ANALISA KELELAHAN PADA SISTEM TAMBAT SSP (SEVAN STABILIZED PLATFORM) AKIBAT EKSITASI GELOMBANG ACAK

(1)

ANALISA KELELAHAN PADA SISTEM TAMBAT SSP (SEVAN STABILIZED

PLATFORM) AKIBAT EKSITASI GELOMBANG ACAK

( Hero Naifida Putra1, Eko Budi Djatmiko2, Rudi Walujo Prastianto2)

1) Mahasiswa Jurusan Teknik Kelautan, FTK-ITS Surabaya

2) Staf Pengajar Jurusan Teknik Kelautan, FTK-ITS Surabaya

Kampus ITS Keputih Sukolilo Surabaya 60111 e-mail : [email protected]

ABSTRAK

Sevan Stabilized Platform (SSP) merupakan bangunan apung dengan struktur lambung berbentuk silinder yang memiliki berbagai macam jenis sesuai dengan fungsinya. Konsep ini akan difungsikan sebagai anjungan pengeboran (driling platform) atau anjungan produksi (production platform) dan FPSO (Floating Production

Storage Offloading). Struktur ini di klaim memiliki stabilitas yang lebih tinggi dari pada struktur yang berbentuk

kapal. Struktur yang lebih stabil tentunya memiliki karakteristik gerak yang lebih tenang. Pada tugas akhir ini dilakukan analisa kelelahan pada sistem tambat yang bekerja pada struktur tersebut. Karena sistem tambat merupakan salah satu bagian yang penting untuk suatu bangunan terapung. Analisis kelelahan pada sistem tambat SSP ini dilakukan dengan terlebih dahulu menganalisa karakteristik pergerakan struktur tersebut dengan beban berupa gelombang acak. Setelah menganalisa pergerakan SSP dengan software MOSES, maka kita dapat menganalisa tension yang terjadi pada sistem tambat akibat pergerakan struktur dengan software ORCAFLEX. Beban siklis berupa tension pada sistem tambat tersebut tentunya akan menyebabkan kelelahan pada rantai. Analisis fatigue akan dilakukan dengan metode full spectral analysis. Dengan menggunakan metode di atas dicari segmen terkritis yang memiliki umur kelelahan paling pendek. Dari hasil analisa diketahui bahwa sistem tambat yang memiliki umur paling pendek adalah mooring nomor 2d pada segmen yang berbahan chain yaitu

berumur 15.07tahun

Kata kunci : Fatigue, mooring system, SSP, offset, tension.

I. PENDAHULUAN

Latar Belakang

Secara garis besar anjungan lepas pantai dibedakan menjadi 3 jenis, yaitu anjungan trapung, anjungan terpancang, dan anjungan struktur lentur. SSP (Sevan Stabilized Plaform ) adalah termasuk anjungan terapung dengan geometri yang sangat berbeda dengan FPSO jenis konvensional yang biasanya adalah konversi dari kapal tanker. Dalam merancang bangunan lepas pantai pertimbangan penting yang digunakan adalah biaya investasi, perilaku hidrodinamis, kemampuan mobilitas serta

reability dalam pengoperasiannya. Perilaku gerak

dan hidrodinamis dari SSP telah diuji secara intensif dalam kolam uji Marintek di Trondheim, Norwegia. Gerak angular dan vertikalnya yang bagus telah berhasil diverifikasi.

SSP (Sevan Stabilized Platform) suatu konsep

struktur baru jenis apung yang mampu

menyediakan luasan geladak dan kapasitas muat beban yang lebih besar. Selain itu, jenis struktur

baru ini diklaim akan memiliki biaya

pengadaan/pembuatan yang lebih murah, dan juga mempunyai kapasitas penyimpanan yang besar serta memiliki karakteristik gerak yang baik/halus. SSP memiliki karakteristik gerak yang halus karena

bentuknya lambung silindris, sehingga

menyebabkan struktur bersifat sama ke segala arah (omni-directionality) dalam menerima gaya-gaya lingkungan.

II. POKOK BAHASAN

2.1Sistem Tambat

Sistem tambat sangat penting digunakan dalam bangunan apung untuk menjaga struktur tersebut tetap dalam posisi tertentu. Pada saat tidak ada pembebanan eksternal terhadap struktur, maka struktur tersebut akan tetap berada pada posisi setimbangnya. Namun jika terdapat gaya yang bekerja pada struktur tersebut, maka akan mengalami offset hingga hingga gaya restoring yang timbul mampu mengimbangi pembebanan luar yang terjadi (HSE, 2006). Dengan kata lain tension yang timbul pada fairlead akan meningkat.

(2)

Komponen-komponen pada system mooring dibagi menjadi 3 bagian, yaitu mooring line, winching, dan anchoring. Mooring line sendiri dapat diklasifikasikan menjadi nenerapa bagian berdasarkan jenis mateialnya, yaitu wire rope, chain synthetic rope dan kombinasi antara ketiganya.

Beban lingkungan yang bervariasi mengakibatkan

fuktuasi tegangan pada mooring sehingga

menyebankan kelelahan pada sistem tambatan.

Perhitungan umur kelelahan pada struktur

didasarkan pada beban yang diterima struktur pada masa operasi. Sedangkan perhitungan untuk mengetahui sisa umur kelelahan struktur dapat dilakukan setelah memperoleh informasi kondisi beban yang diterima oleh struktur. Perhitungan kelelahan struktur pada dasarnya dapat dilakukan dengan dua metode pendekatan ( Djatmiko, E.B.,2003) yaitu metode full spectra dan metode analisis kelelahan yang disederhanakan (simplified

approach).

Pada sistem tambat terapat lokasi-lokasi yang rawan untuk mengalami kegagalan. Pada lokasi-lokasi yang dianggap rawan tersebut tentunya memerluksn inspeksi yang ekstra untuk mencegah dan memperkecil kemungkinan gagal struktur tersebut. Pada mooring bagian yang terletak di dasar laut akan cepat mengalami abrasi atau degradasi diameter disebabkan gaya gesekan antara tanah dengan mooring. Analisa kelelahan hanya dilakukan pada permanen mooring dengan safety faktor tiga. Angka 3 dalam safety factor ini tidaklah mutlak. Beberapa desain bahkan menggunakan

safety factor enam. Semakin besar safety factor

maka struktur tersebut akan semakin aman.

2.2 Tipe Mooring

API RP 2P edissi ke dua (1987) dan API RP 2SK edisi ke dua (1996) menyatakan type mooring line yang biasa di gunakan pada floating structure ada 2 kategori yaitu :

1. Sistem Wire Rope

Wire rope system lebih ringan jika di bandingkan dengan chain. Sehingga wire rope memiliki restoring force yang lebih besar dan pretension yang kecil.

2. Sistem Chain

Dalam operasi offshore yang umum di gunakan

adalah penggunakan sistem chain. Karena

memiliki keunggulan dalam mengatasi abrasi, karena memiliki daya cengkeram anchor yang sangat kuat. Namun kelemahannya adalah pada berat chain itu sendiri. Pada perairan dalam seringkali menjadi masalah karena berat chain yang terlalu besar.

2.3 Penentuan Panjang mooring

Posisi penambatan pada sistem tambat harus tepat untuk mendukung operabilitas semi-submersible. Oleh karena itu panjang mooring dan pretension harus disesuaikan

Gambar 1. Penentuan panjang mooring 2.4 Offfset

Offset adalah respons dari struktur akibat beban

lingkungan. Dapat juga dikatakan berpindahnya sebuah struktur sejauh x meter akibat beban lingkungan. Offset dikategorikan dalam 2 jenis yaitu :

1. Mean offset

Perpindahan vessel akibat angin, arus dan mean

wave drift force. 2. Maximum offset

Mean offset yang mendapat pengaruh dari

kombinasi frekuensi gelombang dan

low-frequency motions.

2.5 Teori Gerak Struktur Akibat Eksitasi Gelombang

Pada dasarnya benda yang mengapung mempunyai 6 Mode gerakan bebas (SDOF-Six Degree Of Freedom) yang terbagi menjadi dua kelompok yaitu 3 mode gerakan translasional dan 3 mode gerakan rotasional. Berikut adalah ke enam ode gerakan tersebut, antara lain,

(3)

1.Mode gerak translasional

Surge, gerakan tranversal arah sumbu x Sway, gerakan tranversal arah sumbu y Heave, gerakan tranversal arah sumbu z 2. Mode gerak rotasional

Roll, Gerakan rotasional arah sumbu x Pitch, Gerakan rotasional arah sumbu y Yaw, Gerakan rotasional arah sumbu z

dengan asumsi bahwa 6 mode gerakan di atas adalah linier dan harmonic, maka 6 persamaan differensial gerakan kopel dapat dituliskan sebagai berikut :

[

(

)

]

,

1

6 1

=

+

∑

=

j

e

F

C

B

k

A

M

iwt j n k jk k jk jk jk

ξ

(2.1) dengan :

= komponen matriks massa struktur

= matriks untuk koefisien massa tambah

redaman

=koefisien gaya hidrostatik pengembali

= amplitude gaya eksitasi dalam besaran

kompleks.

Bila matriks massa, koefisien added mass, dumping dan koefisien pengembali di masukkan ke persamaan gerak, maka untuk kapal yang simetris dalam arah lateral enam persamaan gerak couple akan dapat dipisahkan menjadi dua bagian, yaitu surge, heave, pitch dan sway roll, yaw. Jadi untuk apal denga bentuk simetris tidak terjadi couple antara surge, heave dan pitch dengan sway,roll, dan yaw.

2.6 Teori Spektum Gelombang JONSWAP

Analisa spektrum gelombang dapat menggunakan beberapa teori spektrum gelombang yang telah ada, antara lain model spektrum JONSWAP,

model spektrum Pierson-Moskowitz, model

spektrum ISSC, dan lain-lain. Penggunaan masing-masing teori spektrum gelombang tersebut berdasarkan beberapa pertimbangan. Salah satu pertimbangan tersebut adalah lokasi spektrum gelombang yang akan dianalisa. Persamaan spektra JONSWAP dikemukakan oleh Hasselman, et al (1973) berdasarkan percobaan yang dilakukan di daerah North Sea. Perumusan spektrum JONSWAP mewakili angin dengan batasan fetch

2.7 Response Amplitude Operators (RAO)

Metode spectra merupakan cara untuk

menegetahui suatu respon struktur akibat beban

gelombang reguler dalam tiap-tiap frekuensi.

Response-Amplitude Operator (RAO) atau sering

disebut sebagai Transfer Function adalah fungsi respon yang terjadi akibat gelombang dalam rentang frekuensi yang mengenai struktur

offshore. RAO dapat juga didefinisikan sebagai

hubungan antara amplitudo respon terhadap amplitude gelombang. Dapat dinyatakan dengan

bentuk matematis yaitu













gelombang

respons

ξ

(2.2) amplitudo respon bisa berupa gerakan, tegangan, maupun getaran. RAO juga disebut sebagai

transfer function karena RAO merupakan alat

untuk mentransfer beban luar (gelombang) dalam bentuk respon pada suatu struktur. (Chakrabarty, 1987). Bentuk umum dari persamaan RAO dalam fungsi frekuensi adalah sebagai berikut :

Response (ω) = (RAO) η(ω)

(2.3) dimana :

η : amplitudo gelombang, m, ft

ω : frekuensi angular, rad/sec.

2.8 Respons Struktur

Respon spektrum didefinisikan sebagai response energy density pada struktur akibat gelombang, dalam hal ini berupa energy density spectrum. Pada sistem linier, fungsi dari RAO merupakan fungsi kuadrat. Respon spektrum merupakan perkalian antaraspektrum gelombang dengan RAO kuadrat. Persamaan dari respon spektrum adalah (Chakrabarty, 1987) sebagai berikut :

SR(ω) = [RAO(ω)]2 S(ω)

(2.4)

dimana :

SR = response spectrum, ft2 –sec

S(ω) = spektra gelombang, ft2 –sec

RAO = response amplitude operator

ω = frekuensi angular, rad/sec.

Response spectra dapat digunakan untuk

mengetahui besar respon maksimum yang

mungkin terjadi dalam suatu rentang waktu tertentu. Respon extreme maksimum yang terjadi dengan tingkat probabilitas dari suatu kejadian sebesar 62,3% dapat dicari dengan persamaan (Chakrabarty, 1987) sebagai berikut :

(4)

. 0 2 1 0 2 2

2

60 ln

2 m

m

T

n

























=

π

ξ

(2.5)

Sedangkan respon extreme maksimum yang mungkin terjadi pada saat proses perancangan dapat dicari berdasarkan persamaan diatas dengan mempertimbangkan faktor peluang terlampauinya

suatu kejadian α sebagai berikut :

0 2 1 0 2 2

2

60 ln

2 m

m

T

n

























=

πα

ξ

(2.6) dimana:

T = lama kejadian badai (storm propagation)

α = kemungkinan kejadian tidak terjadi pada saat perancangan (1% - 5%)

( )

∫

∞

=

0 0

S

ω

d

ω

m

(2.7)

( )

∫

∞

=

0 2 2

ω

S

ω

d

ω

m

(2.8)

M0 merupakan luasan di bawah kurva spektrum

amplitudo kepadatan energi gelombang dimana luasannya sama dengan varian dari time history

gelombang sedangkan m2 merupakan momen

spektra kecepatan. Setelah spektrum tension didapat langkah selanjutnya dalam mencari umur kelelahan (fatigue life).

2.9 Spectra Analysis

Analisa spektra penuh (full spectral analysis) baru dapat dilakukan jika data-data RAO, spektrum

gelombang, dan mode operasi, yaitu arah

gelombang, tinggi gelombang signifikan dan periode spesifik telah diketahui. Analisa kelelahan dilakukan dalam kurun waktu tahunan. Kurun waktu satu tahun diasumsikan dengan 3.15576 x 10 detik. Dengan teori Narrow Band, analisa umur fatigue dihitung dengan persamaan sebagai berikut:

D = N

w

(

R

wrms

)

M

. (1 + M/2) / K + N

I

(

R

Irms

)

M

. (1 + M/2) / K

(2.9)

Dimana :

D = Annual fatigue damage K = Nilai perpotongan pada kurva

T/N

M = kemiringn kurva T/N

Rwrms = rasio dari wave frequency

Rirms = rasio dari low frequency

Nw = jumlah cycle of wave frequency

Nl = jumlah cycle of low frequency

Nilai Nw dapat dihitung dengan rumus sebagai

berikut :

NW =

v

x 3.15576 x 10

7

x

P

d x

P

s

(2.10)

Dimana :

v = zero up-crossing frequency dari spektra

tegangan

Pd = kemungkinan kejadian berdasarkan arah datang

gelombang

Ps=kemungkinan kejadian berdasarkan kondisi laut

Zero crossing period pada Fatigue damage frekuensi rendah diestimasikan sama dengan periode natural dari vessel atau mooring system sebagai fungsi yang digunakan pada beban rata-rata. Jumlah cycle pada frekuensi rendah dihitung dengan menggunakan rumus :

NI = ( 3.15576 x 107 x Pd x Ps) / Tn (2.11)

Dimana:

Tn= periode natural vessel / moring

Periode natural dapat digunakan sebagai pendekatan nilai zero-up crossing period. Metode ini kurang akurat, namun masih bisa digunakan pada

low-frequency karena dampaknya tidak begitu

signifikan. Pada kasus wave-frequency zero-up crossing period harus di masukkan nilai yang

(5)

sesungguhnya. Perhitungan zero-up crossing period

di dapatkan dari tension spectrum dengan

perhitungan sebagai berikut :

(2.12)

Dimana :

v = zero – up crossing period

M0 dan M2 masing-masing adalah luasan dan

momen luasan bidang dibawahkurva spektra tension.

III. METODOLOGI

3.1 Pengumpulan Data

1. Data struktur

Tabel. 3.1 Data struktur

Pada kasus ini struktur yang digunakan adalah SSP 650.

Storage

(bbl)

Displacement

(mt)

Diameter

(m)

Deck

Area

(m)

hull deck

Sevan

300 300000

55000

60

64 3220

Sevan

650 650000

110000

75

80 5020

Sevan

1000

1000000

175000

90

102 8170

Sevan

2000

2000000

330000

110

122 11130

(6)

2. Data Mooring

Data mooring lines yang digunakan dalam pemodelan struktur adalah tipe rantai, dimana data adalah sebagai berikut :

Tabel 3.2 Data Mooring Chain 1

Chain type studlink

Chain Length (m) 500

Chain nominal diameter (mm) 100

Catalog breaking strength (kN) 10005

Breaking strength (kN) 7596

Weight (dry) (kN) 0.219

Weight (w/ marine growth) (ton/m) 0.3476

Weight (in water) (ton/m) 0.2537

Diameter effective (mm) 189

Service time (tahun) 20

Marine growth density (ton/m) 0.0736

Marine growth thickness (m) 0.1

Tabel 3.3 Data Mooring Chain 2

Chain type studlink

Chain nominal diameter (m) 90

Weight (dry) (ton/m) 0.177

Weight (w/ marine growth) (ton/m) 0.3476

Untuk mengurangi beban pada struktur maka diperlukan properties mooring yang berbahan wire rope. Selain ringan wire rope juga memiliki kelebihan yaitu mempunyai ketahanan terhadap beban siklis tension. Umur kelelahan. Namun memiliki kekurangan sangat rentan terhadap gesekan di seabed. Maka untuk wire rope diletakkan di tengah untuk menghindari gesekan.

Tabel 3.4 Data

Mooring Wire Rope

Chain type Wire Core

Chain nominal diameter (mm) 128

Weight (dry) (ton/m) 0.065

Weight (w/ marine growth) (ton/m)

0.3476

Data lingkungan tempat beroperasinya bangunan lepas pantai sangat mempengaruhi kinerja struktur, maka data lingkungan mempunyai peranan sangat penting. Data lingkungan di North Sea tempat beroperasinya FPSO SSP dapat diketahui dari Tabel 3.5

(7)

VI. ANALISA DATA & PEMBAHASAN

4.1 Modeling MOSES

1. Model SSP free floating

Untuk desain awal, akan dimodelkan struktur SSP pada kondisi free floating untuk diketahui RAO motion murni dari struktur tersebut.

Gambar 4.1 Model MOSES free floating

Hasil output dari MOSES adalah RAO free floating

Gambar 4.2RAO dengan sarat air 14 m (kondisi kosong)

Gambar 4.3 RAO dengan sarat air 14 m (kondisi penuh)

4.2 Offset Struktur

Selanjutnya modeling akan dilanjutkan dengan menggunakan software orcaflex 8.4 a7. Dalam software orcaflex 8.4 a7 akan dilakukan analisa offset struktur dan analisa tension yang terjadi pada

mooring line. Software ini membutuhkan input RAO

struktur yang di dapatkan dari pemodelan MOSES yang telah dilakukan sebelumnya.

Offset struktur dapat dilihat pada hasil running software orcaflex pada kondisi sarat 22 meter

(penuh)

Gambar 4.4. Offset pada struktur pada sarat 22 meter (penuh)

Tabel 4.1 Offset Struktur

Dari hasil running software orcaflex dapat dilihat bahwa offset maksimum terjadi pada kondisi sarat penuh. Offset maksimum akan mengakibatkan tension maksimum pada

mooring line. Oleh karena itu pada kondisi

tersebut perlu di perhatikan secara intensif kekuatan dari mooring line. Kekuatan mooring

line harus lebih kecil dari maximum breaking load dari line mooring dengan safety factor

1.67. All

Year

Sea Wave Direction 1 Year Hs (m) Tp (s) N NEE E SE S SW W NW All Sea 0.5 3.05 0.19 0.6 0.41 0.34 0.33 0.38 0.22 0.07 2.54 1.2 3.35 1.55 5.27 3.83 3.47 4.61 5.6 2.02 0.9 27.25 2.5 3.73 2.04 5.19 2.72 1.68 3.21 4.38 0.97 0.57 20.76 4 3.93 2.23 4.28 1.96 0.7 1.68 2.44 0.4 0.35 14.04 5.4 4.24 2.36 4.17 1.69 0.29 0.53 0.79 0.18 0.14 10.15 6.8 4.58 2.15 3.47 1.35 0.11 0.13 0.19 0.08 0.06 7.54 8.3 4.77 1.96 2.9 1.19 0.05 0.02 0.02 0.03 0.02 6.19 9.6 4.9 0.98 1.39 0.59 0.01 0 0 0.01 0 2.98 10.4 5.38 0.62 0.84 0.38 0.01 0 0 0 0 1.85 12.5 5.56 0.13 0.18 0.08 0 0 0 0 0 0.39 15 6.05 0.05 0.06 0.03 0.01 0.01 0.01 0 0 0.17 14.28 28.39 14.2 6.67 10.52 13.81 3.91 2.11 93.93

Offset struktur arah x, y. z

X Y Z

(8)

4.3 Tension mooring Line

Analisa tension pada mooring line dilakukan dengan hasil output dari software orcalfex. Hasil output dari orcaflex adalah berupa tension yang berdasarkan pada

time history.

OrcaFlex 8.4a7: hs 10.s im (m odified 10:18 PM on 7/15/2010 by OrcaFlex 8.4a7)

Tim e (s ) 1400 1200 1000 800 600 400 M oo ri n g# 1 d E ff e c tiv e T e ns io n ( k N ) at E n d B 1692.9 1692.88 1692.86 1692.84 1692.82 1692.8 1692.78 1692.76

Gambar 4.5 Grafik tension berdasarkan time history dengan Hs 6.8

Data tension yang diperoleh berupa time history menunjukkan besarnya effective tension yang terjadi pada masing-masing mooring line pada rentang waktu tertentu. Dari data tersebut dapat diketahui data statistik berupa nilai tension maksimum dan tension rata-rata pada masing-masing mooring line.

Tabel 4.2 nilai tension maksimum dan tension rata-rata dari effective tension pada mooring line SSP dalam kondisi sarat air 22 meter (penuh

Mooring Hs Frekuensi Spektrum Effective Tension 1d 1.2 4.0971 198.4807 4 3.9505 267.5687 6.8 3.9610 265.7004 10.43 3.9575 263.4864 15 3.9540 264.4256 2d 1.2 3.9959 286.1323 4 3.9924 302.0797 6.8 3.9470 307.3282 10.43 4.0622 297.3302 15 0.0314 480.6636 3d 1.2 3.8388 121.8575 4 3.8772 129.1668 6.8 3.8947 128.5409 10.43 3.9575 128.9138 15 4.0099 127.0240

Dari tabel hasil spectrum effective tension pada kondisi sarat 22 meter dapat ditentukan nilai spectrum effective

tension maksimum dan nilai rata-ratanya. Effective

tension maksimum sebesar 480.6636KN terjadi pada mooring nomor 2d kondisi tinggi gelombang

signifikan (Hs) 15m pada frekuensi 0.0314. tension rata-rata tertinggi terjadi pada mooring nomor 2d dengan besar mooring rata-rata adalah 480.66.KN

4.4Perhitungan Umur Kelelahan Mooring Line

Analisa fatigue dengan metode ini sesuai dengan API RP 2 SK yang mengacu pada Narrow Band Theory. Pada teori ini menjelaskan cara perhitungan fatigue damage dengan metode spectra analysis.

Grafik Spektra Density menunjukkan sebaran

kepadatan tension terhadap frekuensi

Gambar 4.6 Grafik spectra density mooring 1a

Gambar 4.7 Grafik spectra density mooring 2a

Dari kurva power spectral density kemudian dilakukan analisis sehingga didapatkan luasan dan momen luasan dari respon spektrum tegangan struktur. Setelah luasan dan momen luasan dari respon spektrum tegangan struktur diketahui maka dapat dihitung umur fatigue sesuai dengan narrow band theory yang terdapat dalam API RP 2SK.

(9)

Tabel 4.3 Tension FPSO Kondisi Produksi dengan 12 Mooring

Line

Analisa hasil dari Spectra dencity efektif tension dapat dilihat bahwa mooring tension yang paling besar bebannya adalah mooring nomor 2a. Berikut adalah hasil perhitungan umur fatigue mooring nomor 2a

Tabel 4.4 perhitungan fatigue damage arah 00

mooring nomor 2a

Kemudian langkah berikutnya adalah menjumlah semua fatigue damage untuk semua arah gelombang pada masing-masing mooring. Mooring line yang paling kritis dan mempunyai umur paling pendek adalah mooring 2#d. Total fatigue damage dapat di lihat pada table berikut

Tabel 4.5 Perhitungan total fatigue damage untuk semua arah pembebanan

Mooring Hs m₀ m₂ m₄ Extrem Line (kN²) (kN²/s²) (kN²/s⁴) Tension 1a 1.2 724.4385 25973.49 1529479.939 231.4054 4 770.0126 19811.311 789898.9912 236.4215 6.8 770.0403 19912.307 798059.2533 236.4586 10.43 759.7935 19767.584 802701.2936 234.9195 15 757.7569 19555.182 781988.7184 234.552 2a 1.2 711.1919 16381.3577 633320.6229 226.5183 4 765.4384 17508.0537 663326.7191 234.953 6.8 772.5436 17684.0200 671055.2157 236.0459 10.43 781.475 17214.4104 643633.8435 237.1535 15 807.9197 17572.0204 666216.5926 241.0474 3a 1.2 601.81 23458.5238 1409802.2346 211.3892 4 628.858 25764.9425 1735706.2949 216.3771 6.8 632.1701 25930.5156 1753947.9928 216.9529 10.43 632.5962 26292.4380 1781370.8245 217.1028 15 629.3047 25748.8437 1741667.6199 216.4462 Hs RMS tension (wave) RMS tension (low) cycles of tension (wave) Cycles of tension (low) Zero cross period (wave) Zero cross period (low) Wave fatigue damage Low frequency Damage 1.2 3.6 0.8 1.35E+05 8.34E+04 7.34 105.7 5.35E-06 2.85E-07 4 15.6 3.8 8.56E+04 2.45E+04 9.24 100.45 7.93E-05 2.58E-05 6.8 34.2 5.2 6.75E+03 5.87E+03 10.34 91.34 4.25E-04 3.56E-05 10.43 56.8 6.3 1.34E+03 4.56E+02 13.23 84.65 7.45E-03 3.98E-06 15 68.9 8.2 8.23E+02 2.13E+02 14.56 83.56 3.98E-03 2.65E-07

TOTAL 1.19E-02 6.59E-05

Direction Probability of direction annual fatigue damage (chain) annual fatigue damage (wire) 0 6 1.20E-02 5.23E-05 45 8 3.40E-03 4.30E-05 90 13 6.30E-02 2.30E-04 135 12.5 2.34E-02 9.23E-03 180 14 1.45E-01 2.75E-05 225 16 3.98E-04 3.87E-05 270 18 2.59E-01 6.34E-04 315 12.5 1.23E-01 3.54E-04 TOTAL 100 7.15E-01 1.06E-02

(10)

Tabel 4.6 perhitungan umur fatigue masing-masing

mooring untuk kondisi sarat 22 m

Tabel 4.7 Perhitungan umur fatigue sarat 14 m

Dari tabel perhitungan fatigue damage dapat dilihat umur kekelahan yang paling kritis adalah

mooring nomor 2d dengan umur 15.07 tahun. Dari

perhitungan umur fatigue di atas dapat di simpulkan bahwa kondisi SSP dengan sarat kosong lebih rentan terhadap fatigue damage. Karena beban siklis dengan frekuensi tinggi dampaknya lebih signifikan terhadap struktur yang bebannya ringan dan akan sangat berpengaruh terhadap umur kelelahan suatu struktur.

Desain fatigue life adalah 20 tahun. Dengan safety

factor 3 service life yang telah dimasukkan dalam

persamaan fatigue life > (1/3D), beberapa

mooring tidak memenuhi standart dan harus di

desain ulang, diantaranya adalah mooring 2a dengan fatigue life 16.22 < 20 tahun dan mooring 2d dengan fatigue life 15.07 < 20 tahun.

IV. PENUTUP

Dengan hasil seperti yang telah dipaparkan di atas maka dapat disimpulkan bahwa terdapat

beberapa mooring yang masih tidak

memenuhi syarat service life yaitu sebesar 20 tahun. Maka diperlukan pendesainan ulang pada konfigurasi mooring atau pada properties

mooring supaya hasil perkiraan umur

kelelahan yang didapatkan sesuai dengan servive life yaitu > 20 tahun.

DAFTAR PUSTAKA

Aage Christian dkk 1996 ”Evaluate

Technique and Procedure for the Experimental Simulation of Moored Vessels in and Current”. Final report and

Recommendations to the 22nd ITTC

Agarwal A.K. Jain A.K. 2002.” Dinamic

Behavior of offshore Spar olatform Under Regular Sea Waves.” International Journal of

Ocean Engineering, USA 30 (4), 487-16

Agarwal A. K. Jain A. K. 2002 “Non Linear

Coupled Dinamic Response of Offshore Spar Platform Under regular Sea Wave “, Posisi mooring Umur Fatigue chain (Tahun) Umur fatigue wire (tahun) Mooring 1a 27.80 94.87 Mooring 1b 33.56 87.45 Mooring 1c 31.96 98.23 Mooring 1d 29.45 93.67 Mooring 2a 17.26 70.31 Mooring 2b 29.45 93.67 Mooring 2c 20.52 67.78 Mooring 2d 15.22 65.96 Mooring 3a 23.45 73.57 Mooring 3b 27.98 82.87 Mooring 3c 25.45 81.34 Mooring 3d 23.53 83.87 Posisi mooring Umur Fatigue chain (Tahun) Umur fatigue wire (tahun) Mooring 1a 25.02 85.38 Mooring 1b 31.88 83.08 Mooring 1c 29.08 89.39 Mooring 1d 26.83 85.33 Mooring 2a 16.22 66.09 Mooring 2b 26.51 84.30 Mooring 2c 20.31 67.10 Mooring 2d 15.07 65.30 Mooring 3a 22.51 70.63 Mooring 3b 27.64 81.88 Mooring 3c 24.18 77.27 Mooring 3d 23.06 82.19

(11)

International Journal of Ocean Engineering USA 30 (4) 571-551

API RP 2SK 2st Edition, 1996, “Recommended

Practice for Design and Analysis of Stationkeeping Systems for Floating”, USA.

Barltrop, N.D.P., 1991, “Dynamics Of Fixed

Marine Structures”, 3rd Edition. Butterworth

Heinemann.London, UK

Battacharyya, R. 1978. “Dynamic of Marine

Vehicles”. John Wiley and Sons Inc., New

York.

Chakrabarti S.K. 1987. ”Hydrodinamic of

Offshore Structure Bosston” Computation

Mechanics Publications Southompton

Dawson T. H. 1983. ”Offshore Structural

Engineering New Jersey” , Prentice-Hall inc

Engelwood Cliftts

Dean R.G. and Dalrymple R.A. (1991) “Water

Wave Mechanics for Engineer and Scientist. World “, Scientific Publishing Co.

Djatmiko, E.B., 2003, “Fatigue Analysis”, Kursus Singkat Offshore Structure Design And Modelling, Surabaya.

Health and Safety Executive, 2006, “Floating

Production System Mooring Integrity”, Noble

Denton Europe

Kery S. (1996) Mooring issues common in most

types of open ocean aquaculture. In: Open Ocean Aquaculture, Proceedings of an international Conference, Polk, M. (ed.), 1996,

Portland, Maine,

pp. 297-325. New Hampshire/Maine Sea Grant College Program Rpt No. UNHMP-CP-SG-96-9,

Roger, Maari, 1985, “Single Point Mooring”, An SBM Inc. Publication, Monaco

SSC-351 Ship Structure Committee, 1990, “An

Introduction To Structural Reliability Theory”,

Washington, USA

Turner R,(1997) Offshore Mariculture ,

Mooring system design

Biodata Penulis

Nama : Hero Naifida Putra

Tempat/Tanggal Lahir : Sragen, 4 Juli 1987 Jenis Kelamin : Pria

Agama : Islam

Status : Belum Menikah

Alamat : Keputih IIIE/ 37A Surabaya Telepon/HP : (031)77878302 / 085642099606 E-Mail : [email protected]

Pendidikan :Mahasiswa Teknik Kelautan ITS