Bab V Analisis Tegangan, Fleksibilitas, Global Buckling dan Elekstrostatik GRP Pipeline

(1)

Bab V

Analisis Tegangan, Fleksibilitas, Global Buckling dan Elekstrostatik GRP Pipeline

5.1 Analisis Tegangan dan Fleksibilitas

Analisis tegangan dan fleksibilitas pipeline ini dilakukan dengan menggunakan bantuan software CAESAR II V 4.5. Pemodelan rute pipeline dan analisis tegangan & fleksibilitas dilakukan berdasarkan code UKOOA:

Specification and Recommended Practice for the Use of GRP Pipeline.

Analisis fleksibilitas dan tegangan dilakukan dengan mempertimbangkan asumsi sebagai berikut:

1. Beban occasional diabaikan karena sebagian besar sistem perpipaan Glass Reinforced Plastics (GRP) dalam keadaan terkubur.

2. Beban kendaraan yang melewati bagian road crossing diabaikan karena pipa GRP pada bagian ini dilindungi dengan steel casing.

3. Beban angin pada bagian river crossing diabaikan karena pipa GRP dalam keadaan terkubur di dasar sungai.

4. Beban gempa diabaikan karena rute pipeline GRP terdapat pada wilayah gempa zone 4 (daerah yang jarang terjadi gempa).

5.1.1 Pemodelan Rute Pipeline

Pemodelan rute pipeline terkubur dengan CAESAR II berdasarkan layout isometric drawing lapangan migas Pondok Tengah. Salah satu pemodelan tiga dimensi jalur pipeline tersebut ditunjukkan pada gambar 5.1.

(2)

Gambar 5.1 Model tiga dimensi rute pipeline (Block Station Selatan to Tambun)

Penomoran nodal pada pemodelan pipeline ini ditunjukkan pada gambar 5.2 berikut.

Gambar 5.2 Penomoran nodal pada model pipeline (Block Station Selatan to Tambun)

Block Station Selatan

PDT-A

Tambun

Block Station Selatan

Tambun

PDT-A

(3)

m

5 5

t m m

p

D

v

Siste meter dimod

Gamba

5.1.2 Anal 5.1.2.1 Anal Pada tekanan ope menghasilka menurut Cod

Param pada kondis

W + Dimana:

W T1 P1 Hasi v 4.5 untuk k

em perpipan delkan seper

ar 5.3 Mode

lisis Pada K lisis Tegang a kondisi o erasi, temper

an harga teg de.

meter yang m i operasi ada T1 + P1 (OP

= berat pip

= temperatu

= tekanan d l dari analis kondisi oper

n GRP yang rti pada gamb

el pipa GRP t

Kondisi Ope gan

perasi beba ratur dan be gangan yan

menjadi inpu alah:

PE)

a plus akses ur

desain sis tegangan

rasi ditunjuk

g dikubur (b bar 5.3 berik

terkubur (Clus

erasi

an-beban ya erat sendiri.

ng dibanding

ut untuk CA

orisnya

yang dilaku kkan pada tab

buried pipe) kut.

ster-K to Bloc

ang bekerja Kondisi op gkan dengan

AESAR II da

ukan dengan bel 5.1 berik

) pada keda

ck Station Sel

adalah beb erasi inilah n harga teg

alam analisis

n software C kut ini.

alaman 1.2

latan)

ban akibat yang akan gangan ijin

s tegangan

(5.1)

CAESAR II

(4)

Tabel 5.1 Hasil analisis tegangan pipa pada kondisi beban operasi

Model

Max. Code Stress Calculated

(lb/in.²)

Allowable (lb/in.²)

Ratio (%)

At Node Number

Code Stress Check BSS to Tambun

(Gas 6”) 6800 9392 72 85 OK

BSS to BSU

(Crude 8”) 5703 9392 61 1245 OK

Cluster-I to BSS

(Well Fluid 6”) 7377 9392 79 26 OK

Cluster-K to BSS

(Well Fluid 6”) 6906 9392 74 294 OK

Cluster-E to BSS

(Well Fluid 8”) 7636 9392 81 214 OK

J5 to BSS

(Well Fluid 8”) 8672 9392 92 38 OK

Cluster-J to BSU

(Well Fluid 8”) 7580 9392 81 98 OK

Cluster-N, B, L, to BSU

(Well Fluid 4”, 8”) 6739 9392 72 369 OK

Dari tabel diatas diketahui bahwa terjadi tegangan maksimum sebesar 8672 lb/in² (59,79 MPa) atau sekitar 0,92 kali tegangan ijin yaitu pada jalur pipa well fluid diameter 8” dari J-5 ke Block Station Selatan (nodal 38). Untuk lebih jelasnya, posisi nodal 38 tersebut ditunjukkan pada gambar 5.4 berikut.

(5)

y C m

5

b d 5

Gamb

Dari yang diranc CAESAR II melebihi teg

5.1.2.2 Anal Dari bahwa terda displacemen 5.6, 5.7 berik

Blo

bar 5.4 Loka

analisis teg cang aman I tidak terd gangan yang

lisis Fleksib analisis fle apat displac nt yang terj

kut ini:

ock Station Sel

asi tegangan m

gangan yang pada kond dapat titik-ti

dibolehkan

bilitas eksibilitas ya

cement pada jadi pada pip

latan (BSS)

maksimum pa

g dilakukan disi operasi tik pada pip

berdasarkan

ang dilakuka a pipeline y ipeline terseb

ada kondisi op

diketahui ba i, karena d

peline yang n code UKK

an pada kon yang diranc but ditunjuk

perasi (J5 to B

ahwa sistem dari hasil p g mengalam KOA.

ndisi operas cang. Posisi kkan pada g

J

BSS)

m perpipaan perhitungan mi tegangan

i diketahui maximum gambar 5.5,

J5

(6)

Gambar 5.5 Posisi displacement maksimum dalam arah x (Cluster-I to BSS)

Gambar 5.6 Posisi displacement maksimum dalam arah y (BSS to Tambun)

Displacement sebesar 0.4657 in ke arah

sumbu X positif (Nodal 29)

Block Station Selatan (BSS) Cluster-I

Displacement sebesar 0.3306 in

ke arah sumbu Y negatif

Block Station Selatan (BSS)

Tambun

(7)

Gambar 5.7 Posisi displacement maksimum dalam arah z (Cluster-I to BSS)

Hasil analisis fleksibilitas pipa pada kondisi operasi dapat dilihat pada tabel 5.2 berikut.

Tabel 5.2 Hasil analisis fleksibilitas pipa pada kondisi beban operasi

Model

Max. Displacement DX

(in)

DY (in.)

DZ (in.)

At Node number/

location

Code Displacement Check < 0.5 in.

Cluster-E to BSS

(Well Fluid 8”) -0.2216 0.2867 0.0189 188 OK J5 to BSS

(Well Fluid 8”) 0.0556 -0.2194 -0.0049 76 OK Cluster-J to BSU

(Well Fluid 8”) -0.4495 -0.0007 0.2888 20 OK Cluster-K,I to BSS

(Well Fluid 6”) -0.0041 -0.0001 0.2124 499 OK BSS to Tambun

(Gas 6”) 0.0274 -0.3306 -0.0024 107 OK Cluster-I to BSS

(Well Fluid 6”) 0.4657 -0.0003 -0.4604 29 OK

Displacement sebesar 0.4604 in ke arah

sumbu Z negatif (Nodal 29)

Block Station Selatan (BSS) Cluster-I

(8)

Model

(in)

DY (in.)

DZ (in.)

At Node number/

location

(Well Fluid 4”, 8”) 0.3831 -0.0006 -0.4249 426 OK

Dari hasil analisis fleksibilitas pada kondisi operasi diperoleh besar dan arah displacement maksimum yang terjadi yaitu displacement maksimum dalam arah X terjadi pada nodal 29 (Cluster-I to BSS) sebesar 0,4657 in (11,82 mm) arah sumbu X positif, displacement terbesar untuk arah Y terjadi pada nodal 107 (BSS to Tambun) sebesar 0.3306 in (8,39 mm) arah sumbu Y negatif dan displacement maksimum dalam arah Z terjadi pada nodal 29 (Cluster-I to BSS) sebesar 0.4604 in (11,69 mm) arah sumbu Z positif. Posisi displacement maksimum yang terjadi semuanya terjadi pada pada belokan (bend) pipa yang dikubur dalam tanah. Hal ini terjadi karena pada titik-titik tersebut mengalami tegangan akibat gaya tekan euler buckling yang dialami pipa terkubur (restraint) dan pipa yang ditumpu selain itu belokan juga mengalami beban bending akibat gaya tahan tanah dan berat pipa yang tidak dikubur. Meskipun begitu, besar displacement yang terjadi pada sistem perpipaan selama kondisi operasi tidak ada yang melebihi besar displacement maksimum yang diperbolehkan oleh code ISO 14692 yaitu lebih kecil dari 12 mm. Jadi sistem perpipaan GRP dengan tekanan dan temperatur rancang, aman pada kondisi operasi dan selama umur rancangnya.

5.1.3 Analisis Pada Kondisi Sustained 5.1.3.1 Analisis Tegangan

Kondisi sustained adalah kondisi dimana pipa mengalami beban yang terjadi terus menerus dalam hal ini hanya berat pipa dan tekanan tanpa adanya beban temperatur operasi yang bekerja.

Parameter yang menjadi input untuk CAESAR II dalam analisis tegangan pada kondisi sustained adalah:

W + P1 (SUS) (5.2)

(9)

Dimana:

W = berat pipa plus aksesorisnya P1 = tekanan desain

Hasil dari analisis tegangan untuk kondisi sustained ditunjukkan pada tabel 5.3 berikut ini.

Tabel 5.3 Hasil analisis tegangan untuk kondisi beban sustained

Model

(lb/in.²)

Allowable (lb/in.²)

Ratio (%)

At Node Number

(Gas 6”) 7613 9392 81 875 OK BSS to BSU

(Crude 8”) 5703 9392 60 1245 OK

Cluster-I to BSS

(Well Fluid 6”) 6960 9392 74 23 OK Cluster-K to BSS

(Well Fluid 6”) 7605 9392 81 115 OK Cluster-E to BSS

(Well Fluid 8”) 9061 9392 96 1000 OK J5 to BSS

(Well Fluid 8”) 8288 9392 88 10 OK Cluster-J to BSU

(Well Fluid 8”) 8258 9392 87,9 198 OK Cluster-N, B, L, to BSU

(Well Fluid 4”, 8”) 7294 9392 77,6 218 OK

Dari analisis tegangan yang dilakukan diketahui bahwa sistem perpipaan yang dirancang aman pada kondisi sustained, karena dari hasil perhitungan CAESAR II tidak terdapat titik-titik pada pipeline yang mengalami tegangan melebihi tegangan yang dibolehkan berdasarkan code UKKOA.

(10)

5.1.3.2 Analisis Fleksibilitas

Dari analisis fleksibilitas yang dilakukan pada kondisi sustained diketahui bahwa terdapat perpindahan atau displacement yang terjadi pada pipeline. Hasil analisis fleksibilitas pipa pada kondisi beban sustained dapat dilihat pada tabel 5.4 berikut ini.

Tabel 5.4 Hasil analisis fleksibilitas pipa pada kondisi beban sustained

Model

(in)

DY (in.)

DZ (in.)

At Node number/

location

Cluster-E to BSS

(Well Fluid 8”) -0.2479 0.0847 0.1799 100 OK J5 to BSS

(Well Fluid 8”) -0.3311 -0.0087 0.0412 43 OK Cluster-J to BSU

(Well Fluid 8”) 0.2511 -0.0006 0.3723 216 OK Cluster-K,I to BSS

(Well Fluid 6”) -0.2224 -0.0001 0.0614 110 OK BSS to Tambun

(Gas 6”) 0.0424 -0.2205 -0.1466 1177 OK Cluster-I to BSS

(Well Fluid 6”) 0.4024 -0.0003 -0.3550 29 OK Cluster-N, B, L, to BSU

(Well Fluid 4”, 8”) 0.3626 -0.0006 -0.2642 426 OK

Dari hasil analisis fleksibilitas pada kondisi operasi diperoleh besar dan arah displacement maksimum yang terjadi yaitu displacement maksimum dalam arah X terjadi pada nodal 29 (Cluster-I to BSS) sebesar 0,4024 in. (10,22 mm) arah sumbu X positif, displacement terbesar untuk arah Y terjadi pada nodal 1177 (BSS to Tambun) sebesar 0.2205 in (5,6 mm) arah sumbu Y negatif dan displacement maksimum dalam arah Z terjadi pada nodal 216 (Cluster-J to BSU) sebesar 0.3723 in (9,45 mm) arah sumbu Z positif. Posisi displacement maksimum yang terjadi pada kondisi beban sustained semuanya terjadi pada pada belokan (bend) pipa yang di kubur dalam tanah. Seperti pada kondisi operasi hal

(11)

ini terjadi karena belokan pipa (bend) sebelum masuk/keluar tanah akan mengalami beban bending akibat gaya tahan tanah dan berat pipa yang tidak dikubur (crossing sungai). Meskipun begitu, besar displacement yang terjadi pada sistem perpipaan selama kondisi sustained tidak ada yang melebihi besar displacement maksimum yang diperbolehkan oleh code ISO 14692 yaitu lebih kecil dari 12 mm. Jadi sistem perpipaan GRP dengan tekanan rancang, aman pada kondisi sustained.

5.1.4 Analisis Pada Kondisi Ekspansi 5.1.4.1 Analisis Tegangan

Tegangan yang terjadi pada kasus beban ekspansi adalah tegangan yang timbul akibat adanya displacement yang merupakan penjumlahan secara aljabar displacement kasus beban 1 (operasi) dengan displacement dari kasus beban 2 (sustained). Parameter kasus beban ekspansi yang digunakan untuk analisis tegangan adalah:

DS3 = DS1-DS2 (5.3)

Dimana:

DS1 = displacement yang timbul dari kasus beban 1 DS2 = displacement yang timbul dari kasus beban 2 DS3 = Penjumlahan secara aljabar dari DS1 dam DS2

Hasil Analisis tegangan akibat beban ekspansi ditunjukkan pada tabel 5.5 berikut.

Tabel 5.5 Hasil analisis tegangan pada kondisi beban ekspansi

Model

(lb/in.²)

Allowable

(lb/in.²) Ratio At Node Number

(Gas 6”) 5396 0 0 420

NO CODE STRESS CHECK

PROCESSED

BSS to BSU

(Crude 8”) 59 0 0 580

PROCESSED

Cluster-I to BSS

(Well Fluid 6”) 1443.6 0 0 29

PROCESSED

(12)

Model

(lb/in.²)

Allowable

(lb/in.²) Ratio At Node Number

Code Stress Check Cluster-K to BSS

(Well Fluid 6”) 1961 0 0 95

PROCESSED

Cluster-E to BSS

(Well Fluid 8”) 2052 0 0 90

PROCESSED

J5 to BSS

(Well Fluid 8”) 9855 0 0 37

PROCESSED

Cluster-J to BSU

(Well Fluid 8”) 1463 0 0 33

PROCESSED

(Well Fluid 4”, 8”) 1432 0 0 423

PROCESSED

Tegangan pada kondisi ekspansi dibandingkan dengan tegangan ijin berdasarkan ISO 14692. Dari hasil perhitungan yang diperoleh tampak bahwa tegangan yang terjadi pada kondisi beban ekspansi tidak ada yang melebihi tegangan maksimum yang diperbolehkan oleh Code, jadi pipa yang dirancang aman pada kondisi ekspansi.

5.1.4.2 Analisis Fleksibilitas

Hasil analisis fleksibilitas pipeline pada kondisi beban ekpansi ditunjukkan pada tabel 5.6 berikut.

Tabel 5.6 Hasil analisis fleksibilitas pipa pada kondisi beban ekspansi

Model

(in)

DY (in.)

DZ (in.)

At Node number/

location

Cluster-E to BSS

(Well Fluid 8”) -0.2351 0.0000 -0.0739 274 OK J5 to BSS

(Well Fluid 8”) -0.4198 -0.1119 0.0345 25 OK

(13)

Model

(in)

DY (in.)

DZ (in.)

At Node number/

location

Cluster-J to BSU

(Well Fluid 8”) 0.1528 0.0000 0.2265 216 OK Cluster-K,I to BSS

(Well Fluid 6”) -0.3887 0.0000 0.4262 502 OK BSS to Tambun

(Gas 6”) -0.0174 0.0000 -0.3697 1168 OK Cluster-I to BSS

(Well Fluid 6”) 0.0932 0.0000 -0.1054 29 OK Cluster-N, B, L, to BSU

(Well Fluid 4”, 8”) 0.2206 0.0000 -0.1607 426 OK

Dari hasil analisis fleksibilitas pada kondisi operasi diperoleh besar dan arah displacement maksimum yang terjadi yaitu displacement maksimum dalam arah X terjadi pada nodal 25 (J5 to BSS) sebesar 0,4198 in. (10.66 mm) arah sumbu X negatif, displacement terbesar untuk arah Y terjadi pada nodal 25 (J5 to BSS) sebesar 0,1119 in (2,84 mm) arah sumbu Y negatif dan displacement maksimum dalam arah Z terjadi pada nodal 502 (Cluster-K,I to BSS) sebesar 0,4262 in (10,82 mm) arah sumbu Z positif. Posisi displacement maksimum yang terjadi pada kondisi beban ekspansi semuanya juga terjadi pada pada belokan (bend) pipa yang dikubur dalam tanah. Sesuai dengan definisi sebelumnya, beban ekspansi merupakan pengurangan beban operasi terhadap beban sustained, jadi kondisi displacement maksimum yang terjadi pada beban ekspansi ini terjadi karena belokan pipa (bend) sebelum masuk/keluar tanah mengalami beban tegangan akibat gaya euler buckling pada pipa yang dikubur. Meskipun begitu, besar displacement yang terjadi pada sistem perpipaan selama kondisi ekspansi ini juga tidak ada yang melebihi besar displacement maksimum yang diperbolehkan oleh code ISO 14692 yaitu lebih kecil dari 12 mm. Jadi sistem perpipaan GRP dengan tekanan rancang, aman pada kondisi ekspansi.

(14)

5.2 Analisis Tegangan pada Crossing Sungai

Analisis tegangan dan fleksibilitas pada crossing sungai ini dilakukan dengan menggunakan software pipe stress analysis, CAESAR II v 4.5.

Perhitungan tegangan ijin dilakukan berdasarkan code UKOOA, “Specification and Recommended Practice for the Use of GRP Pipeline”.

Pada analisis tegangan crossing sungai ini, beban occasional seperti beban angin dan beban gempa diabaikan. Beban angin diabaikan karena pipa GRP yang melalui sungai dikubur ke dalam tanah. Beban gempa diabaikan karena rute pipeline tidak berada pada area yang rawan gempa.

5.2.1 Pemodelan Crossing Sungai

Berdasarkan hasil perancangan crossing sungai pada bab sebelumnya, diperoleh bahwa jenis crossing yang dipergunakan pada river crossing ini adalah burried crossing, yaitu pipa yang melewati sungai (river crossing) tersebut dikubur ke dalam tanah. Gambar 5.8 berikut menunjukkan model burried crossing untuk pipa GRP.

Gambar 5.8 Model crossing sungai pipa GRP

(15)

5.2.2 Hasil Analisis Tegangan

Hasil analisis tegangan yang ditampilkan adalah tegangan maksimum pipa yang melewati sungai pada kondisi beban operasi, sustained dan ekspansi. Hasil analisis tegangan pipeline yang melewati sungai dapat dilihat pada tabel 5.7, 5.8 dan 5.9 berikut ini.

Tabel 5.7 Hasil analisis tegangan maksimum river crossing pada kondisi operasi No. River

Crossing

(Kilometer Post)

Element Node

Code Stress (lb./sq.in.)

Allowable Stress (lb./sq.in.)

Ratio

% Status

1 0 + 715 152 7595 9392 81 Aman

2 3 + 183 507 6764 9392 72 Aman

3 3 + 379 280 7671 9392 82 Aman

4 0 + 681 105 8719 9392 93 Aman

5 0 + 791 69 6491 9392 69 Aman

6 0 + 390 86 8220 9392 87 Aman

7 2 + 470 13 9135 9392 97 Aman

8 0 + 192 42 6731 9392 72 Aman

9 0 + 560 92 7662 9392 82 Aman

10 0 + 943 303 6686 9392 71 Aman

11 2 + 014 568 6743 9392 72 Aman

12-13 2 + 906 – 2 + 920

580 7116 9392 76 Aman

14-15 3 + 952 – 4 + 084

671 7490 9392 80 Aman

16 4 + 577 757 8852 9392 94 Aman

17-18 5 + 374 – 5 + 399

794 6960 9392 74 Aman

Tabel 5.8 Hasil analisis tegangan river crossing pada kondisi beban sustained No. River

Crossing

Ratio

% Status

1 0 + 715 152 7551 9392 880 Aman

2 3 + 183 507 6265 9392 66,7 Aman

3 3 + 379 280 6292 9392 66,9 Aman

(16)

No. River Crossing

Ratio

% Status

4 0 + 681 105 8719 9392 92,8 Aman

5 0 + 791 69 6491 9392 69 Aman

6 0 + 390 100 6729 9392 71,6 Aman

7 2 + 470 13 9135 9392 97,2 Aman

8 0 + 192 41 6689 9392 71,2 Aman

9 0 + 560 97 7300 9392 77,7 Aman

10 0 + 943 302 6660 9392 70,9 Aman

11 2 + 014 568 6743 9392 71,7 Aman

12-13 2 + 906 –

2 + 920 576 7343 9392

78,18 Aman 14-15 3 + 952 –

4 + 084 675 6851 9392 72,9 Aman

16 4 + 577 760 8852 9392 94,2 Aman

17-18 5 + 374 –

5 + 399 795 6960 9392 74,1 Aman

Tabel 5.9 Hasil analisis tegangan river crossing pada kondisi beban ekspansi No. River

Crossing

Allowable Stress

(lb./sq.in.) Status 1 0 + 715 116 863 - NO CODE STRESS

CHECK PROCESSED

2 3 + 183 482 504 - NO CODE STRESS CHECK PROCESSED

(17)

No. River Crossing

Allowable Stress

(lb./sq.in.) Status 11 2 + 014 425 4242 - NO CODE STRESS

CHECK PROCESSED

12-13 2 + 906 – 2 + 920

589 2341 - NO CODE STRESS CHECK PROCESSED

14-15 3 + 952 – 4 + 084

17-18 5 + 374 – 5 + 399

Dari hasil analisis tegangan di atas dapat dilihat bahwa pada kondisi beban operasi, sustained dan ekspansi tidak ada tegangan yang melebihi tegangan ijin oleh code UKOOA pada pipa yang melewati sungai. Tegangan maksimum pada kondisi operasi dan sustained terjadi pada crossing-7, sedangkan pada kondisi ekspansi tegangan maksimum terjadi pada crossing-5. Lokasi tegangan maksimum pada pipa yang melewati sungai seperti yang tertera pada tabel di atas umumnya terjadi pada belokan (bend), oleh karena itu dengan melakukan pemilihan sambungan bend yang sesuai sangat perlu dilakukan agar sistem perpipaan aman selama umur rancangnya.

Jadi dengan asumsi fitting yang dipilih telah sesuai, maka sistem perpipaan yang dirancang aman untuk kondisi operasi pada tekanan dan temperatur perancangan. Kondisi beban ekspansi tidak dibandingkan dengan tegangan ijin, karena menurut code UKOOA apabila semua tegangan pada kondisi operasi telah di bawah tegangan ijin, maka sistem perpipaan sudah memenuhi kriteria keamanan oleh code UKOOA.

5.3 Analisis Shell Buckling

Analisis ini dilakukan untuk menentukan rasio antara tegangan tekan aksial total pipa terhadap euler buckling sesuai dengan kriteria yang diatur dalam standard ISO 14692.

Berdasarkan ISO 14962-3 Section 8.7 rasio tegangan kompresi maksimum pada pipeline dengan tegangan maksimum shell buckling yang diperbolehkan

(18)

harus lebih besar daripada 3. Besarnya tegangan maksimum kompresi agar tidak terjadi shell buckling adalah sesuai dengan persamaan (2.42) dan (2.43).

Eeff adalah modulus elastisitas efektif dari pipa GRP yang dihitung dengan persamaan E_eff = E_a⋅E_h

Tegangan kompresi yang menyebabkan terjadinya shell buckling adalah tegangan akibat ekspansi pada pipa akibat termal dan tekanan dalam ditambah dengan tegangan bending pada span pipa.

Analisis shell buckling menggunakan perangkat lunak MathCad 2000 sebagai alat bantu perhitungan. Contoh perhitungan rinci pada MathCad 2000 dapat dilihat pada lampiran D. Hasil analisis shell buckling dirangkum dalam tabel 5.10.

Tabel 5.10 Hasil analisis tegangan shell buckling

Jenis Pipeline Kondisi

Teg. Tekan Aksial (MPa)

Teg. Shell Buckling

(MPa)

Rasio

, u sb axial

rasio

σ σ

⎡ ⎤

⎢ = ⎥

⎣ ⎦

Status

, 3

u sb axial

σ σ

⎡ ⎤

⎢ ⎥≥

⎣ ⎦

8" Well Fluid Hydrotest 31,21 1755 56,218 OK Operasi 27,2 1755 67,065 OK 6" Well Fluid Hydrotest 30,98 1796 57,992 OK Operasi 25,94 1796 69,242 OK 4" Well Fluid Hydrotest 32,16 1773 55,118 OK Operasi 26,56 1773 66,744 OK 8" Gas Hydrotest 31,21 1755 56,218 OK Operasi 25,41 1775 69,047 OK 6" Gas Hydrotest 30,98 1796 57,992 OK Operasi 25,16 1796 71,046 OK 8" Crude Hydrotest 28,95 738,4 25,508 OK Operasi 26,4 738,4 27,976 OK

Hasil analisis yang telah dilakukan menyatakan bahwa pipeline dalam kondisi operasi maupun hydrotest aman terhadap shell buckling dengan rasio perbandingan lebih dari 3. Nilai tersebut sangat besar dikarenakan perbandingan

(19)

diameter dengan tebal dinding yang cukup besar. Hal ini dapat dijelaskan melalui gambar 5.9, 5.10, 5.11 berikut. Pada gambar 5.9 dapat diketahui bahwa semakin besar perbandingan tebal dan diameter suatu pipa maka tegangan shell buckling akan semakin besar juga. Sebaliknya jika tebal dan diameter suatu pipa semakin besar maka tegangan kompresi yang terjadi pada pipa akan semakin kecil akibat tekanan internal, beban termal dan beban bending pada tumpuan seperti yang dapat dilihat pada gambar 5.10 dan 5.11.

Gambar 5.9 Pengaruh rasio t/D terhadap tegangan shell buckling pada pipa penyalur well fluid, crude dan gas

Gambar 5.10 Pengaruh rasio t/D terhadap tegangan kompresi pada pipa penyalur well fluid dan gas

0 500 1000 1500 2000 2500

0 0.02 0.04 0.06 0.08

Tegangan (MPa)

t/D

Shell Buckling Crude 8"

Shell Buckling Well Fluid 8 Shell Buckling Well Fluid 6"

Shell Buckling Well Fluid 4"

Shell Buckling Gas 8"

Shell Buckling Gas 6"

0 20 40 60 80 100 120 140

0 0.02 0.04 0.06 0.08

Tegangan (MPa)

t/D

Tegangan Kompresi Well Fluid 8 Tegangan Kompresi Well Fluid 6 Tegangan Kompresi Well Fluid 4"

Tegangan Kompresi Gas 8 Tegangan Kompresi Gas 6"

(20)

Gambar 5.11 Pengaruh rasio t/D terhadap tegangan kompresi pada pipa penyalur crude

5.3.1 Pengaruh Parameter Perancangan Terhadap Shell Buckling

Jika tekanan dalam divariasikan terhadap tegangan shell buckling, maka diperoleh hubungan bahwa semakin besar tekanan dalam pipa maka safety factor pipa terhadap tegangan shell buckling akan semakin kecil. Hal ini dapat dilihat pada gambar 5.12 dan 5.13 berikut. Hal ini terjadi karena semakin besar tekanan dalam maka semakin besar pula tekanan kompresi yang dialami oleh dinding pipa.

Gambar 5.12 Pengaruh tekanan dalam terhadap safety factor shell buckling pada pipa penyalur well fluid dan gas

0 10 20 30 40 50 60 70

0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08

Tegangan (MPa)

t/D

0 50 100 150 200 250 300 350

0 2 4 6 8 10

Safety Factor

Tekanan Dalam (MPa)

8" well fluid 6" well fluid 4" well fluid 8" gas 6" gas

(21)

Gambar 5.13 Pengaruh tekanan dalam terhadap safety factor shell buckling pada pipa penyalur crude

Jika temperatur divariasikan maka dapat diketahui bahwa hubungan temperatur operasi dengan safety factor pipa terhadap shell buckling adalah bebanding terbalik sesuai dengan gambar 5.14 dan 5.15 berikut. Hal ini terjadi terutama pada pipa yang ditahan (restraint), karena semakin besar temperatur maka tegangan aksial kompresi yang terjadi akibat ekspansi pipa juga makin besar sehingga mengurangi ketahanan pipa terhadap tegangan shell bucking.

Gambar 5.14 Pengaruh temperatur operasi terhadap safety factor shell buckling pada pipa penyalur well fluid dan gas.

0 20 40 60 80 100

0 2 4 6 8 10

Safety Factor

Tekanan Dalam (MPa)

8" crude

0 20 40 60 80 100 120

0 10 20 30 40 50 60

Safety Factor

Temperatur Operasi (°C)

8" Well Fluid 6" Well Fluid 4" Well Fluid 8" Gas 6" Gas

(22)

Gambar 5.15 Pengaruh temperatur operasi terhadap safety factor shell buckling pada pipa penyalur crude

5.4 Analisis Euler Buckling

Analisis ini dilakukan untuk mengetahui ketahanan pipa menerima tegangan kompresi supaya tidak terjadi euler buckling. Analisis ini dilakukan pada kondisi instalasi, operasi dan hydrotest yang didasarkan pada standard ISO 14692. Data panjang span yang dipergunakan pada analisis ini dapat dilihat pada tabel 5.11. Data ini merupakan hasil dari analisis span statik bagian restraint pada sub bab sebelumnya.

Tabel 5.11 Data panjang span maksimum pipa^a

Kondisi Pipeline Allowable Span (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 2,342

0 10 20 30 40 50 60

Safety Factor

Temperatur Operasi (°C)

8" Crude

(23)

Kondisi Pipeline Allowable Span (m)

Hydrotest 8” Gas 2,342

Hydrotest 6” Gas 1,016

Hydrotest 8” Crude 2,621

Operasi 8” Well Fluid 2,270

Operasi 6” Well Fluid 0.947

Operasi 4” Well Fluid 1,561

Operasi 8” Gas 2,637

Operasi 6” Gas 2,416

Operasi 8” Crude 1,152

a berdasarkan hasil analisis statik span

5.4.1 Tegangan Tekan Aksial Maksimum Euler Buckling

Menurut ISO 14692 bagian 8.7.2 beban aksial kompresif, seperti ekspansi termal dan ekspansi tekanan, pada pipa yang di-span dengan panjang tertentu dengan momen inersia yang dianggap πD t³_r 8 dalam kondisi partially restrained tidak boleh melewati batas tegangan euler buckling yang didefenisikan dengan persamaan berikut:

,max

.

a u

r

F σ D t

=π

(5.4) Rasio tegangan buckling ekuivalen terhadap tegangan tekan aksial harus lebih besar dari 3.

Menurut ISO 14692 bagian 8.4, perubahan temperatur efektif akibat adanya efek dari temperatur lingkungan dihitung dengan persamaan (2.32) sedangkan tegangan tekan aksial akibat ekspansi beban termal dihitung dengan persamaan (2.33). Besar tegangan tekan aksial yang terjadi akibat ekspansi tekanan dihitung dengan menggunakan persamaan (2.34) dan (2.35). Sehingga tegangan tekan aksial total yang bekerja pada pipa adalah:

a at ap

σ =σ +σ

Perhitungan analisis euler buckling berdasarkan gaya aksial maksimum euler buckling ekuivalen ini dilakukan dengan bantuan software MathCAD 2000 dan dilakukan pada kondisi instalasi, hydrotest dan operasi. Contoh perhitungan

(24)

detail analisis ini pada software MathCad 2000 dapat dilihat pada lampiran D.

Hasil perhitungan tegangan buckling ekuivalen dapat dilihat pada tabel 5.12.

Tabel 5.12 Hasil perhitungan tegangan euler buckling

Pipeline Kondisi

Tegangan Buckling Ekuivalen

[MPa]

Tegangan Tekan Aksial [MPa]

Rasio

u axial

rasio

σ σ

⎡ ⎤

⎢ = ⎥

⎣ ⎦

Status

u 3

axial

σ σ

⎡ ⎤

⎢ ⎥≥

⎣ ⎦

8” Well Fluid

Instalasi (kosong)

19,05 0,218 87.39

OK

6” Well Fluid 19,03 0,213 89,03

4” Well Fluid 8,014 0,216 37,08

8” Gas 17,08 0,218 78.36

6” Gas 17,07 0,214 79.84

8” Crude 20,76 0,437 47.46

8” Well Fluid

Hydrotest

136,2 30,01 4.54

OK

6” Well Fluid 425,7 29,43 14,46

4” Well Fluid 107,7 29,76 3.62

8” Gas 136,2 30,01 4.54

6” Gas 425,7 29,43 14,46

8” Crude 101,19 26,81 3,802

8” Well Fluid

Operasi

144,9 25,6 5,66

OK

6” Well Fluid 489,9 25,22 19,429

4” Well Fluid 107,7 25,44 4,232

8” Gas 107,4 24,98 4,3

6” Gas 75,28 24,59 3,061

8” Crude 527,6 24,5 21,534

Hasil dari analisis euler buckling di atas menunjukkan bahwa sistem perpipaan yang dirancang mampu menahan tegangan kompresi sehingga tidak terjadi euler buckling dalam kondisi instalasi, hydrotest dan operasi. Sistem perpipaan yang dirancang telah memenuhi kriteria euler buckling yang ditentukan dalam standard ISO14692, yaitu rasio antara gaya tekan aksial maksimum euler buckling terhadap gaya tekan aksial total lebih besar atau sama dengan 3.

(25)

5.5 Analisis Elektrostatik

Tujuan dari analisis ini adalah untuk mengurangi resiko terjadinya kecelakaan pada sistem perpipaan GRP yang sebabkan oleh listrik statik, berdasarkan kondisi perancangan yang memungkinkan untuk terjadinya listrik statik pada perpipaan GRP baik itu internal maupun eksternal.

Analisis ini dilakukan dengan melakukan pendekatan resiko secara kualitatif berdasarkan kriteria-kriteria yang diatur dalam ISO 14692. Hasil pendekatan konsekuensi berdasarkan kondisi perancangan sistem perpipaan dapat dilihat pada tabel 5.13 berikut.

Tabel 5.13 Hasil pendekatan berdasarkan konsekuensi efek elektrostatik

Kriteria Kondisi Perancangan Status

Kondisi udara (atmosfer) di sekitar pipa

Kontak langsung dengan udara sedikit (pipa dikubur, bagian crossing sungai pipa dikubur dalam tanah di dasar sungai”), humidity udara >50%.

Aman

Pipa mengalirkan fluida

berbahaya Crude, Well Fluid, Gas Tidak Aman

Efek listrik statik terhadap aktifitas di sekitar lokasi pipa

Hampir keseluruhan pipa terkubur, terutama pipa yang melewati pemukiman penduduk

Aman

Sedangkan pendekatan terhadap kemungkinan terjadinya listrik statik pada sistem perpipaan GRP yang dirancang dapat dilihat pada tabel 5.14 berikut.

Tabel 5.14 Hasil pendekatan berdasarkan kemungkinan terjadinya efek elektrostatik

Kriteria Kondisi Perancangan Status

Mekanisme terjadi listrik statik Aliran fluida didalam

pipa v > 1m/s(vmaks=7 m/s ,vmin=1,005 m/s) Tidak aman

(26)

Kriteria Kondisi Perancangan Status

Aliran fluida di luar pipa

Pipa dikubur, bagian crossing sungai

dilindungi casing dan di-ground ke tanah Aman

Mekanisme penumpukan listrik statik Komponen sebagai

kapasitor

Komponen yang terbuat dari logam dan

dapat berfungsi sebagai kapasitor sedikit Relatif Aman

Dari hasil pendekatan secara umum pada sistem perpipaan seperti yang telah disebutkan di atas yaitu terhadap konsekuensi dan kemungkinan terjadinya listrik statik, maka dapat diambil kesimpulan bahwa sistem perpipaan GRP yang dirancang mempunyai resiko yang relatif tidak aman terhadap kecelakaan yang mungkin terjadi akibat fenomena listrik statik. Oleh karena itu diperlukan perancangan elektrostatik khusus pada sistem perpipaan yang dirancang untuk tindakan pencegahan sebagai berikut:

1. Setiap komponen yang terbuat dari logam (valve, coupling, casing) harus dipasang isolasi dan di-ground ke tanah dengan hambatan 10⁶ -10⁸ ohm (ISO 14692-3 section 10.6).

2. Setiap komponen yang memungkinkan terjadinya kontak dengan pekerja/penduduk harus diisolasi dan di-ground dengan hambatan maksimum 10⁸ohm.

3. Fluida digroundkan ke tanah dengan hambatan 10⁶ ohm pada titik terendah sistem.