamaan (2.14) yang dimodifikasi berikut: ph ≤ f 2 ⋅ f 3 ⋅ pqf

(4.3)

f2

= faktor parsial untuk pembebanan

f3

= faktor parsial untuk beban aksial

Nilai f2 dipilih sebesar 0,89 karena analisis ini menggunakan pembebanan akibat tekanan hydrotest yang merupakan beban jangka pendek (short term) atau disebut juga beban occasional (lihat tabel 4.3). Pada pipa tidak ada tegangan aksial yang terjadi kecuali tegangan aksial akibat tekanan dalam pipa itu sendiri ( σ ab = 0), sehingga diperoleh nilai f3 = 1. Jadi besar tekanan hydrotest maksimum untuk salah satu contoh pipa crude 8” adalah sebagai berikut: 0,89

1,0

9,095

8,095 1,5 6,21

1,5

4,14 8,095

; AMAN

67

Faktor keamanan terhadap tekanan hidrotest: 8,095 6,21

1,303

Nilai tekanan dalam perancangan maksimum yang diizinkan dan safety factor untuk berbagai pipeline dengan beban hydrotest dapat dilihat pada tabel 4.8 berikut. Tabel 4.8 Nilai safety factor untuk pipa dengan beban hydrotest Max. Design Safety Allowable Status Pipeline Pressure Factor (MPa) (MPa) 8” Well Fluid & Gas

13,95

15,921

1,303

Aman


13,95

15,806

1,315

Aman

4” Well Fluid

13,95

16,239

1,164

Aman

8” Crude

6,21

8,095

1,303

Aman

4.5

Analisis Statik Span Pada analisis statik span akan dihitung panjang span maksimum yang

diperbolehkan agar tegangan akibat gaya pada pipa yang ditumpu pada jarak tertentu tidak menyebabkan terjadinya kegagalan statik pada pipa. Analisis ini akan mencakup aspek tegangan aksial maksimum dan juga ketahanan terhadap euler buckling yang diatur dalam standard ISO 14692. Data perancangan yang dipergunakan pada analisis ini meliputi data tekanan dan temperatur yang dapat dilihat pada tabel 4.9. Tabel 4.9 Parameter operasi sistem perpipaan Tekanan Tipe Fluida

Hydrotest

*

MPa (psi)

Temperatur

Tekanan operasi

Temperatur

Rancang

maksimum

Instalasi

o

C (oF)

MPa (psi)

o

C (oF)

Well Fluid

13,95 (2023,28)

60 (140)

5.99 (870)

24 (75)

Gas

13,95 (2023,28)

60 (140)

4.65 (675)

24 (75)

Crude

6,21 (900,684)

60 (140)

1.79 (260)

24 (75)

*) dari perhitungan verifikasi tekanan hydrotest (sub bab 4.4.4)

68

Berbeda dengan bagian unrestraint, pada bagian restraint dimana pipa tidak dapat bergerak ke arah aksial, pipa memiliki kemungkinan mengalami euler buckling akibat beban kompresi dari ekspansi termal dan tekanan. Oleh karena itu maka analisis span berdasarkan tegangan euler buckling perlu dilakukan pada bagian pipa restraint. 4.5.1 Panjang Span Berdasarkan Tegangan Aksial Maksimum Panjang span maksimum yang diperbolehkan pada pipa diperoleh dengan syarat, besar tegangan aksial bending akibat span tersebut dikombinasikan dengan tegangan aksial akibat tekanan internal pipa, tidak melewati batas tegangan maksimum jangka panjang (long-term) yang diijinkan berdasarkan ISO 14692. Persamaan statik span untuk analisis ini diturunkan dari persamaan tegangan bending akibat span dari ISO 14692-3 bagian 7. Berdasarkan ISO 14692-3, tegangan aksial total maksimum yang diperbolehkan dinyatakan dalam persamaan (2.19). Tegangan aksial akibat momen bending pada span tumpuan menurut ISO 14692-3 bagian 6, yang diasumsikan ditumpu fix-pinned dan simply supported dihitung dengan persamaan (2.20) dan momen bending akibat berat mati pipa dihitung dengan persamaan (2.21). Tegangan aksial akibat ekspansi termal dihitung dengan menggunakan persamaan 2.32 dan 2.33, sehingga diperoleh hubungan sebagai berikut: 2 r ⋅ σ qs ⎤ ( ρo × 9,81× LS / 8) ⎣⎡( Di + 2t ) / 2 ⎦⎤ p.D σ ⎡ = + + Ea .α .ΔTeff f 2 ⋅ A1 ⋅ A2 ⋅ A3 ⋅ ⎢(1 − r ) h ,sum + ⎥ 3 2 2 ⎦ 4.tr 1424 I p ×106 ⎣ { 1444444 424444444 3 144444 Akibat 42444444 3 TeganganAksialMax .YangDiperbolehkan

AkibatMomenBendingTumpuan

Akibat Tekanan Dalam

Ekspansi Termal

(4.4)

Setelah disubtitusi dengan persamaan tegangan bending, aksial dan hoop akibat tekanan dalam dan kemudian disusun ulang maka akan diperoleh persamaan untuk menghitung besarnya panjang span statik maksimum yang diperbolehkan. Perhitungan dilakukan dengan menggunakan bantuan software MathCAD 2000. Persamaan untuk menghitung panjang span statik tersebut pada MathCAD 2000 ditulis sebagai berikut: ⎡⎡ ⎣⎣

⎡ ⎣

Ls := root ⎢⎢ 0.67⋅ A1 ⋅ A2 ⋅ A3 ⋅ ⎢( 1 − r) ⋅

Sh 2

+

69

2 ⎛ ρo ⋅ 9.81⋅ La ⋅ OD ⎞ ⎤ ⎟ , La⎥ ⎥ ⎥ − ⎜ Sl + 2 ⎦⎦ ⎝ 16⋅ Ip ⎠ ⎦

r⋅ σqs ⎤ ⎤

Sl merupakan jumlah tegangan aksial akibat tekanan dalam dan ekspansi termal. Nilai panjang span statik ini sudah termasuk dengan faktor keamanan yang diatur ISO 14692 untuk beban sustained sebesar 1,5 dan untuk beban hydrotest sebesar 1,12 yang dimasukkan ke dalam faktor f2. Perhitungan panjang span statik maksimum menggunakan MathCAD 2000 dapat dilihat pada Lampiran A. Rangkuman hasil perhitungan panjang span maksimum berdasarkan tegangan aksial maksimum dapat dilihat pada tabel 4.10 berikut.

Kondisi

Tabel 4.10 Panjang span berdasarkan tegangan aksial maksimum Pipeline Panjang Span Maksimum (m)

Instalasi


25,017

Instalasi


21,913

Instalasi


17,651

Instalasi

8” Crude

24,547

Hydrotest


2,342

Hydrotest


1,016

Hydrotest


1,357

Hydrotest

8” Crude

3,289 f2 = 0,67

f2 = 0,83

(tanpa beban termal)

(ada beban termal)

Operasi

8” Well Fluid

6,383

2,270

Operasi

6” Well Fluid

5,007

2,947

Operasi

4” Well Fluid

4,919

2,288

Operasi

8” Gas

7,76

2,637

Operasi

6” Gas

5,762

3,409

Operasi

8” Crude

9,423

9,126

4.5.2 Panjang Span Berdasarkan Ketahanan Terhadap Euler Buckling Jika pipa diasumsikan ditumpu dalam kondisi tumpuan fully restrained maka beban kompresi akibat ekspansi akan memungkinkan terjadinya euler buckling. Sebelumnya, perlu diperhitungkan besarnya beban ekspansi akibat termal dan tekanan dalam. Ekspansi termal yang diakibatkan perubahan temperatur pipa

70

diasumsikan dari kondisi temperatur awal pada saat instalasi yaitu sama dengan temperatur lingkungan. Menurut ISO 14692 bagian 8.7.2 beban aksial kompresif dalam kondisi restrained tidak boleh melewati batas gaya maksimum euler buckling yang didefenisikan pada persamaan (2.20). Faktor keamanan terhadap euler buckling harus lebih besar dari 3. Berbeda dengan sistem perpipaan logam, pada sistem perpipaan GRP perlu dipertimbangkan juga ekspansi akibat tekanan dalam pipa. Hal ini disebabkan oleh rendahnya modulus elastisitas dari bahan GRP. Besar gaya tekan aksial yang terjadi akibat ekspansi tekanan dihitung dengan menggunakan persamaan (2.34) dan (2.35) yang dimodifikasi menjadi bentuk gaya tekan dengan mengalikannya terhadap luas penampang pipa. Menurut ISO 14692 bagian 8.4, perubahan temperatur efektif akibat adanya efek dari temperatur lingkungan dihitung dengan persamaan (2.32). Sedangkan gaya tekan aksial akibat ekspansi beban termal dihitung dengan persamaan (2.33) yang dikalikan dengan luas penampang sesuai dengan persamaan (4.5). Sehingga gaya tekan aksial total yang bekerja pada pipa adalah: Fa = Fat + Fap

(4.6)

Dimana: Fat

= gaya aksial akibat ekspansi termal (N)

Fap

= gaya aksial akibat ekspansi tekanan dalam (N)

Berdasarkan batas gaya aksial maksimum yang diperbolehkan oleh ISO 14692 yang telah disebutkan di atas, maka panjang span berdasarkan euler buckling dapat dihitung dengan persamaan berikut: L=

Dimana:

π 3 D3 ⋅tr 8( Fat + Fap )

⋅ Ea

(4.7)

D = diameter rata-rata (m) tr = tebal pipa rata-rata (m) Ea = modulus elastik aksial (MPa)

Oleh karena rasio tegangan aksial kompresif total dengan tegangan maksimum buckling harus lebih besar daripada 3 maka rumus panjang span menjadi:

71

L=

π 3 D3 ⋅ tr 3 ⋅ 8( Fa )

⋅ Ea (4.8)

Perhitungan dilakukan dengan bantuan software MathCAD 2000, yang ditulis dengan persamaan berikut: 3

Lse :=

3

π D ⋅t

⋅ Ea 3⋅ 8⋅ Faxial

(4.9)

Perhitungan pada software MathCAD 2000 dapat dilihat pada Lampiran A. Panjang span maksimum berdasarkan euler buckling hasil dari perhitungan MathCAD 2000 dapat dilihat pada tabel 4.11. Tabel 4.11 Panjang span maksimum berdasarkan euler buckling Kondisi Pipeline Panjang Span Maksimum (m) Instalasi

8” Well Fluid

6,262

Instalasi

6” Well Fluid

4,805

Instalasi

4” Well Fluid

3,117

Instalasi

8” Gas

6,613

Instalasi

6” Gas

5,074

Instalasi

8” Crude

5,808

Hydrotest

8” Well Fluid

2,625

Hydrotest

6” Well Fluid

2,029

Hydrotest

4” Well Fluid

1,311

Hydrotest

8” Gas

2,649

Hydrotest

6” Gas

2,048

Hydrotest

8” Crude

3,483

Operasi

8” Well Fluid

3,086

Operasi

6” Well Fluid

2,385

Operasi

4” Well Fluid

1,561

Operasi

8” Gas

3,126

Operasi

6” Gas

2,416

Operasi

8” Crude

3,936

72

4.5.3 Panjang Span Bagian Restraint Setelah span maksimum berdasarkan kriteria statik dihitung, dilakukan pemilihan span maksimum yang menjadi batas bawah. Hasil perhitungan span pada bagian restraint dapat dilihat pada tabel 4.12 di bawah ini. Dari hasil perhitungan tersebut diperoleh panjang span maksimum yang diperbolehkan untuk bagian restraint pada kondisi operasi bervariasi untuk berbagai pipeline, yang dibatasi oleh euler buckling. Tabel 4.12 Hasil perhitungan span pada bagian restraint Panjang Span Maksimum (m) Kondisi

Pipeline

Span

Berdasarkan

Berdasar-

yang

Faktor

Tegangan Aksial

kan Euler

Dipilih

Dominan

Maksimum

Buckling

(m)

Instalasi

8” Well Fluid

25,017

6,262

6,262

Euler

Instalasi

6” Well Fluid

21,913

4,805

4,805

Euler

Instalasi

4” Well Fluid

17,651

3,117

3,117

Euler

Instalasi

8” Gas

25,017

6,613

6,613

Euler

Instalasi

6” Gas

21,913

5,074

5,074

Euler

Instalasi

8” Crude

24,547

5,808

5,808

Euler

Hydrotest

8” Well Fluid

2,342

2,625

2,342

Aksial Maks.

Hydrotest

6” Well Fluid

1,016

2,029

1,016

Aksial Maks.

Hydrotest

4” Well Fluid

1,357

1,311

1,311

Euler

Hydrotest

8” Gas

2,342

2,649

2,342

Aksial Maks.

Hydrotest

6” Gas

1,016

2,048

1,016

Aksial Maks.

Hydrotest

8” Crude

3,289

2,621

2,621

Euler

f2 = 0,67

f2 =0,83

Operasi

8” Well Fluid

6,383

2,270

3,086

2,270

Aksial Maks.

Operasi

6” Well Fluid

5,007

0.947

2,385

0.947

Aksial Maks.

Operasi

4” Well Fluid

4,919

2,288

1,561

1,561

Euler

Operasi

8” Gas

7,76

2,637

3,126

2,637

Aksial Maks.

Operasi

6” Gas

5,762

3,409

2,416

2,416

Euler

Operasi

8” Crude

1,152

2,254

3,053

1,152

Aksial Maks.

73

4.5.4 Panjang Span Bagian Unrestraint Pada bagian unrestraint panjang span dihitung hanya berdasarkan tegangan aksial maksimum yang diperbolehkan saja. Hal ini disebabkan karena pada bagian ini tidak ada gaya euler buckling. Hasil perhitungan span pada bagian unrestraint dapat dilihat pada table 4.13. Dari hasil perhitungan diperoleh panjang span maksimum yang diperbolehkan untuk bagian unrestraint pada kondisi operasi operasi bervariasi untuk berbagai pipeline. Tabel 4.13 Hasil perhitungan span pada bagian unrestraint Panjang Span

Span yang

Faktor

Maksimum (m)

Dipilih (m)

Dominan


25,017

25,017

Aksial maks.

Instalasi


21,913

21,913

Aksial maks.

Instalasi


17,651

17,651

Aksial maks.

Instalasi

8” Crude

24,547

24,547

Aksial maks.

Hydrotest


2,342

2,342

Aksial maks.

Hydrotest


1,016

1,016

Aksial maks.

Hydrotest


1,357

1,357

Aksial maks.

Hydrotest

8” Crude

3,289

3,289

Aksial maks.

Kondisi

Pipeline

Instalasi

f2 = 0,67

f2 = 0,83

(tanpa beban termal)

(ada beban termal)

Operasi

8” Well Fluid

6,383

2,270

2,270

Aksial maks.

Operasi

6” Well Fluid

5,007

2,947

2,947

Aksial maks.

Operasi

4” Well Fluid

4,919

2,288

2,288

Aksial maks.

Operasi

8” Gas

7,76

2,637

2,637

Aksial maks.

Operasi

6” Gas

5,762

3,409

3,409

Aksial maks.

Operasi

8” Crude

9,423

9,126

9,126

Aksial maks.

4.5.5 Pengaruh Parameter Terhadap Panjang Span Maksimum Analisis pengaruh panjang span terhadap axial compressive bending stress bertujuan untuk mengetahui pengaruh variasi panjang span terhadap besarnya axial compressive bending stress yang dialami oleh pipa GRP. Analisis ini

74

dilakukan dengan memvariasikan panjang span dan wall-thickness pipa GRP. Grafik hasil analisis tersebut dapat dilihat pada gambar 4.3. Dari grafik pada gambar 4.3, dapat diketahui bahwa semakin besar panjang span maka pipa akan mengalami bending stress yang semakin besar pula. Hal ini terjadi karena semakin besar panjang span akan mengakibatkan momen bending yang semakin besar pula. Momen bending yang semakin besar akan menimbulkan bending stress yang semakin besar. Sehingga semakin besar panjang span maka pipa akan mengalami bending stress yang semakin besar. Dari grafik pada gambar 4.3, juga dapat diketahui bahwa semakin kecil diameter pipa maka pipa akan mengalami bending stress yang semakin besar pula.

8000000 Tegangan Bending (Pa)

7000000 6000000

8" well fluid & gas

5000000

6" well fluid & gas

4000000

4" well fluid

3000000

8" crude

2000000 1000000 0 0

1

2

3 4 Panjang Span (m)

5

6

Gambar 4.3 Kurva bending stress dengan variasi diameter pipa

Pengaruh tekanan dalam terhadap panjang span maksimum pada pipa GRP dapat dilihat pada gambar 4.4 berikut. Dari hasil perhitungan tampak bahwa semakin besar tekanan dalam pipa GRP maka semakin kecil jarak span maksimumnya. Hal ini terjadi karena semakin besar tekanan dalam pipa berarti semakin besar tegangan arah aksial yang terjadi pada dinding pipa sehingga tegangan akibat bending tumpuan yang dapat ditahan oleh pipa menjadi semakin kecil.

75

Panjang Span Maksimum [m]

20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0

tanpa termal ada beban termal euler buckling

0

2

4 Tekanan Dalam [Mpa]

6

8

Gambar 4.4 Pengaruh tekanan dalam terhadap panjang span maksimum pipa GRP

Begitu juga halnya pada perhitungan pengaruh temperatur operasi terhadap panjang span maksimum. Temperatur operasi hanya berpengaruh besar pada panjang span untuk pipa restraint tetapi tidak begitu berpengaruh pada pemilihan panjang span pada pipa bagian unrestraint. Hal ini terjadi karena semakin besar temperatur operasi maka gaya tekan aksial yang terjadi pada pipa restraint juga semakin besar sedangkan pada bagian unrestraint temperatur hanya memberi pengaruh pada pipa dengan beban termal sedangkan panjang span pada kondisi ini cendrung dibatasi oleh kondisi pipa tanpa beban termal. Secara umum dapat dilihat bahwa semakin besar temperatur operasi pipa GRP semakin kecil pula jarak span maksimumnya, terutama untuk pipa bagian restraint, lihat gambar

Panjang Span Maksimum [m]

4.5 berikut.

8 7 8" t/D=0.04 tanpa beban termal

6 5

8" t/D=0.04 dengan beban termal

4 3

8" t/D=0.04 euler buckling

2 1 0

T ambient = 24oC

0

10

20 30 40 50 Temperature Operasi [ C]

60

Gambar 4.5 Pengaruh temperatur operasi terhadap panjang span maksimum pipa GRP

76

4.6

Analisis Burial Tujuan dari analisis burial pada perancangan pipa Glass Reinforced

Plastics (GRP) ini adalah sebagai panduan penguburan pipa. Perancangan struktur diasumsikan pipa mendapatkan tumpuan yang cukup, khususnya tanah. Instalasi yang berhasil bergantung pada kemampuan semua bagian yang bekerja secara bersama membentuk sistem penumpu, karena itu perlu dilakukan pemeriksaan yang seksama pada kondisi tanah, kedalaman penguburan, pemilihan material backfill, pembuatan parit dan tahap instalasi. Posisi yang cocok dan bedding yang padat dapat mengurangi deformasi maksimum pipa yang telah lama (long term) terkubur. Data kondisi tanah yang dipergunakan pada analisis ini diambil dari hasil survey dan penelitian sampel tanah yang dapat dilihat pada tabel 3.13 sedangkan data perancangan kedalaman kubur yang dilakukan dapat dilihat pada tabel 4.14 berikut. Tabel 4.14 Data perancangan kedalaman kubur pipa

Spefisikasi Kedalaman kubur rancang (berdasarkan min. code ASME B31.4) Tipe instalasi penguburan

Nilai

Satuan

1200

mm

Tipe parit (Trench Installation)

4.6.1 Pembuatan Parit Tujuan pembuatan parit adalah untuk mendapatkan ruang kerja sehingga tahap instalasi pipa menjadi lebih mudah. Lebar parit harus disesuaikan dengan pekerja dan peralatannya, juga bedding dan backfill. Lebar nominal parit yang dapat memuaskan kegiatan instalasi berdasarkan Insallation Manual No. E5000, “Engineering & Piping Design Guide Smith Fibercast Fiberglass Reinforced Piping System”, dapat dilihat pada tabel 4.15 di bawah ini.

77

Tabel 4.15 Pemilihan lebar parit berdasarkan ukuran pipa

Ukuran Pipa

Lebar Minimum

Lebar maksimum

(in.)

(in.)

(in.)

2

18

26

3

18

27

4

18

28

6

20

30

8

23

32

10

25

34

12

28

36

Berdasarkan

tabel

4.15

diperoleh

bahwa

lebar

parit

yang

direkomendasikan untuk pipa GRP 4 in. adalah 18-27 in., 6 in. adalah 20-30 in. dan 8 in. adalah 23-32 in.. Namun pada pelaksanaannya ukuran parit dapat disesuaikan dengan kondisi lingkungan dan ukuran peralatan yang digunakan. 4.6.2 Analisis Kedalaman Penguburan Analisis ini bertujuan untuk mengetahui ketahanan pipa (bukan crossing) dalam menahan beban eksternal akibat penguburan pada kondisi instalasi, operasi, dan hydrotest selama umur rancangnya. Beberapa bentuk kegagalan dan collapse yang dapat terjadi pada pipa GRP yang ditanam antara lain caving akibat defleksi pipa, buckling, longitudinal tension, beam bending, gagal pada fitting dan lain sebagainya. Perhitungan kedalaman penguburan dilakukan dengan bantuan software MathCAD 2000. Perhitungan yang dilakukan dapat dilihat pada lampiran B. 4.6.2.1 Berdasarkan Tekanan Collapse Buckling Besarnya tekanan eksternal yang menyebabkan pipa mengalami collapse buckling berdasarkan ISO 14692-3 bagian 8.3 adalah sesuai dengan persamaan (2.21). Tekanan eksternal dari beban tanah akan dialami pipa dalam jangka panjang oleh karena itu nilai faktor keamanan (Fe) diambil untuk kondisi tekanan

78

eksternal jangka panjang yaitu 3,0. Tekanan eksternal maksimum akibat beban tanah dihitung dengan persamaan berikut:

p soil = γ soil .h

(4.9)

Dimana: γ

= berat jenis tanah (kg/m3)

h

= kedalaman kubur (m)

Untuk memperoleh hasil perhitungan yang lebih konservatif analisis collapse buckling ini dilakukan pada kondisi dimana tekanan dalam pipa dianggap dalam keadaan vaccum (kondisi terekstrim/kritis). Hasil perhitungan tekanan collapse buckling dapat dilihat pada tabel 4.16 berikut ini. Tabel 4.16 Hasil perhitungan kedalaman kubur berdasarkan tekanan collapse buckling

Jenis Pipeline 8” Crude

Tekanan Collapse Buckling [MPa] 0,43

0,0176

Kedalaman Kubur Maksimum [m] 29,525

Kedalam an Kubur Rancang [m] 1,2

Tekanan Eksternal [MPa]

SF

Status SF≥1

24

Aman

8” Gas & Well Fluid

3,51

0,0176

238,608

1,2

198

Aman

6” Gas & Well Fluid

2,13

0,0176

144,749

1,2

120

Aman

4” Well Fluid

3,6

0,0176

244,719

1,2

203

Aman

4.6.2.2 Berdasarkan Tegangan Hoop Maksimum Berdasarkan ISO 14692-3 bagian 7, tegangan hoop total maksimum yang diperbolehkan sebagaimana yang diberikan pada persamaan (2.36). Tegangan bending akibat beban luar pada pipa yang dikubur dihitung dengan menggunakan persamaan Spangler untuk circumferential bending, sesuai dengan persamaan (2.37).

79

Gambar 4.6 Instalasi tipe parit (trench)[18]

Gaya luar per satuan panjang yang bekerja pada pipa terkubur dengan tipe instalasi trench adalah beban berat material backfill. Dengan asumsi pipa GRP fleksibel dan tanah diatas pipa hanya menyebabkan tekanan (tegangan normal) maka beban akibat tanah dapat dihitung dengan persamaan (2.38). Tegangan hoop akibat tekanan dalam pada pipa dihitung dengan menggunakan persamaan (2.23). Tegangan hoop yang terjadi akibat beban termal pada pipa yang dikubur dihitung dengan menggunakan persamaan berikut: (4.5) Dimana: Ea

= modulus elastisitas pipa arah aksial (MPa)

α

= koefisien muai panjang pipa (mm/mm/oC)

ΔTeff = perubahan temperatur perancangan efektif, persamaan (2.32)(oC) Sehingga diperoleh tegangan kombinasi arah circumferential pada pipa terkubur adalah sebagai berikut:

σ h,t = σ hp + Sb + σ hoop.termal

(4.6)

kemudian tegangan kombinasi ini dibandingkan dengan tegangan hoop maksimum yang diperbolehkan oleh Code.

80

4.6.3 Kedalaman Kubur Pipa Bukan Crossing Pada penguburan bukan crossing beban eksternal yang dialami pipa hanya beban akibat berat tanah saja. Hasil perhitungan tegangan pada pipa bukan crossing akibat penguburan dengan kedalaman rancang untuk berbagai jenis pipeline dapat dilihat pada tabel 4.17 berikut. Tabel 4.17 Hasil perhitungan kedalaman kubur pipa bukan crossing berdasarkan tegangan hoop maksimum. σh,maks.

hmaks.

σh

(MPa)

(m)

(MPa)

Hydrotest

124,8

9,128

Gas & Well Fluid 8”

Hydrotest

124,8


Hydrotest

Well Fluid 4”

Pipeline

Kondisi

Crude 8”

SF

Status

103,2

1,209

Aman

7,75

114,7

1,088

Aman

124,8

9,252

112,5

1,109

Aman

Hydrotest

124,8

8,399

113,8

1,097

Aman

Crude 8”

Instalasi

124,8

10,588

14,14

8,823

Aman


Instalasi

124,8

40,202

3,725

33,50

Aman


Instalasi

124,8

41,705

3,59

34,754

Aman

Well Fluid 4”

Instalasi

124,8

40,846

3,666

34,03

Aman

Crude 8”

Operasi

116,4

10,27

82,95

1,403

Aman

Gas 8”

Operasi

116,4

16,796

87,5

1,33

Aman

Gas 6”

Operasi

116,4

17,84

86,02

1,353

Aman

Well Fluid 8”

Operasi

116,4

16,448

88,14

1,32

Aman

Well Fluid 6”

Operasi

116,4

17,487

86,66

1,343

Aman

Well Fluid 4”

Operasi

116,4

16,894

87,5

1,33

Aman

Hasil analisis di atas menunjukkan bahwa dengan kedalaman kubur maksimum (bukan crossing) sebesar 1200 mm, sistem perpipaan aman pada kondisi instalasi, operasi dan hydrotest. 4.6.4 Penguburan Pada Daerah Crossing Analisis kedalaman penguburan pipa pada daerah crossing tidak ditampilkan karena berdasarkan perhitungan, beban yang dialami pipa GRP yang dikubur melewati jalan raya gagal akibat beban kendaraan untuk crossing jalan.

81

Oleh karena itu perlu dilakukan pemasangan casing dari pipa baja yang akan dibahas pada perancangan crossing, sub bab berikutnya. 4.6.5 Pengaruh Parameter Terhadap Kedalaman Kubur Maksimum Jika tekanan dalam divariasikan terhadap kedalaman kubur maksimum diperoleh bahwa kedalaman kubur berdasarkan tegangan hoop maksimum berbanding lurus dengan kuadrat tekanan dalam seperti yang dapat dilihat pada gambar 4.7 dan 4.8 berikut. Dari hasil perhitungan diperoleh kedalaman kubur maksimum berkisar di kedalaman 35 meter untuk pipa penyalur well fluid dan gas untuk kondisi perancangan lain tetap dan tekanan dalam sebesar 0 Mpa. Sementara pipa penyalur crude mempunyai kedalaman kubur maksimum 18,6 meter untuk kondisi perancangan lain tetap dan tekanan dalam sebesar 0 MPa. Kedalaman kubur pipa hasil variasi tekanan dalam mempunyai titik maksimum karena pipa yang terkubur mengalami laju pertambahan tegangan hoop akibat tekanan dalam yang konstan seiring dengan pertambahan tekanan dalam, sedangkan tegangan bending akibat beban tanah mengalami peningkatan sampai titik maksimumnya lalu mengalami penurunan seiring dengan pertambahan tekanan dalam. Hal ini akibat dari fungsi tegangan bending merupakan persamaan berorde tiga.

Kedalaman Kubur Maksimum (m)

40 35 30

8 well fluid

25

6 well fluid 4 well fluid

20

8 gas 15

6 gas

10 5 0 0

1

2 3 4 Tegangan dalam (MPa)

5

6

Gambar 4.7 Pengaruh tekanan dalam terhadap kedalaman kubur maksimum untuk pipa well fluid dan gas.

82


20 18 16 14 12 10 8

8 crude

6 4 2 0 0

1

2

3

4

5

6

Tegangan dalam (MPa)

Gambar 4.8 Pengaruh tekanan dalam terhadap kedalaman kubur maksimum untuk pipa crude.

Pengaruh temperatur operasi terhadap kedalaman maksimum dapat dilihat pada gambar 4.8 berikut. Dari hasil perhitungan tampak bahwa temperatur operasi berbanding terbalik dengan kedalaman kubur maksimum. Hal ini disebabkan karena temperatur hanya memberi pengaruh pada besar tegangan hoop akibat ekspansi termal, yang mana berbanding terbalik terhadap kedalaman kubur


maksimum.

30 25 20

8 well fluid

15

6 well fluid 4 well fluid

10

8 gas 5

6 gas

0 0

20 40 Temperatur Operasi (°C)

60

Gambar 4.9 Pengaruh temperatur operasi terhadap kedalaman kubur maksimum untuk pipa penyalur well fluid dan gas.

83


18 16 14 12 10 8 8 crude

6 4 2 0 0

20 40 Temperatur Operasi (°C)

60

Gambar 4.10 Pengaruh temperatur operasi terhadap kedalaman kubur maksimum untuk pipa penyalur crude.

4.7

Perancangan Crossing

4.7.1 Tipe Crossing Berdasarkan analisis burial, pada jalur pipa yang melewati jalan raya jenis road crossing yang digunakan adalah jenis cased crossing, sedangkan untuk river crossing, pipa tidak dipasang casing karena pipa dikubur ke dalam tanah, hal ini dilakukan berdasarkan pertimbangan kondisi sungai yang dilewati oleh pipa yang begitu lebar selain itu juga berdasarkan pertimbangan proses dan biaya instalasi. 4.7.2 Pemilihan tebal casing Dalam perhitungan tebal casing ini ditentukan beberapa asumsi, yaitu: 1.

Casing diasumsikan sebagai pipa baja yang terkubur di dalam tanah, dengan tekanan internal sama dengan nol (untuk memperoleh kondisi kritis).

2.

Kendaraan terberat yang melewati jalan adalah truk dengan massa 10000 kg. Tegangan bending pada pipa yang dikubur akibat gaya luar dapat dihitung

dengan menggunakan persamaan Spangler untuk circumferential bending, persamaan (2.37).

84

Gaya luar yang bekerja pada pipa yang terkubur adalah beban tanah dan beban kendaraan (pada crossing jalan raya). Beban tanah dihitung dengan persamaan prism soil load, persamaan (2.38). Beban kendaraan (wheel live load) dihitung dengan menggunakan persamaan Boussinesq’s Point Load untuk wheel live load, persamaan (2.39). Besar tegangan batas maksimum berdasarkan ASME B 31.4 untuk road crossing dihitung dengan persamaan berikut: Sb ≤ 0.72SMYS

4.7.2.1 Crossing Jalan Raya Berdasarkan API RP 1102, “Pipes Crossing Railroads and Highway”, jalur pipa yang melewati jalan harus dipasang pada kedalaman kubur minimum seperti yang ditunjukkan pada tabel 2.8. Agar diperoleh hasil perancangan casing yang konservatif maka dipilih kedalaman kubur untuk pipa yang melewati jalan berdasarkan rekomendasi API RP 1102 sebesar 1,2 m, yaitu untuk pipa yang berada di bawah permukaan jalan. Ilustrasi pemasangan casing pipa pada crossing jalan dapat dilihat pada gambar 4.9 berikut.

Gambar 4.11 Crossing jalan raya[17]

Perhitungan pemilihan tebal casing ini dilakukan dengan calculation sheet dengan tahap-tahap perhitungan berdasarkan API RP 1102. Perhitungan detail pemilihan tebal casing pipa GRP ini dapat dilihat pada lampiran C. Hasil pemilihan casing dan data casing dapat dilihat pada tabel 4.18 berikut.

85

Tabel 4.18 Hasil pemilihan casing untuk crossing jalan Description

Data Casing 4”

GRP Diameter

6” 5/8

8,625 (8 )

Nominal Pipe Size (Casing), D (in.)

8” 3/4

10,75 (10 ) 12,75 (123/4) API 5L Gr. B

Pipeline Material

35.000

Specified Minimum Yield Strength, S (psi)

0,8

Value of Design Factor, F

0,204

Selected Wall Thickness (in.) Definition of Location

All Private Roads

Berdasarkan API 1102 Appendix C, minimum wall thickness casing pipa GRP pada crossing jalan yang harus digunakan adalah 0.188 inci. Dari hasil perhitungan di atas berarti casing yang dipilih telah memenuhi kriteria API 1102.

4.7.3 Crossing Sungai Pipeline GRP yang menyeberangi sungai dikubur dalam tanah sehingga tidak perlu dilakukan penambahan casing untuk melindungi pipa GRP. Analisis tegangan dan fleksibilitas pipa pada crossing sungai akan dilakukan pada bab berikutnya untuk mengetahui apakah pipa masih mampu menahan beban tanah di bawah dasar sungai. Ilustrasi pipa terkubur pada crossing sungai dapat dilihat pada gambar 4.10 berikut.

Gambar 4.12 Crossing sungai[17]

86

Bab IV Analisis Perancangan Struktur GRP Pipeline Berdasarkan ISO 14692

Recommend Documents