TUGAS AKHIR – RC14-1501
MODIFIKASI PERENCANAAN JACKET KAKI EMPAT
PADA STRUKTUR OFFSHORE DI SELAT MADURA
GHANI FIKRI YASRI NRP. 3112 100 121
Dosen Pembimbing I
Endah Wahyuni, S.T., M.Sc., Ph.D. Dosen Pembimbing II
Yoyok Setyo Hadiwidodo, S.T., M.T., Ph.D. DEPARTEMEN TEKNIK SIPIL
Fakultas Teknik Sipil, Lingkungan, dan Kebumian Institut Teknologi Sepuluh Nopember
Surabaya 2018
HALAMAN JUDUL
TUGAS AKHIR – RC14-1501
MODIFIKASI PERENCANAAN JACKET KAKI EMPAT
PADA STRUKTUR OFFSHORE DI SELAT MADURA
GHANI FIKRI YASRI NRP. 3112 100 121 Dosen Pembimbing I
Endah Wahyuni S.T., M.Sc., Ph.D. Dosen Pembimbing II
Yoyok Setyo Hadiwidodo S.T., M.T., Ph.D. DEPARTEMEN TEKNIK SIPIL
Fakultas Teknik Sipil Lingkungan dan Kebumian Institut Teknologi Sepuluh Nopember
Surabaya 2018
HALAMAN JUDUL
FINAL PROJECT – RC14-1501
DESIGN
MODIFICATION
OF
FOUR
LEGGED
OFFSHORE STRUCTURE JACKET AT MADURA
STRAIT
GHANI FIKRI YASRI NRP. 3112 100 121 Supervisor Lecture I
Endah Wahyuni S.T., M.Sc., Ph.D. Supervisor Lecture II
Yoyok Setyo Hadiwidodo S.T., M.T., Ph.D. CIVIL ENGINEERING DEPARTMENT
Faculty of Civil, Environmental, and Geo Engineering Institut Teknologi Sepuluh Nopember
Surabaya 2018
i
MODIFIKASI PERENCANAAN JACKET KAKI EMPAT PADA STRUKTUR OFFSHORE DI SELAT MADURA
Nama Mahasiswa : Ghani Fikri Yasri
NRP : 3112100121
Jurusan : Teknik Sipil FTSP ITS
Dosen Konsultasi : Endah Wahyuni S.T., M.sc., Ph.D. Yoyok Setyo Hadiwidodo S.T., M.T., Ph.D.
ABSTRAK
Abstrak
Perkembangan industri offshore selama ini sangat tergantung dengan perkembangan industri minyak dan gas. Kenaikan harga minyak/gas pada tahun 1973 telah mendorong pertumbuhan industri offshore termasuk usaha mencari ladang-ladang minyak/gas baru di perairan yang lebih dalam dengan kondisi laut yang semakin ganas. Dengan demikian, meningkatnya harga minyak dunia dari satu segi telah mendorong bertambahnya aktivitas di lepas pantai, dan tentunya juga bertambahnya kebutuhan bangunan-bangunan laut yang baru.
Bangunan offshore Tower MBH terletak di selat madura dengan kedalaman laut 261,61ft yang dibangun dengan metode jacket 3 kaki. Dalam perencanaan proyek MBH Kali ini akan digunakan konstruksi struktur terpancang dalam cakupan ilmu konstruksi anjungan lepas pantai (offshore structure). Jenis struktur lepas pantai yang digunakan sekarang ini sangat banyak, namun sebagian besar struktur lepas pantai yang ada pada saat ini digunakan untuk eksplorasi dan eksploitasi minyak bumi dan gas alam. Di Indonesia, jenis struktur lepas pantai didominasi oleh tipe jacket platform. Sebagai contoh struktur anjungan lepas
ii
pantai terpancang ialah jacket steel platform, gravity platform, monopod, triangle dan lain lain. Selain itu dalam perencanaan ini dilakukan sedikit modifikasi yang pada mulanya jacket kaki 3 akan dimodifikasi menjadi jacket kaki 4 agar beban yang diterima tiap kaki menjadi lebih kecil sehingga diharapkan profil yang digunakan dapat lebih ramping dan dapat menggunakan tiang pancang dengan diameter yang lebih kecil.
Berdasarkan perhitungan penulis didapatkan profil yang digunakan untuk jacket leg adalah diameter 32in tebal 1in untuk segmen A dan B, diameter 34in tebal 1.5in untuk segmen C,D,E, dan F, dan diameter 38in tebal 1.5in untuk segmen G dan H. Profil yang didapat untuk bracing horizontal antara lain diameter 18 tebal 0.75 untuk segmen A,D, dan E, diameter 16 tebal 0.75 untuk segmen B dan C, diameter 20 tebal 0.75 untuk segmen F, dan diameter 22 tebal 0.75 untuk segmen G dan H. Profil yang didapat untuk bracing diagonal antara lain diameter 16 tebal 0.5 untuk segmen B dan C, diameter 18 tebal 0.5 untuk segmen D dan E, diameter 20 tebal 0.75 untuk segmen F, dan diameter 22 tebal 0.75 untuk segmen G dan H. Berat struktur yang sebelumnya 286.21 ton tunrun menjadi 269.702 ton.
iii
PLANNING MODIFICATION OF FOUR-LEGGED JACKET ON OFFSHORE STRUCTURE IN STRAIT OF
MADURA
Student Name : Ghani Fikri Yasri
NRP : 3112100121
Department : Civil Engineering FTSP ITS
Guidance Lecturers: Endah Wahyuni S.T., M.sc., Ph.D. Yoyok Setyo Hadiwidodo S.T., M.T., Ph.D.
ABSTRAK
Abstract
The development of offshore industry has been highly dependent on the development of the oil and gas industry. The rise in oil / gas prices in 1973 has driven the growth of the offshore industry including the search for new oil / gas fields in deeper waters with increasingly malignant sea conditions. Thus, rising world oil prices in one way has stimulated increased activity offshore, and of course also the increasing need for new marine buildings.
Tower offshore Tower MBH is located in the strait of madura with a sea depth of 261,61ft which is built by the method of jacket 3 feet. In planning the MBH project, This time will be used structured construction within the scope of construction of offshore structure. The type of offshore structures used today are numerous, but most of the current offshore structures are used for the exploration and exploitation of petroleum and natural gas. In Indonesia, the type of offshore structure is dominated by the jacket platform type. For example the offshore platform structure is jacket steel platform, gravity platform, monopod, triangle and others. In addition, in this planning a little modification is done that at first
iv
jacket feet 3 will be modified into a jacket leg 4 so that the load received per foot becomes smaller so it is expected that the profile used can be more slender and can use a pile with a smaller diameter.
Based on the writer's calculation, the profiles used for jacket leg are 32in diameter of 1in thickness for segment A and B, thickness of 34in diamin 1.5in for segment C, D, E, and F, and 38in diameter 1.5in for segment G and H. Profile which is obtained for horizontal bracing, among others, the diameter of 18 0.75 thick for segments A, D, and E, diameter 16 0.75 for the segments B and C, diameter 20 0.75 for the segment F, and the diameter of 22 0.75 for the segment G and H. Profile obtained for diagonal bracing, among others, diameter 16 0.5 for segments B and C, diameter 18 0.5 for segments D and E, diameter 20 0.75 for segment F, and diameter 22 thick 0.75 for segments G and H. Previous structure weight 286.21 tons of reduced to 269,702 tons.
v
KATA PENGANTAR
Puji syukur saya panjatkan kepada Tuhan Yang Maha Esa karena berkat dan rahmat-Nya, penulis dapat menyelesaikan Proposal Tugas Akhir dengan judul “Modifikasi perencanaan jacket kaki empat pada sruktur offshore di Selat Madura.” . Dalam kesempatan ini penulis bermaksud mengucapkan terima kasih kepada pihak-pihak yang mendukung dan membantu atas terselesaikannya Proposal Tugas Akhir ini, yaitu:
1. Ibu Endah Wahyuni, S.T., M.Sc., Ph.D. selaku dosen pemimbing tugas akhir yang telah memberikan bimbingannya dalam proses penyusunan Tugas Akhir ini.
2. Bapak Yoyok Setyo Hadiwidodo, S.T., M.T., Ph.D. selaku dosen pemimbing tugas akhir dari departemen Teknik Kelautan yang telah memberikan bimbingannya dalam proses penyusunan Tugas Akhir ini.
3. Seluruh dosen pengajar di Jurusan Teknik Sipil yang telah mengajar dan membimbing selama masa perkuliahan.
4. Teman-teman Jurusan Teknik Sipil yang selalu memberi motivasi dan bantuan selama proses penyusunan tugas akhir ini. Dalam pembuatan tugas akhir ini, penulis menyadari bahwa tugas akhir yang penulis buat masih sangat jauh dari kesempurnaan. Maka itu dengan rasa hormat penulis mohon petunjuk, saran, dan kritik terhadap tugas akhir ini. Sehingga kedepannya, diharapkan ada perbaikan terhadap tugas akhir ini serta dapat menambah pengetahuan bagi penulis.
Surabaya, Januari 2018 Penulis
vi
vii DAFTAR ISI
LEMBAR PENGESAHAN ... Error! Bookmark not defined.
ABSTRAK ... i
ABSTRAK ... iii
KATA PENGANTAR ... v
DAFTAR ISI ... vii
DAFTAR TABEL ... ix DAFTAR GAMBAR... x BAB I PENDAHULUAN ... 1 1.1 Latar Belakang ... 1 1.2 Perumusan Masalah ... 2 1.3 Tujuan ... 2 1.4 Batasan Masalah ... 3 1.5 Manfaat ... 3
BAB II TINJAUAN PUSTAKA ... 5
2.1 Umum ... 5
2.2 Klasifikasi Bangunan Lepas Pantai ... 5
2.3 Sistem Bangunan Lepas Pantai ... 7
2.4 Jenis Platform Tipe Jacket ... 9
2.5 Tipe-Tipe Rangka Jacket ... 10
BAB III METODOLOGI ... 13
3.1 Umum ... 13
3.2 Bagan Alir Penyelesaian Tugas Akhir ... 13
3.3 Pencarian dan Pengumpulan Data ... 15
3.4 Pencarian Literatur ... 17
viii
3.6 Beban Topside ... 19
3.7 Profil Member Topside ... 19
3.8 Konfigurasi Modifikasi Jacket ... 20
3.9 Profil Tubular Jacket ... 21
3.10 Permodelan Dengan Software ... 23
3.11 Data Lingkungan ... 24
3.12 Analisa Gempa ... 28
3.13 Gambar Teknik ... 30
BAB IV PEMBAHASAN ... 31
4.1 Pembebanan ... 31
4.2 Permodelan dengan Program ... 41
4.3 Kontrol Profil yang Digunakan... 47
4.4 Perbandingan Berat Struktur Jacket ... 65
BAB V KESIMPULAN ... 69
5.1 Kesimpulan ... 69
5.2 Saran ... 70
ix
DAFTAR TABEL
Tabel 3. 1. Profil eksisting group jacket leg ... 16
Tabel 3. 2. Profil ehsisting group bracing horizontal ... 16
Tabel 3. 3. Profil eksisting group member vertikal ... 17
Tabel 3. 4 Beban-beban pada Topside... 19
Tabel 3. 5 Data angin... 25
Tabel 3. 6 Data gelombang ... 25
Tabel 3. 7 Data arus ... 28
Tabel 4. 1 Gaya dalam batang horizontal ... 42
Tabel 4. 2 Profil batang horizontal optimal ... 51
Tabel 4. 3 Unity check batang horizontal ... 52
Tabel 4. 4 Profil batang vertikal/diagonal optimal ... 57
Tabel 4. 5 Unity check batang diagonal ... 58
Tabel 4. 6 Profil batang grup jacket leg optimal ... 63
Tabel 4. 7 Unity check jacket leg ... 64
Tabel 4. 8 Volume profil pada struktur jacket kaki empat ... 66
x
DAFTAR GAMBAR
Gambar 3. 1 Bagan alir perencanaan ... 14
Gambar 3. 2. Penampang profil tubular ... 15
Gambar 3. 3. Konfigurasi jacket eksisting ... 18
Gambar 3. 4. Pembagian segmen struktur ... 20
Gambar 3. 5 Nilai K dan Cm ... 24
Gambar 3. 6 Regions of Applicability of Stream Function, Stokes V, and Linear Wave Theory. ... 26
Gambar 3.7. Spektrum Respons Percepatan di Indonesia (Ss) .... 29
Gambar 3. 8. Spektrum Respons Percepatan di Indonesia (S1) ... 29
Gambar 4. 1 Beban topside saat kondisi operasi pada leg 1 ... 32
Gambar 4. 2 Beban topside saat kondisi badai pada leg 1 ... 33
Gambar 4. 3 Berat sendiri struktur jacket ... 34
Gambar 4. 4 Region of applicability untuk keadaan operasional 35 Gambar 4. 5 Region of applicability untuk keadaan badai ... 36
Gambar 4. 6. Diagram respon spektrum gempa ... 37
Gambar 4. 7. Diagram axial akibat gempa arah X ... 38
Gambar 4. 8. Diagram momen 2-2 akibat gempa arah X ... 38
Gambar 4. 9. Diagram momen 3-3 akibat gempa arah X ... 39
Gambar 4. 10. Diagram axial akibat gempa arah Y ... 39
Gambar 4. 11. Diagram momen 2-2 akibat gempa arah Y ... 40
Gambar 4. 12. Diagram momen 3-3 akibat gempa arah Y ... 40
Gambar 4. 13 Letak batang 0062-0027 ... 48
Gambar 4. 14 Penampang profil tubular ... 52
Gambar 4. 15 Letak batang 0006-0062 ... 54
1 BAB I
PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang
Perkembangan industri offshore selama ini sangat tergantung dengan perkembangan industri minyak dan gas. Kenaikan harga minyak/gas pada tahun 1973 telah mendorong pertumbuhan industri offshore termasuk usaha mencari ladang-ladang minyak/gas baru di perairan yang lebih dalam dengan kondisi laut yang semakin ganas. Dengan demikian, meningkatnya harga minyak dunia dari satu segi telah mendorong bertambahnya aktivitas di lepas pantai, dan tentunya juga bertambahnya kebutuhan bangunan-bangunan laut yang baru.
Fungsi utama struktur anjungan lepas pantai (offshore platform) adalah mampu mendukung bangunan atas beserta fasilitas operasionalnya diatas air laut selama waktu operasi dengan aman. Terlepas dan jenis operasionalnya, gerakan horizontal dan vertikal suatu struktur offshore platform merupakan kriteria penting yang sangat menentukan perilaku anjungan tersebut diatas air.
Berdasar jenis konstruksi, maka struktur anjungan lepas pantai (offshore platform) dapat dibedakan atas:
1. Struktur Terpancang 2. Struktur Terapung 3. Struktur Lentur
Bangunan offshore Tower MBH terletak di selat madura dengan kedalaman laut 268,28ft yang dibangun dengan metode jacket 3 kaki.
Dalam perencanaan proyek MBH Kali ini akan digunakan konstruksi struktur terpancang dalam cakupan ilmu konstruksi anjungan lepas pantai (offshore structure). Jenis struktur lepas
pantai yang digunakan sekarang ini sangat banyak, namun sebagian besar struktur lepas pantai yang ada pada saat ini digunakan untuk eksplorasi dan eksploitasi minyak bumi dan gas alam. Di Indonesia, jenis struktur lepas pantai didominasi oleh tipe jacket platform. Sebagai contoh struktur anjungan lepas pantai terpancang ialah jacket steel platform, gravity platform, monopod, triangle dan lain lain. Selain itu dalam perencanaan ini dilakukan sedikit modifikasi yang pada mulanya jacket kaki 3 akan dimodifikasi menjadi jacket kaki 4 agar beban yang diterima tiap kaki menjadi lebih kecil sehingga diharapkan profil yang digunakan dapat lebih ramping dan beban struktur jacket diharapkan bisa lebih ringan.
Dalam perencanaan ini penulis menggunakan peraturan AISC, API RP 2A, dan ASTM agar perencanaan memenuhi segala persayaran keamanan dan nantinya perencanaan dapat dilakukan dengan tepat.
1.2 Perumusan Masalah
1) Bagaimana menentukan profil jacket yang dapat digunakan?
2) Bagaimana perbandingan berat struktur jacket sebelum dan setelah dilakukan modifikasi?
3) Bagaimana gambar teknik struktur jacket setelah adanya modifikasi?
1.3 Tujuan
1) Menentukan profil jacket yang dapat digunakan.
2) Mengetahui perbandingan berat struktur jacket sebelum dan setelah dilakukan modifikasi.
3
1.4 Batasan Masalah
1) Tidak menghitung biaya konstruksi.
2) Menggunakan konfirugasi topside eksisting. 3) Hanya merencanakan jacket untuk modifikasi. 4) Hanya menganalisa In-Place struktur.
5) Tidak menghitung sambungan las. 6) Tidak menghitung pondasi.
1.5 Manfaat
Manfaat yang diperoleh dari perencanaan ini adalah : 1) Memahami perancangan jacket untuk struktur lepas pantai 2) Mengetahui hal-hal apa saja yang perlu diperhatikan saat perencanaan struktur lepas pantai sehingga kegagalan struktur dapat dihindari.
3) Menambah wawasan penulis tentang perencanaan struktur jacket sehingga bermanfaat di masa mendatang ketika memasuki dunia kerja.
5 BAB II
TINJAUAN PUSTAKA 2.1 Umum
Daerah lepas pantai adalah bagian dari lautan yang permukaan dasarnya dibawah pasang surut terendah atau bagian lautan yang berada diluar daerah gelombang pecah (breaker zone) arah ke laut. Daerah lepas pantai yang berada di bagian lempengan benua (continental shelves) yang mempunyai kedalaman kurang dari 200 m kira-kira seluas 8% dari luas lautan atau sama dengan 20% dari luas daratan. Bangunan, kendaraan dan fasilitas yang beroperasi di lepas pantai disebut bangunan, kendaraan dan fasilitas lepas pantai.
Ciri-ciri dari bangunan atau sistem lepas pantai adalah: 1. Beroperasi di daerah sekitar sumur minyak atau daerah
pertambangan yang terbatas. Jadi, tidak berpindah jauh seperti halnya dengan kapal laut.
2. Tidak beroperasi di daratan.
3. Tidak dibangun langsung di lapangan. Jadi, komponen-komponennya dibuat di darat untuk kemudian diangkut dan dirakit di lapangan.
4. Tetap beroperasi di lapangan untuk perioda waktu yang lama sehingga bangunan harus dapat bertahan dalam kondisi terburuk yang mungkin terjadi selama masa operasi.
2.2 Klasifikasi Bangunan Lepas Pantai
Bangunan lepas pantai dapat diklasifikasikan dengan berbagai cara, antara lain :
a. Menurut cara operasinya (type of operations)
1. Bangunan yang digunakan untuk pengambilan minyak atau gas. Sebagian besar dari bangunan lepas pantai
yang beroperasi pada saat ini adalah untuk keperluan ini.
2. Bangunan yang digunakan untuk penambangan. Bangunan ini digunakan untuk mengambil bijih-bijih tambang di dasar laut.
3. Struktur yang digunakan untuk pembangkit listrik tenaga gelombang.
4. Struktur yang digunakan untuk pembangkit listrik tenaga termal seperti OTEC.
b. Menurut bentuk konfigurasinya
1. Struktur kendaraan (vessel type structures): struktur jenis ini
biasanya adalah kapal laut yang dimodifikasi sehingga mempunyai sistim propulsi (propulsion) dan dapat berpindah tempat dengan cepat. Struktur jenis ini dipakai untuk pengoperasian di laut dalam.
2. Struktur barge: Struktur jenis ini tidak mempunyai sistim propulsi sehingga untuk memindahkannya harus digunakan kapal penarik.
3. Struktur platform: Sebagian besar dari struktur yang digunakan untuk eksplorasi atau produksi minyak di laut dangkal atau laut menengah adalah struktur dari jenis ini.
c. Menurut fungsinya
1. Bangunan eksplorasi: digunakan untuk pemboran minyak atau gas alam.
2. Bangunan produksi: digunakan untuk pengambilan minyak atau gas alam dari sumur minyak yang ditemukan.
3. Bangunan hibrid: dapat digunakan untuk pengeboran maupun pengambilan minyak atau gas alam.
7
d. Menurut material bangunan
1. Platform baja : seluruhnya terbuat dari baja. 2. Platform beton : bagian dasar terbuat dari beton. 3. Platform hibrid : gravity platform yang terdiri dari
bagian dasar yang terbuat dari beton dan rangka baja. Bagian dasar tersebut menyokong deck yang terbuat dari baja.
e. Menurut Mobilitas
1. Bangunan tetap (fixed structures): digunakan pada laut dangkal dan laut menengah (intermediate water) dan dipancang ke dasar perairan.
2. Bangunan terapung (floating structures) : dapat digunakan pada semua kedalaman laut dan terutama untuk laut dalam.
2.3 Sistem Bangunan Lepas Pantai
Jumlah dan macam bangunan lepas pantai yang dioperasikan pada saat ini sangat banyak sekali. Dalam proses perancangan bangunan lepas pantai terdapat banyak konsep, baik yang lama maupun yang baru, yang memenuhi spesifikasi owner. Para engineer biasanya mempunyai sedikit informasi mengenai konsep-konsep lama yang telah dibangun. Karena itu, menerapkan konsep-konsep lama sama sulitnya dengan mengembangkan konsep baru. Sebagian besar bangunan platform yang ada pada saat ini digunakan untuk pencarian dan pengambilan minyak dan gas alam. Beberapa jenis dari bangunan lepas pantai adalah sebagai berikut:
a. Jacket atau template
Jenis struktur lepas pantai yang telah dibangun saat ini adalah struktur jenis jacket atau template. Jacket dikembangkan
untuk operasi di laut dangkal dan laut sedang yang dasarnya tebal, lunak dan berlumpur. Setelah jacket ditempatkan di posisi yang diinginkan, pile dimasukkan melalui kaki bangunan dan dipancang dengan hammer sampai menembus lapisan tanah keras. Kemudian deck dipasang dan di las. Struktur jenis ini banyak dibangun di Teluk Mexico.
b. Tower
Pada umumnya tower melalui daya apung (self-buoyant) karena jacket tidak dapat menyokong beban yang terlalu berat. Deck dipasang dan di las di atas tower. Struktur jenis ini dipasang di Laut Utara dengan kedalaman sekitar 160 meter dan struktur bajanya mempunyai berat sekitar 40.000 metrik tonner. Exxon membangun struktur jenis tower ini di California dengan kedalaman 260 meter. Shell juga membangun di Lousiana dengan kedalaman laut sekitar 300 meter.
c. Caissons
Platform kecil dengan deck kecil dibutuhkan untuk operasi di laut dangkal (tidak lebih 60 m) dengan kandungan minyak yang tidak banyak. Dalam hal ini, pile dipancang sampai kedalaman yang cukup untuk menyokong deck kecil.
d. Concrete gravity platform
Platform jenis ini dipasang apabila tanah keras di dasar laut tidak jauh dari permukaan lumpur. Pondasi struktur dibuat berbentuk lingkaran dan terbuat dari beton. Pondasi yang berat ini menyokong beberapa tower yang kemudian menyokong deck baja.
e. Steel gravity platform
Apabila tanah dasar laut terdiri dari batuan keras sehingga sulit melakukan pemancangan pile, platform jenis ini biasanya dipasang. Seluruh bagian struktur terbuat dari baja.
9
f. Hybrid gravity platform
Bagian dasar platform ini terbuat dari beton dari beton yang menopang rangka baja dimana deck baja diletakkan.
g. Struktur tak tegar (Compliant Structures)
Struktur jenis ini akan bergerak apabila gaya luar bekerja padanya, karena kekakuannya tidak besar. Besarnya gerakan yang diijinkan adalah berbanding terbalik dengan kekakuan dan berat struktur tersebut. Jadi, struktur jenis ini biasanya lebih ringan dari struktur jenis lain yang telah disebutkan di atas. Struktur tak tegar bisa diikatkan pada dasar laut, misalnya guyed tower dan sistim penambatan tunggal (single point mooring systems). Tension leg platforms juga bisa dimasukkan ke dalam jenis ini. Selain itu, struktur terapung lainnya (semisubmersibles) juga bisa dianggap struktur tak tegar dengan gerakan ijinnya besar sebagai hasil dari penambatan (mooring).
2.4 Jenis Platform Tipe Jacket
Terdapat beberapa jenis model offshore platfom yang terbuat dari baja. Pemilihan jenis platform biasanya diambil berdasarkan pertimbangan ekonomi. Pada kedalaman air yang relatif dangkal, biasanya dibuat beberapa platform yang terpisah berdasarkan fungsinya masing-masing. Pada kedalaman air yang dalam (mendekati 400 ft atau 122 m), semua fungsi digabungkan ke dalam satu struktur yang disebut “self-contained platform”.
Jenis platform berdasarkan tujuan khususnya adalah : 1. Drilling/well-protector platform.
2. Tender platform. 3. Self-contained platform 4. Production platform 5. Quarters platform
6. Flare jacket and flare tower 7. Auxiliary platform
2.5 Tipe-Tipe Rangka Jacket
Vertikal, horizontal, dan diagonal member (bracing) yang biasanya terbuat dari baja tubular menghubungkan kaki dari rangka jacket untuk membuat struktur menjadi kaku. Bracing ini berguna untuk menyalurkan beban dari topside ke pondasi struktur dibawah laut. Terdapat beerapa macam bracing denbgan kelebihan dan kekurangan masing-masing. Berikut beberapa contoh bracing yang dapat digunakan pada jacket struktur offshore.
Tipe 1. Bracing tipe – K
Bracing tipe - K menghasilkan perpotongan yang sedikit diantara member, sehingga dapat mengurangi pengelasan dan biaya perakitan. Namun bracing K tidak simetris. Bracing tipe-K bersifat sangat kaku sehingga sedikit kerusakan pada bracing dapat mengakibatkan bangunan collapse. Bracing tipe-K digunakan dilokasi yang tidak membutuhkan ketahanan tinggi dan tidak terdapat beban seismic (seperti di Teluk Meksiko).
Tipe 2. Bracing tipe – V
Bracing tipe-V juga memiliki sambungan yang sedikit diantara masing-masing membernya sehingga dapat menghemat pengelasan dan biaya perakitan, namun di sisi lain bracing tipe-V ini juga tidak memiliki ketahanan yang baik. Bracing tipe-V juga tidak menyalurkan beban dengan baik yang menyebabkan member pada bagian horizontal akan lebih besar dibandingkan dengan member lainnya. Bracing tipe-V jarang digunakan dan tidak direkomendasikan.
Tipe 3. Bracing tipe – N
Bracing tipe-N tidak simetris, sehingga member diagonal pada bracing tipe-N ini akan menerima gaya tekan atau tarik secara
11
keseluruhan, tergantung gaya yang diterima member horizontal. Bracing tipe-N tidak tahan terhadap gaya yang besar, jika terdapat gaya yang sangat besar menimpa member diagonal, maka gaya tersebut akan mempengaruhi bracing yang lain dan dapat menyebabkan bangunan runtuh. Bracing tipe-N ini jarang digunakan.
Tipe 4. Bracing tipe – V dan X
Bracing tipe-X+V adalah tipe yang paling banyak digunakan pada bangunan offshore. Bracing efektif karena memiliki banyak bagian diagonal. Bracing tipe ini simetris sehingga memiliki ketahanan yang baik. Kekurangan dari tipe ini adalah banyaknya sambungan yang harus dilas dan bracing tipe-V menyalurkan beban ke member horizontal. Menggabungkan bracing tipe-V dengan tipe-X akan menghasilkan tipe bracing yang memiliki daktilitas lebih dan lebih tahan terhadap aktifitas seismik.
Tipe 5. Bracing tipe – V
Bracing tipe-V juga memiliki sambungan yang sedikit diantara masing-masing membernya sehingga dapat menghemat pengelasan dan biaya perakitan, namun di sisi lain bracing tipe-V ini juga tidak memiliki ketahanan yang baik. Bracing tipe-V juga tidak menyalurkan beban dengan baik yang menyebabkan member pada bagian horizontal akan lebih besar dibandingkan dengan member lainnya. Bracing tipe-V jarang digunakan dan tidak direkomendasikan.
Tipe 6. Bracing tipe – X
Bracing tipe-X memiliki kekakuan, daktilitas, dan ketahanan yang tinggi. Sambungan diantara bracing sangat banyak sehingga dibutuhkan banyak pengelasan, namun hal ini berdampak pada
kekuatan bracing yang sangat baik.bracing tipe-X ini sering digunakan pada struktur jacket di laut yang relatif dalam dan di daerah aktifitas seismik termasuk tinggi.
13 BAB III
METODOLOGI 3.1 Umum
Perencanaan ulang platform MBH membutuhkan tahapan-tahapan yang jelas untuk mendesain strukturnya. Maka dibutuhkan diagram alir untuk mempermudah urutan pengerjaannya.
3.2 Bagan Alir Penyelesaian Tugas Akhir
MULAI
Konfigurasi Topside Pengumpulan
Pembebanan Topside Profil Member Topside
Konfigurasi Modifikasi Jacket
Studi Literatur
Gambar 3. 1 Bagan alir perencanaan
Profil Tubular Jacket
Permodelan dengan Program SACS 5.6 & SAP2000
Bagaimana Kontrol Axial dan Bending? Apakah Memenuhi
Unity Check?
Perbandingan Berat Struktur Jacket
Kesimpulan dan Saran SELESAI Gambar Teknik
15
Tahapan atau metode yang akan digunakan dalam modifikasi perancangan struktur jacket platform MBH adalah :
3.3 Pencarian dan Pengumpulan Data
1. Data umum struktur eksisting:
Lokasi : Selat Madura
Kedalaman laut : 261.609 ft Tinggi bangunan : 299.369 ft Jumlah kaki : 3
Fungsi : Wellhead platform
2. Data gambar:
Gambar struktur (terlampir)
Struktur tersebut akan dimodifikasi dilokasi yang sama dengan perubahan struktur kaki jacket yang semula 3 kaki menjadi 4 kaki agar beban yang diterima tiap kaki menjadi lebih kecil dan diharapkan profil yang digunakan dapat lebih ramping sehingga beban struktur dapat lebih ringan dari struktur sebelumnya.
Struktur eksisting menggunakan profil tubular dengan ukuran seperti terlihat pada Tabel 3.1, Tabel 3.2, dan Tabel 3.3.
Tabel 3. 1. Profil eksisting group jacket leg
Keterangan :
OD : Diameter luar WT : Tebal dinding Fy : Kuat tarik baja L : Jacket Leg
A-H : Pembagian segmen setiap elevasi (Gambar 3.4)
Tabel 3. 2. Profil ehsisting group bracing horizontal
OD WT Fy E
(in) (in) (ksi) (ksi)
LA 43 2 50 30000 LB1 40.5 0.75 50 30000 LB2 40.5 0.75 50 30000 LC 43 2 50 30000 LD 43 2 50 30000 LE 43 2 50 30000 LF 43 2 50 30000 LG 43 2 50 30000 LH 41 1 50 30000 Group OD WT Fy E
(in) (in) (ksi) (ksi)
BHA 18 0.5 50 30000 BHB 16 0.5 50 30000 BHC 16 0.5 50 30000 BHD 18 0.75 50 30000 BHE 18 0.5 50 30000 BHF 18 0.75 50 30000 BHG 20 0.75 50 30000 BHH 22 1 50 30000 Group
17
Keterangan :
OD : Diameter luar WT : Tebal dinding Fy : Kuat tarik baja BH : Bracing Horizontal
A-H : Pembagian segmen elevasi (Lihat gambar 3.4)
Tabel 3. 3. Profil eksisting group member vertikal
Keterangan :
OD : Diameter luar WT : Tebal dinding Fy : Kuat tarik baja BV : Bracing Vertikal
A-H : Pembagian segmen elevasi (Lihat gambar 3.4)
3.4 Pencarian Literatur
Beberapa literatur dan peraturan yang digunakan dalam memodifikasi platrform antara lain:
American Petroleum Institute Recommended Practice for Planning, Designing, and Constructing Fixed Offshore Platform - Working Stress Design, 21st Edition With errata and
supplement 1, 2, & 3 (API RP 2A-WSD).
OD WT Fy E
(in) (in) (ksi) (ksi)
BVB 17 0.5 50 30000 BVC 18 0.75 50 30000 BVD 20 0.75 50 30000 (BVE) 20 0.75 50 30000 BVF 22 0.625 50 30000 BVG 22 0.75 50 30000 BVH 22 0.875 50 30000 Group
Mohammed A. El-Reedy, PhD. Offshore Structure Design, Construction, and Maintenance. 2012.
Subrata K. Chakrabarti. Handbook of Offshore Engineering Volume I. 2005.
N.D.P. Barltrop dan A.J. Adams. Dynamics of Fixed Marine Structures Third Edition. 1991.
Gambar 3. 3. Konfigurasi jacket eksisting 3.5 Konfigurasi Topside
Konfigurasi desain topside menggunakan konfigurasi topside bangunan eksisting. Gambar desain konfigurasi topside yang meliputi geometri topside, dimensi topside, tata letak
19
peralatan/ruangan pada tiap-tiap topside, dan profil girder dan framing pada tiap-tiap deck dapat dilihat pada lampiran .
3.6 Beban Topside
Pembebanan pada topside dilakukan untuk menentukan tebal pelat deck dan profil girder. Untuk beban-beban yang terdapat pada topside dapat dilihat pada Tabel 3.1.
Tabel 3. 4 Beban-beban pada Topside
(Sumber : Laporan Weight Control Report)
No. Deskripsi Dry (kips) Operating (kips) 1. Structural 531.22 537.26 2 Machinery 124.55 171.93 3. Piping 81.13 88.49 4. Electrical 8.6 8.6 5. Instrument 12.42 12.42 6. Safety 4.37 4.37 7. Communication 6.75 6.75
8. Open Area Load 0 509.85
Total 769.04 1339.67
3.7 Profil Member Topside
Setelah melakukan pembebanan, dapat ditentukan ukuran profil untuk member deck. Pada tugas akhir ini, ukuran profil girder pada topside mengikuti profil yang digunakan pada struktur
eksisting sebagai acuan pembanding dalam merencanakan modifikasi jacket menjadi kaki 4.
3.8 Konfigurasi Modifikasi Jacket
Direncanakan modifikasi jacket kaki empat dengan konfigurasi sebagai berikut :
Lokasi : Selat Madura
Kedalaman laut : 261.609 ft Tinggi bangunan : 299.609 ft
Jumlah kaki : 4
Ukuran tiap segmen disamakan dengan bangunan eksisting
21
3.9 Profil Tubular Jacket
Profil tubular member pada struktur jacket dibagi menjadi beberapa bagian seperti, deck leg, jacket leg, bracing horizontal, dan bracing vertikal. Profil-profil tersebut didapat dengan menggunakan cara trial & error kemudian di kontrol axial, bending, dan terakhir kontrol kombinasi axial dan bending.
3.9.1 Kontrol Axial
Penentuan ijin tegangan tarik axial berdasarkan persamaan API 3.2.1-1 :
𝐹𝑡 = 0.6𝐹𝑦 (3.1)
Dimana :
Ft : tegangan tarik ijin (ksi)
Fy : yield strength (ksi)
Sedangkan untuk menentukan ijin tegangan tekan axial berdasarkan API 3.2.2, tegangan ijin ditentukan dengan melihat jika Kl/r < Cc, maka :
(3.2a)
Dan jika Kl/r > Cc, maka :
(3.2b) 𝐹𝑎= [1 −( 𝐾𝑙 𝑟 ) 2 2𝐶𝑐2 ] 𝐹𝑦 5 3 + 3(𝐾𝑙𝑟) 8𝐶𝑐 − (𝐾𝑙𝑟)3 8𝐶𝑐3 𝐹𝑎 = 12𝜋2𝐸 23(𝐾𝑙𝑟 )2
Dimana : Cc : (2𝜋2𝐸
𝐹𝑦 ) 1 2
Fa : tegangan tekan ijin (ksi)
K : Koefisien panjang efektif (Gambar 3.3)
l : panjang (in)
r : radius (in)
E : modulus young (ksi)
3.9.2 Kontrol Bending
Kontrol ijin bending member tubular dapat ditentukan dengan persamaan API 3.2.3, dengan persamaan :
jika (3.3a),
jika (3.3b),
jika (3.3c).
3.9.3 Kontrol Kombinasi Axial dan Bending
Setelah kontrol axial dan bending, terakhir profil dikontrol kombinasi axial tekan/tarik dan bending berdasarkan persamaan API 3.3.1 dengan melihat hasil perbandingan tegangan axial yang terjadi (fa) dan tegangan axial ijinnya (Fa) :
Jika fa/Fa ≤ 0.15, maka kontrol kombinasi yang digunakan adalah : 𝑓𝑎 𝐹𝑎+ √𝑓2𝑏𝑥+𝑓2𝑏𝑦 𝐹𝑏 ≤ 1.0 (3.4a) 𝐹𝑏= 0.75𝐹𝑦 𝐷 𝑡 ≤ 1500 𝐹𝑦 𝐹𝑏= [0.84 − 1.74 𝐹𝑦𝐷 𝐸𝑡] 𝐹𝑦 1500 𝐹𝑦 ≤𝐷 𝑡 ≤ 3000 𝐹𝑦 𝐹𝑏= [0.72 − 0.58 𝐹𝑦𝐷 𝐸𝑡] 𝐹𝑦 3000 𝐹𝑦 ≤𝐷 𝑡 ≤ 300
23
Jika fa/Fa > 0.15, kontrol kombinasi yang digunakan:
𝑓𝑎 𝐹𝑎+ 𝐶𝑚√𝑓𝑏𝑥2+𝑓𝑏𝑦2 (1−𝑓𝑎 𝐹𝑒′)𝐹𝑏 ≤ 1.0 (3.4b) Dimana :
fa : Axial tension/compression yang terjadi (ksi) Fa : Axial tension/compression ijin (ksi) fb : Bending arah x/y yang terjadi (ksi) Fb : Bending member yang diijinkan (ksi)
Cm : faktor reduksi (Gambar 3.3)
Menentukan Cm dapat mengacu pada Gambar 3.5, untuk besarnya nilai Cm adalah sebagai berikut :
(a) 0.85
(b) 0.6 − 0.4(𝑀1
𝑀2), namun tidak kurang dari 0.4 dan lebih dari 0.85
(c) 1 − 0.4(𝑓𝑎
𝐹𝑒′) atau 0.85, diambil yang terkecil
3.10 Permodelan Dengan Software
Permodelan dilakukan menggunakan SACS 5.3 dan SAP2000 dengan memperhatikan beban lingkungan yang bekerja baik pada kondisi operasi maupun kondisi badai. Dari hasil running pemodelan yang telah dilakukan kemudian dicek dengan code yang dipakai yaitu API RP2A WSD untuk tubular member. Apabila hasil analisa telah sesuai dengan code yang ada maka dilanjutkan dengan pembahasan analisa statis. Tetapi jika tidak memenuhi maka kembali ke langkah awal yaitu mengubah ukuran profil member atau dalam Gambar 3.1. dihubungkan dengan konektor.
Gambar 3. 5 Nilai K dan Cm
(Sumber : API RP 2A – WSD)
3.11 Data Lingkungan
Dari laporan design basis didapat data lingkungan yang terjadi pada lokasi seperti berikut:
25
1. Data angin
Tabel 3. 5 Data angin
(Sumber : Laporan Design Basis) Return
Period
1 Hour 10 Min 1 Min 15 Sec 5 Sec 3 Sec (m/s) (m/s) (m/s) (m/s) (m/s) (m/s) 1 Year 12.5 14.5 20.2 24.5 27.5 28.5 10 Year 15 17.4 24.3 29.5 33.1 34.3 50 Year 16.8 19.4 27.1 32.9 36.9 38.3 100 Year 17.5 20.3 28.4 34.4 38.6 40 2. Data gelombang
Tabel 3. 6 Data gelombang
(Sumber : Laporan Design Basis)
Return Period Hs Tz Hmax (0.63, 3hr) Tp
(m) (s) (m) (s)
1-Year 3.1 5.9 6 8.1
10-Year 4.4 7.4 8.4 10.1
50-Year 5.5 8.6 10.4 11.7
100-Year 6 9.2 11.3 12.4
Dari Tabel 3.3. kemudian data gelombang dihitung dengan menggunakan grafik regions of applicability pada Gambar 3.1. untuk menentukan jenis gelombang.
Gambar 3. 6 Regions of Applicability of Stream Function,
Stokes V, and Linear Wave Theory. (Sumber : API RP 2A – WSD)
Grafik pada Gambar 3.1 digunakan untuk menentukan jenis gelombang yang terjadi di lokasi. Jenis gelombang dapat diketahui dengan menghitung :
(3.5)
Dimana :
H : tinggi gelombang (m) g : percepatan gravitasi (m/s2)
Tapp : periode gelombang (s) H
27
(3.6)
Dimana :
d : kedalaman air laut (m)
Kemudian dua persamaan diatas ditarik garis tegak lurus sampai kedua garis tersebut saling bersilangan.
Besarnya beban gelombang yang bekerja pada profil tubular dapat dihitung dengan persamaan :
𝐹 = 𝐹𝐷+ 𝐹𝐼= 𝐶𝐷 𝑤 2𝑔𝐴 𝑈|𝑈| + 𝐶𝑚 𝑤 𝑔𝑉 𝛿𝑈 𝛿𝑡 (3.7) Keterangan :
F : Vektor gaya hidrodinamis per satuan panjang, lb/ft (N/m) FD : Vektor gaya drag per satuan panjang, lb/ft (N/m)
FI : Vektor gaya inersia per satuan panjang , lb/ft (N/m)
CD : Koefisien drag
w : Berat jenis air, lb/ft3 (N/m3)
g : Percepatan gravitasi, ft/s2 (m/s2)
A : Luas silinder per satuan panjang, ft (m) V : Volume silinder per satuan panjang, ft2 (m2)
D : Diameter efektif silinder, ft (m)
U : Komponen vektor kecepatan dari air, ft/sec (m/sec) │U│ : Harga mutlak U, ft/sec (m/sec)
Cm : Koefisien inersia
𝛿𝑈
𝛿𝑡 : Komponen vektor kecepatan lokal, ft/sec
2 (m/sec2)
d gT𝑎𝑝𝑝2
3. Data arus
Tabel 3. 7 Data arus
(Sumber : Laporan Design Basis)
Depth Annual
(m) 1 Year 10 Year 50 year 100 Year
Station 2
80-90 1.37 1.53 1.65 1.79
1 0.7 0.8 0.87 0.9
Besarnya gaya arus yang terjadi dapat ditentukan dengan persamaan : 𝐹1 = 1 2 𝑐1 𝜌 𝑉𝑐 2 𝐴 (3.8) 𝐹𝑑= 1 2 𝑐𝑑 𝜌 𝑉𝑐 2 𝐴 (3.9) Keterangan : F1 : Gaya angkat (N) Fd : Gaya drag (N)
C1 : Koefisien gaya angkat
Cd : Koefisien drag
ρ : Massa jenis air (kg/m3)
A : Luas penampang (m2)
Vc : kecepatan arus (m/sec)
3.12 Analisa Gempa
Analisa beban gempa beadasarkan SNI 03-1726-2012 meliputi :
Penentuan respon spektrum, penentuan wilayah gempa dapat dilihat pada gambar 3.7 dan 3.8
29
Gambar 3.7. Spektrum Respons Percepatan di Indonesia (Ss)
(Sumber : SNI 03-1726-2012)
Gambar 3. 8. Spektrum Respons Percepatan di Indonesia (S1)
Respon seismik (Cs) e DS s I R S C (3.10) (Persamaan 7.8-2 SNI 03-1726-2012) Dimana :
SDS = percepatan spektrum respons disain dalam rentan periode
pendek
R = faktor modifikasi respons sesuai dengan SNI 03-1726-2012
Ie = faktor keutamaan hunian yang ditentukan sesuai dengan SNI 03-1726-2012
nilai Cs max tidak lebih dari
I R T S C D S 1 (3.11)
Gaya geser dasar dan gaya seismik lateral
V = CS x W (3.12)
n i k i i k x x x h w h w C 1 (3.13) dimana :CS = koefisien respons seismik yang ditentukan sesuai dengan
SNI 03-1726-2012 Pasal 7.8.1.1
W = berat seismik efektif menurut SNI 03-1726-2012 Pasal 7.7.2
3.13 Gambar Teknik
Langkah terakhir dari perencanaan ini adalah menggambar desain teknik untuk struktur jacket kaki empat.
31 BAB IV
PEMBAHASAN 4.1 Pembebanan
Beban yang terjadi pada struktur jacket lepas pantai antara lain beban topside, beban sendiri struktur jacket, beban gempa, dan beban lingkungan yang terdiri dari angin, gelombang, dan arus.
4.1.1 Beban Topside
Beban pada topside dibagi menjadi 2 jenis, Dry dan Operating. Beban dry digunakan saat keadaan lingkungan badai sedangkan beban operating digunakan saat keadaan operasi sehari-hari. Beban-beban tersebut dianggap terbagi rata sama besar sehingga setiap kaki menerima beban yang sama besarnya. Berdasarkan beban total pada tabel 3.1, beban total tersebut dibagi kedalam empat kaki sama rata.
Beban Total : 𝑄𝐷𝑟𝑦= 𝑄𝑀𝑎𝑥𝐷𝑟𝑦 4 (4.1) 𝑄𝐷𝑟𝑦= 769.04 4 = 192.26 𝑘𝑖𝑝𝑠 𝑄𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑛𝑔= 𝑄𝑀𝑎𝑥𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑛𝑔 4 (4.2) 𝑄𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑛𝑔= 1339.67 4 = 334.9175 𝑘𝑖𝑝𝑠
Beban operasi berdasarkan persamaan 4.2. sebesar 334.92 kips, dimasukkan kedalam joint searah tegak lurus seperti terlihat pada Gambar 4.1. Beban tersebut kemudian dimasukkan pada joint di tiga kaki sisanya seperti pada input beban sebelumnya.
Gambar 4. 1 Beban topside saat kondisi operasi pada leg 1
Kemudian beban dry (kering) berdasarkan persamaan 4.1. sebesar 192.26 kips, dimasukkan kedalam joint searah tegak lurus seperti terlihat pada Gambar 4.2. Beban tersebut kemudian dimasukkan pada joint di tiga kaki sisanya seperti pada input beban sebelumnya.
33
Gambar 4. 2 Beban topside saat kondisi badai pada leg 1 4.1.2 Beban Sendiri
Beban sendiri struktur jacket didapat dari berat masing-masing profil yang dihitung berdasarkan massa jenis baja, dimensi penampang, dan panjang profil tersebut yang bisa dilihat pada Tabel 4.2.
Gambar 4. 3 Berat sendiri struktur jacket 4.1.3 Beban Lingkungan
1. Beban gelombang
Pada Tabel 3.6. diketahui tinggi gelombang dan periode gelombang. Dari data tersebut dapat dicari jenis gelombang yang bekerja pada lokasi struktur dengan menghitung persamaan 3.5 dan 3.6.
35
Gelombang pada keadaan operasional : H gT𝑎𝑝𝑝2 = 3.1 9.8 × 8.12 = 0.004821 d gT𝑎𝑝𝑝2 = 79.73 9.8 × 8.12 = 0.12400
Gambar 4. 4 Region of applicability untuk keadaan operasional
Dari hasil perhitungan dan gambar diatas dapat diketahui pada saat operasional gelombang yang terjadi termasuk dalam kategori Stokes 5. Kemudian kategori gelombang Stokes 5 digunakan untuk input jenis gelombang pada programs SACS.
Gelombang pada keadaan badai : H gT𝑎𝑝𝑝2 = 6 9.8 × 12.42= 0.003982 d gT𝑎𝑝𝑝2 = 79.73 9.8 × 12.42= 0.052912
Gambar 4. 5 Region of applicability untuk keadaan badai
Gelombang pada saat keadaan badai termasuk dalam kategori Stokes 5. Kemudian kategori gelombang Stokes 5 digunakan untuk input jenis gelombang pada program SACS.
37
4.1.4 Beban Gempa
Beban gempa didapat dari hasil analisa dengan program bantu SAP2000. Pada program SAP2000 input data Ss dan S1
yang didapat dari situs puskim.pu.go.id untuk mendapat kan respon spektrum gempa. Didapatkan nilai Ss dan S1 :
Koordinat Lintang : 07°18’45.695” S Koordinat Bujur : 114°18’21.634” E
Ss : 0.540
S1 : 0.222
Dari nilai diatas didapatkan grafik respon spektrum seperti terlihat pada Gambar 4.6.
Gambar 4. 6. Diagram respon spektrum gempa
Respon spectrum tersebut digunakan untuk melakukan analisa struktur dengan program bantu SAP2000 untuk mendapatkan gaya dalam akibat beban gempa di setiap batangnya.
Gambar 4. 7. Diagram axial akibat gempa arah X
39
Gambar 4. 9. Diagram momen 3-3 akibat gempa arah X
Gambar 4. 11. Diagram momen 2-2 akibat gempa arah Y
41
4.2 Permodelan dengan Program
Pada tugas akhir ini penulis menggunakan program bantu SACS 5.6 untuk membantu perhitungan gaya dalam akibat beban sendiri dan beban lingkungan (angin, gelombang, dan arus), dan program SAP2000 untuk perhitungan gaya dalam akibat gempa.
4.2.1 Elemen
Elemen yang terdapat pada permodelan ini antara lain jacket leg, bracing horizontal, dan bracing vertikal. Semua elemen bersifat primer karena setiap batang menerima beban. Profil baja yang digunakan pada struktur jacket berbentuk tubular.
4.2.2 Faktor beban
Faktor beban yang digunakan dalam permodelan berdasarkan API-RP2A WSD adalah 1. Untuk beban badai, ada penambahan faktor beban sebesar 1.33 berdasarkan API RP-2A WSD.
4.2.3 Analisis
Analisis yang digunakan pada tugas akhir ini adalah analisis in-place (statis) menggunakan program SACS dan analisa beban gempa dengan SAP2000. Analisis in-place adalah analisis kekuatan struktur dalam menerima beban sendiri, beban vertikal, dan beban lingkungan (angin, gelombang, dan arus). Besarnya gaya dalam total dari hasil analisa dengan program SACS dan SAP2000 dapat dilihat pada Tabel 4.1.
Tabel 4. 1 Gaya dalam batang horizontal
MEMBER MEMBER GROUP LOAD AXIAL BENDING2 BENDING3 BENDING NAME NAME ID COND STRESS STRESS Y STRESS Z RESULTAN
(ksi) (ksi) (ksi) (ksi) --- --- ---- --- --- --- ---0001-0010 9 BHA LCO4 -1.631 -1.783 0.635 1.893 0001-0020 28 BHA LCS3 -0.148 -1.569 -0.708 1.722 0010-0030 31 BHA LCS3 -0.148 -1.569 0.708 1.722 0020-0030 10 BHA LCO6 -1.653 -1.684 -0.852 1.888 0002-0040 70 BHB LCS7 -0.437 -2.245 1.486 2.692 0002-0042 103 BHB LCS7 -0.216 -3.023 1.486 3.369 0012-0043 77 BHB LCS7 -0.216 -3.023 -1.486 3.369 0022-0041 38 BHB LCS3 -0.441 -2.274 -1.379 2.660 0040-0012 71 BHB LCS7 -0.437 -2.244 1.486 2.692 0041-0032 39 BHB LCS3 -0.464 -2.499 1.134 2.744 0042-0022 104 BHB LCS3 -0.252 -3.046 1.528 3.407 0043-0032 78 BHB LCS3 -0.252 -3.046 -1.527 3.407 0003-0044 72 BHC LCS3 -1.400 -2.308 -0.493 2.360 0003-0046 101 BHC LCS7 -1.199 -2.686 1.878 3.277 0013-0047 79 BHC LCS7 -1.199 -2.686 -1.878 3.277 0023-0045 46 BHC LCS7 -1.218 -2.249 1.034 2.475 0044-0013 73 BHC LCS3 -1.462 -2.329 -0.514 2.386 0045-0033 47 BHC LCS7 -1.238 -2.238 1.161 2.522 0046-0023 102 BHC LCS3 -1.260 -2.734 1.926 3.344 0047-0033 90 BHC LCS3 -2.023 -2.450 -2.307 3.365 0004-0048 66 BHD LCS3 -1.749 -2.392 -0.479 2.439 0004-0050 99 BHD LCS7 -1.714 -3.280 2.414 4.072 0014-0051 81 BHD LCS7 -1.714 -3.280 -2.414 4.072 0024-0049 50 BHD LCS4 -1.749 -2.392 0.479 2.439 0048-0014 67 BHD LCS3 -1.825 -2.414 -0.496 2.465 0049-0034 51 BHD LCS2 -1.825 -2.414 0.496 2.465 0050-0024 100 BHD LCS3 -1.792 -3.350 2.466 4.160 0051-0034 82 BHD LCS3 -1.792 -3.350 -2.466 4.160
43
MEMBER MEMBER GROUP LOAD AXIAL BENDING2 BENDING3 BENDING NAME NAME ID COND STRESS STRESS Y STRESS Z RESULTAN
(ksi) (ksi) (ksi) (ksi) --- --- ---- --- --- --- ---0005-0052 64 BHE LCS3 -2.228 -2.538 -0.441 2.576 0005-0054 97 BHE LCS7 -2.271 -3.748 2.869 4.720 0015-0055 83 BHE LCS7 -2.271 -3.748 -2.869 4.720 0025-0053 52 BHE LCS7 -1.922 -2.568 1.130 2.806 0052-0015 65 BHE LCS3 -2.324 -2.558 -0.453 2.598 0053-0035 53 BHE LCS7 -2.324 -2.558 0.453 2.598 0054-0025 98 BHE LCS3 -2.370 -3.842 2.924 4.829 0055-0035 84 BHE LCS3 -2.370 -3.842 -2.924 4.829 0006-0056 62 BHF LCS6 -2.032 -2.970 -1.496 3.325 0006-0058 95 BHF LCS7 -2.653 -6.595 3.817 7.620 0016-0059 85 BHF LCS7 -2.653 -6.595 -3.817 7.620 0026-0057 54 BHF LCS4 -2.074 -2.983 1.556 3.365 0056-0016 63 BHF LCS8 -2.087 -2.985 -1.571 3.374 0057-0036 55 BHF LCS2 -2.108 -2.988 1.605 3.391 0058-0026 96 BHF LCS3 -2.762 -6.771 3.885 7.806 0059-0036 86 BHF LCS3 -2.762 -6.771 -3.885 7.806 0007-0060 60 BHG LCS7 4.479 -3.872 -3.476 5.204 0007-0062 93 BHG LCS7 -3.032 -8.340 3.447 9.024 0017-0063 87 BHG LCS7 -3.032 -8.340 -3.447 9.024 0027-0061 48 BHG LCS3 4.577 -3.893 3.504 5.238 0060-0017 61 BHG LCS7 4.479 -3.871 -3.476 5.203 0061-0037 49 BHG LCS3 4.577 -3.892 3.504 5.237 0062-0027 94 BHG LCS3 -3.144 -8.513 3.483 9.198 0063-0037 88 BHG LCS3 -3.144 -8.513 -3.483 9.198 0008-0064 58 BHH LCS7 -3.168 -3.390 -0.128 3.392 0008-0066 91 BHH LCS7 -3.671 -4.932 1.037 5.040 0018-0067 89 BHH LCS7 -3.671 -4.932 -1.037 5.040 0028-0065 56 BHH LCS3 -2.512 -3.467 1.858 3.933 0064-0018 59 BHH LCS7 -3.314 -3.412 -0.130 3.415 0065-0038 57 BHH LCS3 -3.314 -3.412 0.130 3.415 0066-0028 92 BHH LCS3 -3.793 -5.004 1.051 5.113 0067-0038 90 BHH LCS3 -3.793 -5.004 -1.051 5.113
MEMBER MEMBER GROUP LOAD AXIAL BENDING2 BENDING3 BENDING
NAME NAME ID COND STRESS STRESS Y STRESS Z RESULTAN
(ksi) (ksi) (ksi) (ksi)
0001-0040 107 BVB LCS6 1.946 -2.847 0.088 2.848 0001-0042 143 BVB LCS8 1.996 -2.389 -0.892 2.550 0010-0040 108 BVB LCS8 1.827 -2.631 -0.996 2.813 0010-0043 174 BVB LCS6 2.001 -2.395 0.834 2.536 0020-0041 135 BVB LCS4 1.946 -2.847 -0.088 2.848 0020-0042 144 BVB LCS1 1.978 -2.349 0.904 2.517 0030-0041 136 BVB LCS2 1.960 -2.736 0.082 2.737 0030-0043 173 BVB LCS4 1.990 -2.406 -0.887 2.564 0002-0044 109 BVC LCS6 3.110 -2.373 -0.149 2.377 0002-0046 145 BVC LCS3 4.118 -1.839 0.509 1.908 0012-0044 110 BVC LCS8 3.229 -2.243 0.158 2.249 0012-0047 172 BVC LCS3 4.118 -1.839 -0.509 1.908 0022-0045 137 BVC LCS4 3.110 -2.373 0.149 2.377 0022-0046 146 BVC LCS7 4.270 -1.791 -0.495 1.858 0032-0045 138 BVC LCS2 3.229 -2.243 -0.158 2.249 0032-0047 171 BVC LCS7 4.270 -1.791 0.495 1.858 0003-0048 111 BVD LCS6 3.795 -2.268 -0.193 2.276 0003-0050 151 BVD LCS3 5.922 -1.847 0.573 1.934 0013-0048 112 BVD LCS8 3.952 -2.183 0.202 2.192 0013-0051 169 BVD LCS3 5.922 -1.847 -0.573 1.934 0023-0049 139 BVD LCS4 3.795 -2.268 0.193 2.276 0023-0050 152 BVD LCS7 6.155 -1.841 -0.567 1.926 0033-0049 140 BVD LCS2 3.952 -2.183 -0.202 2.192 0033-0051 170 BVD LCS7 6.155 -1.841 0.567 1.926
45
MEMBER MEMBER GROUP LOAD AXIAL BENDING2 BENDING3 BENDING
NAME NAME ID COND STRESS STRESS Y STRESS Z RESULTAN
(ksi) (ksi) (ksi) (ksi)
0005-0056 115 BVF LCS1 3.932 -3.276 -0.102 3.278 0005-0058 155 BVF LCS3 -9.380 0.808 -0.596 1.004 0015-0056 116 BVF LCS5 4.081 -3.235 0.107 3.237 0015-0059 165 BVF LCS3 -9.380 0.808 0.596 1.004 0025-0057 125 BVF LCS1 3.932 -3.276 0.102 3.278 0025-0058 156 BVF LCS7 -9.051 0.704 0.561 0.901 0035-0057 126 BVF LCS5 4.081 -3.235 -0.107 3.237 0035-0059 166 BVF LCS7 -9.051 0.704 -0.561 0.901 0006-0060 119 BVG LCS1 4.359 -3.746 -0.064 3.747 0006-0062 157 BVG LCS3 -11.889 1.364 -0.923 1.647 0016-0060 120 BVG LCS5 4.512 -3.724 0.066 3.724 0016-0063 163 BVG LCS3 -11.889 1.364 0.923 1.647 0026-0061 121 BVG LCS1 4.359 -3.746 0.064 3.747 0026-0062 158 BVG LCS7 -11.501 1.259 0.886 1.540 0036-0061 122 BVG LCS5 4.512 -3.724 -0.066 3.724 0036-0063 164 BVG LCS7 -11.501 1.259 -0.886 1.540 0007-0064 117 BVH LCS4 5.015 -3.074 -0.167 3.079 0007-0066 159 BVH LCS3 -8.745 0.639 0.458 0.786 0017-0064 118 BVH LCS2 5.196 -3.083 0.166 3.088 0017-0067 161 BVH LCS3 -8.745 0.639 -0.458 0.786 0027-0065 123 BVH LCS6 5.015 -3.074 0.167 3.079 0027-0066 160 BVH LCS7 8.321 -2.006 0.299 2.028 0037-0065 124 BVH LCS8 5.196 -3.083 -0.166 3.088 0037-0067 162 BVH LCS7 8.321 -2.006 -0.299 2.028
MEMBER MEMBER GROUP LOAD AXIAL BENDING2 BENDING3 BENDING
NAME NAME ID COND STRESS STRESS Y STRESS Z RESULTAN
(ksi) (ksi) (ksi) (ksi)
0068-0001 178 LA LCO6 -6.9 -0.1 0.1 0.2 0069-0010 179 LA LCO6 -6.9 -0.1 0.1 0.2 0070-0020 1 LA LCO6 -6.9 0.1 0.1 0.2 0071-0030 2 LA LCO6 -6.9 -0.1 0.1 0.2 0001-0000 25 LB1 LCO6 -7.5 -0.4 -0.4 0.6 0010-0011 26 LB1 LCO8 -7.5 -0.4 0.4 0.6 0020-0021 5 LB1 LCO4 -7.5 -0.4 0.4 0.6 0030-0031 6 LB1 LCO2 -7.5 -0.4 -0.4 0.6 0000-0002 25 LB2 LCO7 -7.8 0.2 0.4 0.4 0011-0012 26 LB2 LCO7 -7.8 0.2 -0.4 0.4 0021-0022 5 LB2 LCO3 -7.8 0.2 -0.4 0.4 0031-0032 6 LB2 LCO3 -7.8 0.2 0.4 0.4 0002-0003 23 LC LCO6 -5.7 0.1 0.2 0.3 0012-0013 24 LC LCO8 -5.8 0.2 -0.2 0.3 0022-0023 11 LC LCO4 -5.8 0.1 -0.2 0.3 0032-0033 12 LC LCO2 -5.8 0.2 0.2 0.3 0003-0004 15 LD LCO7 -7.0 0.1 0.4 0.4 0013-0014 16 LD LCO8 -7.0 0.2 -0.3 0.4 0023-0024 13 LD LCO3 -7.0 0.1 -0.4 0.4 0033-0034 14 LD LCO3 -7.1 0.2 0.3 0.4 0004-0005 17 LE LCS7 -9.0 0.2 0.6 0.6 0014-0015 18 LE LCS8 -9.0 0.4 -0.5 0.6 0024-0025 19 LE LCS3 -9.1 0.2 -0.6 0.6 0034-0035 20 LE LCS3 -9.1 0.2 0.6 0.6
47
4.3 Kontrol Profil yang Digunakan
Setelah dilakukan iterasi, didapat profil optimum yang kemudian dikontrol dengan kontrol kombinasi axial dan bending.
4.3.1 Batang Horizontal
Batang nomor 0062-0027 yang kemudian disebut sebagai batang A, termasuk dalam grup BHG seperti pada Tabel 4.2. kemudian dapat dilihat letaknya pada Gambar 4.13. Batang A memiliki :
Panjang bentang (l) : 42.86 ft (514.33 in) dan Radius girasi (r) : 5.57 in.
Dilakukan perhitungan kontrol axial dan bending secara manual sebagai contoh untuk perhitungan dari batang sejenis.
MEMBER MEMBER GROUP LOAD AXIAL BENDING2 BENDING3 BENDING
NAME NAME ID COND STRESS STRESS Y STRESS Z RESULTAN
(ksi) (ksi) (ksi) (ksi)
0005-0006 21 LF LCS7 -12.5 0.4 0.9 1.0 0015-0016 22 LF LCS7 -12.5 0.4 -0.9 1.0 0025-0026 41 LF LCS3 -12.7 0.4 -0.9 1.0 0035-0036 42 LF LCS3 -12.7 0.4 0.9 1.0 0006-0007 27 LG LCS7 -15.4 -0.5 1.8 1.9 0016-0017 29 LG LCS7 -15.4 -0.5 -1.8 1.9 0026-0027 33 LG LCS3 -15.7 -0.5 -1.9 2.0 0036-0037 35 LG LCS3 -15.7 -0.5 1.9 2.0 0007-0008 30 LH LCS7 -18.5 -2.5 1.1 2.7 0008-0009 30 LH LCS7 -18.7 -5.0 0.8 5.0 0017-0018 32 LH LCS7 -18.5 -2.5 -1.1 2.7 0018-0019 32 LH LCS7 -18.7 -5.0 -0.8 5.0 0027-0028 34 LH LCS3 -18.8 2.5 1.1 2.8 0028-0029 34 LH LCS3 -19.1 5.2 0.9 5.2 0037-0038 40 LH LCS3 -18.8 2.5 -1.1 2.8 0038-0039 40 LH LCS3 -19.1 5.2 -0.9 5.2
Diperlukan gaya-gaya dalam dari batang A yang didapat dari analisa program SACS untuk melakukan kontrol axial dan bending. Dari tabel 4.1. dapat dilihat batang A memiliki gaya dalam :
Axial : -3.144 ksi (tekan)
Bending Y-Y : -8.513 ksi Bending Z-Z : 3.483 ksi
49
1) Kontrol Axial
Batang A menerima beban axial tekan, sehingga digunakan persamaan 3.2 untuk mengontrol gaya axialnya. Penggunaan persamaan 3.2 a atau b ditentukan dengan menghitung Kl/r dan Cc seperti berikut :
𝐾𝑙 𝑟 = 1 × 514.32 7.65 = 67.26 𝐶𝑐 = (2𝜋 2𝐸 𝐹𝑦 ) 1 2 𝐶𝑐 = (2𝜋230000 50 ) 1 2 =108.828
Dilihat dari perhitungan diatas, Kl/r < Cc, maka digunakan persamaan 3.2a : 𝐹𝑎= [1 −( 𝐾𝑙 𝑟 ) 2 2𝐶𝑐2 ] 𝐹𝑦 5 3 + 3(𝐾𝑙𝑟 ) 8𝐶𝑐 − (𝐾𝑙𝑟 )3 8𝐶𝑐3 𝐹𝑎= [1 − (67.26) 2 2 × 108.8282] 50 5 3 + 3(67.26) 8 × 108.828 − (67.26)3 8 × 108.8283 𝐹𝑎= 21.644
2) Kontrol Bending
Kontrol bending profil ditentukan dari nilai D/t yang dapat dilihat pada tabel 4.2., dimana untuk batang A (Grup BHC) nilainya sebagai berikut:
𝐷 𝑡 =
22
0.75= 29.33
Kemudian D/t dibandingkan dengan 1500/fy dan 3000/fy untuk menentukan persamaan 3.3 mana yang akan digunakan.
1500 𝐹𝑦 = 1500 50 = 30 3000 𝐹𝑦 = 3000 50 = 60 𝐷 𝑡 ≤ 1500 𝐹𝑦 = 29.33 ≤ 30
Dari hasil perhitungan diatas maka untuk kontrol ijin bending batang A menggunakan persamaan 3.3a :
𝐹𝑏= 0.75𝐹𝑦
𝐹𝑏= 0.75 × 50
𝐹𝑏= 37.5
3) Kontrol kombinasi axial dan bending
Setelah didapat kontrol ijin masing-masing axial dan bending, profil tubular dilanjutkan dengan kontrol kombinasi axial dan bending dengan melihat rasio kontrol axial batang tersebut.
𝑓𝑎
𝐹𝑎
=−3.144
51
Karena fa/Fa ≤ 0.15 maka digunakan persamaan 3.4a : 𝑓𝑎 𝐹𝑎 + √𝑓2𝑏𝑥+ 𝑓2𝑏𝑦 𝐹𝑏 ≤ 1.0 = 3.144 21.644+ √8.5132+ 3.4832 37.5 ≤ 1.0 = 0.3581 ≤ 1.0 (OK)
Untuk gaya dalam dan hasil kontrol batang horizontal sisanya dapat dilihat pada Tabel 4.3.
Tabel 4. 2 Profil batang horizontal optimal
Keterangan :
OD : Diameter luar WT : Tebal dinding Fy : Kuat tarik baja BH : Bracing Horizontal
A-H : Pembagian segmen elevasi (Lihat gambar 3.4)
Group OD (in) WT (in) Fy (ksi) Modulus Elastisitas (ksi) BHA 18 0.75 50 30000 BHB 16 0.75 50 30000 BHC 16 0.75 50 30000 BHD 18 0.75 50 30000 BHE 18 0.75 50 30000 BHF 20 0.75 50 30000 BHG 22 0.75 50 30000 BHH 22 0.75 50 30000
Gambar 4. 14 Penampang profil tubular Tabel 4. 3 Unity check batang horizontal
MEMBER MEMBER GROUP LOAD fa/FA fa/Fa < 0,15 fb,res/Fb Unity Check Note
NAME NAME ID COND [OK]/[NOT OK] [OK]/[NOT OK]
0001-0010 9 BHA LCO4 0.077 [OK] 0.050 0.127 [OK] 0001-0020 28 BHA LCS3 0.006 [OK] 0.046 0.052 [OK] 0010-0030 31 BHA LCS3 0.006 [OK] 0.046 0.052 [OK] 0020-0030 10 BHA LCO6 0.078 [OK] 0.050 0.128 [OK] 0002-0040 70 BHB LCS7 0.018 [OK] 0.072 0.089 [OK] 0002-0042 103 BHB LCS7 0.008 [OK] 0.090 0.098 [OK] 0012-0043 77 BHB LCS7 0.008 [OK] 0.090 0.098 [OK] 0022-0041 38 BHB LCS3 0.018 [OK] 0.071 0.089 [OK] 0040-0012 71 BHB LCS7 0.018 [OK] 0.072 0.089 [OK] 0041-0032 39 BHB LCS3 0.019 [OK] 0.073 0.092 [OK] 0042-0022 104 BHB LCS3 0.009 [OK] 0.091 0.100 [OK] 0043-0032 78 BHB LCS3 0.009 [OK] 0.091 0.100 [OK] 0003-0044 72 BHC LCS3 0.059 [OK] 0.063 0.122 [OK] 0003-0046 101 BHC LCS7 0.045 [OK] 0.087 0.132 [OK] 0013-0047 79 BHC LCS7 0.045 [OK] 0.087 0.132 [OK] 0023-0045 46 BHC LCS7 0.051 [OK] 0.066 0.117 [OK] 0044-0013 73 BHC LCS3 0.061 [OK] 0.064 0.125 [OK] 0045-0033 47 BHC LCS7 0.052 [OK] 0.067 0.119 [OK] 0046-0023 102 BHC LCS3 0.047 [OK] 0.089 0.136 [OK] 0047-0033 90 BHC LCS3 0.076 [OK] 0.090 0.165 [OK] 0004-0048 66 BHD LCS3 0.074 [OK] 0.065 0.139 [OK] 0004-0050 99 BHD LCS7 0.063 [OK] 0.109 0.172 [OK] 0014-0051 81 BHD LCS7 0.063 [OK] 0.109 0.172 [OK] 0024-0049 50 BHD LCS4 0.074 [OK] 0.065 0.139 [OK] 0048-0014 67 BHD LCS3 0.077 [OK] 0.066 0.143 [OK] 0049-0034 51 BHD LCS2 0.077 [OK] 0.066 0.143 [OK] 0050-0024 100 BHD LCS3 0.066 [OK] 0.111 0.177 [OK] 0051-0034 82 BHD LCS3 0.066 [OK] 0.111 0.177 [OK]
53
4.3.2 Batang Vertikal/Diagonal
Batang nomor 0006-0062 yang kemudian disebut sebagai batang B, termasuk dalam grup BVG seperti pada Tabel 4.4. kemudian dapat dilihat letaknya pada Gambar 4.15. Batang B memiliki :
Panjang bentang (l) : 59.96 ft (719.5 in)dan Radius girasi (r) : 7.65 in.
Dilakukan perhitungan kontrol axial dan bending secara manual sebagai contoh untuk perhitungan dari batang sejenis.
MEMBER MEMBER GROUP LOAD fa/FA fa/Fa < 0,15 fb,res/Fb Unity Check Note
NAME NAME ID COND [OK]/[NOT OK] [OK]/[NOT OK]
0005-0052 64 BHE LCS3 0.098 [OK] 0.069 0.167 [OK] 0005-0054 97 BHE LCS7 0.083 [OK] 0.126 0.209 [OK] 0015-0055 83 BHE LCS7 0.083 [OK] 0.126 0.209 [OK] 0025-0053 52 BHE LCS7 0.085 [OK] 0.075 0.160 [OK] 0052-0015 65 BHE LCS3 0.103 [OK] 0.069 0.172 [OK] 0053-0035 53 BHE LCS7 0.103 [OK] 0.069 0.172 [OK] 0054-0025 98 BHE LCS3 0.087 [OK] 0.129 0.216 [OK] 0055-0035 84 BHE LCS3 0.087 [OK] 0.129 0.216 [OK] 0006-0056 62 BHF LCS6 0.092 [OK] 0.089 0.180 [OK] 0006-0058 95 BHF LCS7 0.096 [OK] 0.203 0.299 [OK] 0016-0059 85 BHF LCS7 0.096 [OK] 0.203 0.299 [OK] 0026-0057 54 BHF LCS4 0.093 [OK] 0.090 0.183 [OK] 0056-0016 63 BHF LCS8 0.094 [OK] 0.090 0.184 [OK] 0057-0036 55 BHF LCS2 0.095 [OK] 0.090 0.185 [OK] 0058-0026 96 BHF LCS3 0.100 [OK] 0.208 0.308 [OK] 0059-0036 86 BHF LCS3 0.100 [OK] 0.208 0.308 [OK] 0007-0060 60 BHG LCS7 0.149 [OK] 0.139 0.288 [OK] 0007-0062 93 BHG LCS7 0.109 [OK] 0.241 0.350 [OK] 0017-0063 87 BHG LCS7 0.109 [OK] 0.241 0.350 [OK] 0027-0061 48 BHG LCS3 0.153 [NOT OK] 0.293 [OK] 0060-0017 61 BHG LCS7 0.149 [OK] 0.139 0.288 [OK] 0061-0037 49 BHG LCS3 0.153 [NOT OK] 0.293 [OK]
0062-0027 94 BHG LCS3 0.113 [OK] 0.245 0.358 [OK] 0063-0037 88 BHG LCS3 0.113 [OK] 0.245 0.358 [OK] 0008-0064 58 BHH LCS7 0.146 [OK] 0.090 0.237 [OK] 0008-0066 91 BHH LCS7 0.132 [OK] 0.134 0.266 [OK] 0018-0067 89 BHH LCS7 0.132 [OK] 0.134 0.266 [OK] 0028-0065 56 BHH LCS3 0.116 [OK] 0.105 0.221 [OK] 0064-0018 59 BHH LCS7 0.153 [NOT OK] 0.223 [OK] 0065-0038 57 BHH LCS3 0.153 [NOT OK] 0.223 [OK] 0066-0028 92 BHH LCS3 0.136 [OK] 0.136 0.273 [OK] 0067-0038 90 BHH LCS3 0.136 [OK] 0.136 0.273 [OK]
Untuk kontrol batang-batang yang lain dapat dilihat pada Tabel 4.5.
Diperlukan gaya-gaya dalam dari batang B yang didapat dari analisa program SACS untuk melakukan kontrol axial dan bending. Dari tabel 4.1. dapat dilihat batang B memiliki gaya dalam :
Axial : -11.889 ksi (tekan) Bending Y-Y : 1.364 ksi
Bending Z-Z : -0.923 ksi
55
1) Kontrol Axial
Batang B menerima beban axial tekan, sehingga digunakan persamaan 3.2 untuk mengontrol gaya axialnya. Penggunaan persamaan 3.2 a atau b ditentukan dengan menghitung Kl/r dan Cc seperti berikut : 𝐾𝑙 𝑟 = 1 × 719.5 7.65 = 94.095 𝐶𝑐 = (2𝜋 2𝐸 𝐹𝑦 ) 1 2 𝐶𝑐 = (2𝜋230000 50 ) 1 2 =108.828
Dilihat dari perhitungan diatas, Kl/r < Cc, maka digunakan persamaan 3.2a : 𝐹𝑎= [1 −( 𝐾𝑙 𝑟 ) 2 2𝐶𝑐2 ] 𝐹𝑦 5 3 + 3(𝐾𝑙𝑟 ) 8𝐶𝑐 − (𝐾𝑙𝑟 )3 8𝐶𝑐3 𝐹𝑎= [1 − (94.095)2 2 × 108.8282] 50 5 3 + 3(94.095) 8 × 108.828 − (94.095)3 8 × 108.8283 𝐹𝑎= 16.392
2) Kontrol Bending
Kontrol bending profil ditentukan dari nilai D/t yang dapat dilihat pada tabel 4.4., dimana untuk batang B (Grup BHC) nilainya sebagai berikut:
𝐷 𝑡 =
22
0.75= 29.33
Kemudian D/t dibandingkan dengan 1500/fy dan 3000/fy untuk menentukan persamaan 3.3 mana yang akan digunakan.
1500 𝐹𝑦 = 1500 50 = 30 3000 𝐹𝑦 = 3000 50 = 60 𝐷 𝑡 ≤ 1500 𝐹𝑦 = 29.33 ≤ 60
Dari hasil perhitungan diatas maka untuk kontrol ijin bending batang A menggunakan persamaan 3.3a :
𝐹𝑏= 0.75𝐹𝑦
𝐹𝑏= 0.75 × 50
𝐹𝑏= 37.5
3) Kontrol kombinasi axial dan bending
Setelah didapat kontrol ijin masing-masing axial dan bending, profil tubular dilanjutkan dengan kontrol kombinasi axial dan bending dengan melihat rasio kontrol axial batang tersebut.
𝑓𝑎
𝐹𝑎
=11.889
57
Karena fa/Fa ≥ 0.15 maka digunakan persamaan 3.4b : 𝑓𝑎 𝐹𝑎 + 𝐶𝑚√𝑓𝑏𝑥2+ 𝑓𝑏𝑦2 (1 − 𝑓𝑎 𝐹𝑒′) 𝐹𝑏 ≤ 1.0 11.889 16.392+ 0.85√1.3642+ 0.9232 (1 −11.88930 ) 37.5 ≤ 1.0 0.7520 ≤ 1.0 (OK)
Untuk gaya dalam dan hasil kontrol batang vertical/diagonal sisanya dapat dilihat pada Tabel 4.5.
Tabel 4. 4 Profil batang vertikal/diagonal optimal
Group OD (in) WT (in) Fy (ksi) Modulus Elastisitas (ksi) BVB 16 0.5 50 30000 BVC 16 0.5 50 30000 BVD 18 0.5 50 30000 BVE 18 0.5 50 30000 BVF 20 0.75 50 30000 BVG 22 0.75 50 30000 BVH 22 0.75 50 30000 Keterangan : OD : Diameter luar WT : Tebal dinding Fy : Kuat tarik baja BV : Bracing Vertikal
Tabel 4. 5 Unity check batang diagonal
MEMBER MEMBER GROUP LOAD fa/FA fa/Fa < 0,15 fb,res/Fb Fe Unity Check Note
NAME NAME ID COND [OK]/[NOT OK] [OK]/[NOT OK]
0001-0040 107 BVB LCS6 0.065 [OK] 0.076 0.141 [OK] 0001-0042 143 BVB LCS8 0.067 [OK] 0.068 0.135 [OK] 0010-0040 108 BVB LCS8 0.061 [OK] 0.075 0.136 [OK] 0010-0043 174 BVB LCS6 0.067 [OK] 0.068 0.134 [OK] 0020-0041 135 BVB LCS4 0.065 [OK] 0.076 0.141 [OK] 0020-0042 144 BVB LCS1 0.066 [OK] 0.067 0.133 [OK] 0030-0041 136 BVB LCS2 0.065 [OK] 0.073 0.138 [OK] 0030-0043 173 BVB LCS4 0.066 [OK] 0.068 0.135 [OK] 0002-0044 109 BVC LCS6 0.104 [OK] 0.063 0.167 [OK] 0002-0046 145 BVC LCS3 0.137 [OK] 0.051 0.188 [OK] 0012-0044 110 BVC LCS8 0.108 [OK] 0.060 0.168 [OK] 0012-0047 172 BVC LCS3 0.137 [OK] 0.051 0.188 [OK] 0022-0045 137 BVC LCS4 0.104 [OK] 0.063 0.167 [OK] 0022-0046 146 BVC LCS7 0.142 [OK] 0.050 0.192 [OK] 0032-0045 138 BVC LCS2 0.108 [OK] 0.060 0.168 [OK] 0032-0047 171 BVC LCS7 0.142 [OK] 0.050 0.192 [OK] 0003-0048 111 BVD LCS6 0.126 [OK] 0.061 0.187 [OK] 0003-0050 151 BVD LCS3 0.197 [NOT OK] 18.841 0.252 [OK] 0013-0048 112 BVD LCS8 0.132 [OK] 0.058 0.190 [OK] 0013-0051 169 BVD LCS3 0.197 [NOT OK] 18.841 0.252 [OK] 0023-0049 139 BVD LCS4 0.126 [OK] 0.061 0.187 [OK] 0023-0050 152 BVD LCS7 0.205 [NOT OK] 18.841 0.260 [OK] 0033-0049 140 BVD LCS2 0.132 [OK] 0.058 0.190 [OK] 0033-0051 170 BVD LCS7 0.205 [NOT OK] 18.841 0.260 [OK] 0004-0052 113 BVE LCS1 0.146 [OK] 0.070 0.216 [OK] 0004-0054 153 BVE LCS3 0.269 [NOT OK] 18.024 0.335 [OK] 0014-0052 114 BVE LCS5 0.152 [NOT OK] 18.024 0.221 [OK] 0014-0055 167 BVE LCS3 0.269 [NOT OK] 18.024 0.335 [OK] 0024-0053 141 BVE LCS1 0.146 [OK] 0.070 0.216 [OK] 0024-0054 154 BVE LCS7 0.279 [NOT OK] 18.024 0.346 [OK] 0034-0053 142 BVE LCS5 0.152 [NOT OK] 18.024 0.221 [OK] 0034-0055 168 BVE LCS7 0.279 [NOT OK] 18.024 0.346 [OK]
