analisa tegangan sistem perpipaan line btf ...repository.ppns.ac.id/2324/1/0815040048 - muhammad...
TRANSCRIPT
i
TUGAS AKHIR (608502A)
ANALISA TEGANGAN SISTEM PERPIPAAN LINE BTF-
PJUTIP-CTP-PI-DW-005 ORF (ONSHORE RECEIVING
FACILITY) AKIBAT SOIL SETTLEMENT
Muhammad Rendi Yusuf
NRP. 0815040048
DOSEN PEMBIMBING :
HEROE POERNOMO, S.T., M.T.
ABDUL GAFUR, S.T., M.T.
PROGRAM STUDI TEKNIK PERPIPAAN
JURUSAN TEKNIK PERMESINAN KAPAL
POLITEKNIK PERKAPALAN NEGERI SURABAYA
SURABAYA
2019
i
HALAMAN SAMPUL
TUGAS AKHIR (608502A)
ANALISA TEGANGAN SISTEM PERPIPAAN LINE BTF-
PJUTIP-CTP-PI-DW-005 ORF (ONSHORE RECEIVING
FACILITY) AKIBAT SOIL SETTLEMENT
Muhammad Rendi Yusuf
NRP. 0815040048
DOSEN PEMBIMBING :
HEROE POERNOMO, S.T., M.T.
ABDUL GAFUR, S.T., M.T.
PROGRAM STUDI TEKNIK PERPIPAAN
JURUSAN TEKNIK PERMESINAN KAPAL
POLITEKNIK PERKAPALAN NEGERI SURABAYA
SURABAYA
2019
ii
(Halaman ini sengaja dikosongkan)
iii
LEMBAR PENGESAHAN
TUGAS AKHIR
ANALISA TEGANGAN SISTEM PERPIPAAN LINE BTF-PJUTIP-CTP-
PI-DW-005 ORF (ONSHORE RECEIVING FACILITY) AKIBAT SOIL
SETTLEMENT
Disusun Oleh:
Muhammad Rendi Yusuf
0815040048
Diajukan Untuk Memenuhi Salah Satu Syarat Kelulusan
Program Studi Teknik Perpipaan
Jurusan Teknik Permesinan Kapal
POLITEKNIK PERKAPALAN NEGERI SURABAYA
Disetujui oleh Tim penguji Tugas Akhir Tanggal Ujian : 24 Juli 2019
Periode Wisuda : September 2019
Menyetujui,
Dosen Penguji NIDN Tanda Tangan
1. Sudiyono, S.T., M.T. (0004106901) (………………………)
2. Heroe Poernomo, S.T., M.T. (0020047805) (………………………)
3. Burniadi Moballa, S.T., M.Sc. (0011097908) (………………………)
Dosen Pembimbing NIDN Tanda Tangan
1. Heroe Poernomo, S.T., M.T. (0020047805) (………………………)
2. Abdul Gafur, S.T., M.T. (0003069101) (………………………)
Mengetahui
Koordinator Program Studi,
R. Dimas Endro W., S.T., M.T.
NIP. 197604122002121003
Menyetujui
Ketua Jurusan,
George Endri Kusuma, S.T., M.Sc.Eng.
NIP. 197605172009121003
iv
(Halaman ini sengaja dikosongkan)
v
PERNYATAAN BEBAS PLAGIAT
No. : F.WD I. 021
Date : 3 Nopember 2015
Rev. : 01
Page : 1 dari 1
PERNYATAAN BEBAS PLAGIAT
Yang bertandatangan di bawah ini :
Nama : Muhammad Rendi Yusuf
NRP. : 0815040048
Jurusan/Prodi : Teknik Permesinan Kapal/Teknik Perpipaan
Dengan ini menyatakan dengan sesungguhnya bahwa :
Tugas Akhir yang akan saya kerjakan dengan judul :
“ANALISA TEGANGAN SISTEM PERPIPAAN LINE BTF-PJUTIP-CTP-
PI-DW-005 ORF (ONSHORE RECEIVING FACILITY) AKIBAT SOIL
SETTLEMENT”
Adalah benar karya saya sendiri dan bukan plagiat dari karya orang lain.
Apabila dikemudian hari terbukti terdapat plagiat dalam karya ilmiah tersebut,
maka saya bersedia menerima sanksi sesuai ketentuan peraturan yang berlaku.
Demikian surat pernyataan ini saya buat dengan penuh tanggung jawab.
Surabaya, 30 Juli 2019
Yang membuat pernyataan,
(Muhammad Rendi Yusuf)
NRP. 0815040048
vi
(Halaman ini sengaja dikosongkan)
vii
KATA PENGANTAR
Puji syukur penulis tujukan atas kehadirat Allah SWT dengan segala
rahmat, kuasa, ijin, hidayah, serta ridho-Nya penulis mampu menyelesaikan Tugas
Akhir dengan baik, lancar dan tepat waktu. Sholawat serta salam terlimpahkan
oleh penulis kepada Rasulullah Muhammad SAW yang menjadi teladan dan
panutan bagi seluruh umat manusia serta membawa umat manusia dari zaman
kebodohan menuju zaman yang penuh dengan ilmu pengetahuan.
Tugas Akhir yang berjudul “ANALISA TEGANGAN SISTEM
PERPIPAAN LINE BTF-PJUTIP-CTP-PI-DW-005 ORF (ONSHORE
RECEIVING FACILITY) AKIBAT SOIL SETTLEMENT” disusun sebagai salah
satu pemenuhan syarat kelulusan dan penilaian kompetensi penulis dalam studi di
Program Studi D4 – Teknik Perpipaan Politeknik Perkapalan Negeri Surabaya.
Penulis menyadari penyelesaian dan penyusunan Tugas Akhir ini tidak
terlepas dari kerjasama, bantuan, dan bimbingan dari berbagai pihak, oleh karena
itu penulis menyampaikan terimakasih yang sebesar-besarnya kepada :
1. Allah SWT atas berkat, rahmat dan hidayah-Nya penulis dapat menyelesaikan
Tugas Akhir dengan lancar dan tepat waktu.
2. Kedua orang tua ( Bapak Joko Istamuji dan Ibu Siti Fatimah ) yang selalu
memberi doa, dukungan moril dan materil, nasehat, kasih sayang, semangat,
dan segalanya bagi penulis.
3. Bapak Ir. Eko Julianto, M.Sc., MRINA. selaku Direktur Politeknik
Perkapalan Negeri Surabaya.
4. Bapak Heroe Poernomo, S.T., M.T. sebagai dosen pembimbing 1 yang telah
memberikan bimbingan dan pengarahan serta ilmu yang bermanfaat selama
pengerjaan Tugas Akhir.
5. Bapak Abdul Gafur, S.T., M.T. sebagai dosen pembimbing 2 yang telah
memberikan bimbingan dan pengarahan serta ilmu yang bermanfaat selama
pengerjaan Tugas Akhir.
viii
6. Seluruh staf pengajar Program Studi Teknik Perpipaan yang telah
memberikan banyak ilmu kepada penulis selama masa perkuliahan.
7. Kepada seluruh pimpinan dan staff PT Ophir Energy PLC yang telah
membimbing dan memberikan ilmunya selama On the Job Training.
8. Kepada senior sekaligus pembimbing lapangan saya Heri Kurniawan yang
telah mau meluangkan waktu, ilmu dan semangatnya disela-sela kesibukan
kerja untuk membimbing saya.
9. Teman – teman seperjuangan Teknik Perpipaan 2015 yang telah memberikan
dukungan, doa, semangat, kebersamaan, canda tawa selama kuliah di PPNS.
10. Teman – teman satu kontrakan @mulyos_squad (diki, dadut, ibnu, togok,
pedro, stefanus, ali) yang telah memberi semangat, kebersamaan, hiburan,
canda tawa kepada penulis.
11. Semua pihak yang tidak bisa disebutkan satu-persatu.
Penulis menyadari bahwa Tugas Akhir ini jauh dari kata sempurna, oleh
karena itu penulis mengharapkan kritik dan saran yang membangun agar dapat
menjadi lebih baik kedepannya. Semoga Tugas Akhir ini dapat bermanfaat bagi
pengembangan ilmu pengetahuan khususnya dalam bidang Teknik Perpipaan.
Surabaya, 21 Juli 2019
Penulis,
Muhammad Rendi Yusuf
0815040048
ix
ANALISA TEGANGAN SISTEM PERPIPAAN LINE BTF-
PJUTIP-CTP-PI-DW-005 ORF (ONSHORE RECEIVING
FACILITY) AKIBAT SOIL SETTLEMENT
Muhammad Rendi Yusuf
ABSTRAK
Seiring dengan berjalannya waktu dan produksi gas yang terus meningkat
perlu bagi perusahaan untuk memperbaiki fasilitas ORF (Onshore Receive
Facility) yang ada agar produksi pada plant tersebut berjalan dengan lancar. ORF
yang dimiliki di wilayah Gresik perdekatan dengan laut yang tanahnya mengalami
abrasi, sehingga mengakibatkan penurunan tanah (soil settlement) pada fasilitas
ORF tersebut. Akibat penurunan tanah tersebut banyak teridentifikasi support
yang tidak dapat menyangga pipa, Salah satunya ada pada pipa keluaran dari gas
metering yang akan di distribusikan ke perusahaan pembangkit listrik. Untuk
mengantisipasi masalah pada sistem perpipaan akibat penurunan tanah maka perlu
adanya analisa terhadap tegangan pipa dan flange leakage dan redesign support
yang sesuai. Analisa tegangan pipa, flange leakage dan redesign support
dilakukan dengan menggunakan software CAESAR II. Kriteria nilai tegangan
pada pipa dan flange harus memenuhi allowable stress pada code ASME B31.3
dan ASME Sec.VIII Div 1 untuk mendapatkan sistem perpipaan yang aman.
Kemudian redesign support yang sesuai untuk mengantisipasi kerusakan pada
sistem perpipaan tersebut. Hasil analisa pada sistem perpipaan karena adanya
masalah soil settlement didapatkan langkah preventive untuk mencegah dari
adanya over stress dan flange leakage adalah dengan cara menurunkan pipe
support PS001 & PS005 yaitu sebesar -26 mm & -10 mm dan mengganti
adjustable support serta tekanan operasi harus tidak melebihi dari 30 bar. Dengan
demikian nilai tegangan pipa dan flange leakage check tidak melebihi standar
yang diijinkan sesuai ASME B31.3 dan ASME Sec.VIII Div. 1.
Kata kunci : ASME B31.3, ASME Sec.VIII Div 1, Analisa Tegangan, Flange
Leakage, Soil Settlement.
x
(Halaman ini sengaja dikosongkan)
xi
STRESS ANALYSIS PIPING SYSTEM OF LINE BTF-PJUTIP-
CTP-PI-DW-005 ORF (ONSHORE RECEIVING FACILITY) DUE
TO SOIL SETTLEMENT
Muhammad Rendi Yusuf
ABSTRACT
As time goes by and gas production continues to increase, it is necessary
for the company to improve its existing ORF (Onshore Receive Facility) so that
production at the plant runs smoothly. ORF that is owned in Gresik region is
close to the sea where the land is experiencing abrasion, resulting in a decrease
in soil (soil settlement) at the ORF facility. As a result of land subsidence, a lot of
support was identified which could not support the pipeline, one of which was in
the output pipeline from gas metering that would be distributed to the power plant
company. To anticipate problems in the piping system due to land subsidence, it is
necessary to have an analysis of the corresponding pipe stress and flange leakage
and redesign support. Analysis of pipe stress, flange leakage and redesign support
is carried out using CAESAR II software. The criteria for stress values in pipes
and flanges must meet the allowable stress in ASME B31.3 and ASME Sec.VIII
Div 1 codes to get a safe piping system. Then redesign support is appropriate to
anticipate damage to the piping system. The results of the analysis on the piping
system due to soil settlement problems obtained preventive steps to prevent over
stress and flange leakage is by reducing the pipe support PS001 & PS005 that is -
26 mm & -10 mm and replacing adjustable support and operating pressure must
not exceed from 30 bars. Therefore the pipe voltage and flange leakage check
values do not exceed the permitted standards according to ASME B31.3 and
ASME Sec.VIII Div. 1
Keywords: ASME B31.3, ASME Sec. VIII Div 1, Stress Analysis, Flange Leakage,
Soil Settlement
xii
(Halaman ini sengaja dikosongkan)
xiii
DAFTAR ISI
HALAMAN SAMPUL ............................................................................................ i
LEMBAR PENGESAHAN ................................................................................... iii
PERNYATAAN BEBAS PLAGIAT ...................................................................... v
KATA PENGANTAR .......................................................................................... vii
ABSTRAK ............................................................................................................. ix
ABSTRACT ............................................................................................................. xi
DAFTAR ISI ........................................................................................................ xiii
DAFTAR TABEL ............................................................................................... xvii
DAFTAR GAMBAR ........................................................................................... xix
BAB 1 PENDAHULUAN ..................................................................................... 1
1.1. Latar Belakang .......................................................................................... 1
1.2 Rumusan Masalah ..................................................................................... 3
1.3 Tujuan Penelitian ...................................................................................... 3
1.4 Manfaat Penelitian .................................................................................... 3
1.5 Batasan Masalah ....................................................................................... 4
BAB 2 TINJAUAN PUSTAKA ............................................................................ 5
2.1 Sistem Perpipaan ....................................................................................... 5
2.2 Settlement .................................................................................................. 5
2.3 Tegangan Pipa ........................................................................................... 6
2.4 Tegangan Longitudinal (Longitudinal Stress) .......................................... 6
2.5 Tegangan Sirkumferensial (Tangensial Stress) ........................................ 8
2.6 Tegangan Radial (Radial Stress) .............................................................. 8
2.7 Analisa Statik ............................................................................................ 9
2.7.1 Metodologi Analisa Statik ........................................................................ 9
2.7.2 Sustained Load .......................................................................................... 9
2.7.3 Expansion Load ........................................................................................ 9
2.7.4 Operating Load ......................................................................................... 9
2.8 Tegangan Ijin (Allowable Stress) ............................................................ 10
2.8.1 Allowable Stress Sustained Load ............................................................ 10
2.8.2 Allowable Stress Expansion Load ........................................................... 10
xiv
2.8.3 Allowable Stress Operation Load ........................................................... 10
2.8.4 Allowable Stress Hyrostatic Test ............................................................. 10
2.9 Flange Leakage Analysis......................................................................... 11
2.9.1 Flange ...................................................................................................... 11
2.9.2 Bolt dan Nuts ........................................................................................... 13
2.9.3 Gasket ...................................................................................................... 13
2.9.4 Gaya dan Momen pada Flange ............................................................... 14
2.9.5 Allowable Stress pada Flange ................................................................. 15
2.10 Pipe Span ................................................................................................. 17
2.11 Penyangga / Pipe Support ....................................................................... 17
2.12 Peletakan Posisi Support ......................................................................... 19
2.13 Software CAESAR II .............................................................................. 20
2.13.1 Pipeline Burried Modelling ..................................................................... 20
2.13.2 Restraint .................................................................................................. 23
BAB 3 METODOLOGI PENELITIAN ............................................................... 25
3.1 Diagram Alir Penelitian........................................................................... 25
3.1.1 Tahap Identifikasi .................................................................................... 27
3.1.2 Tahap Tinjauan Pustaka .......................................................................... 27
3.1.3 Tahap Pengumpulan Data ....................................................................... 27
3.1.4 Tahap Pengolahan Data ........................................................................... 28
3.1.5 Tahap Analisa Kesimpulan ..................................................................... 28
3.2 Jadwal Penelitian ..................................................................................... 28
3.2.1 Waktu dan Tempat Penelitian ................................................................. 28
3.2.2 Peralatan .................................................................................................. 29
BAB 4 ANALISA DATA DAN PEMBAHASAN .............................................. 31
4.1 Data Sheet ............................................................................................... 31
4.2 Isometri Sistem Perpipaan ....................................................................... 32
4.3 Tegangan Ijin ........................................................................................... 32
4.4 Pemodelan Sistem Perpipaan .................................................................. 34
4.5 Maximum Allowable Pipe Span .............................................................. 34
4.6 Analisa Displacement pada Support........................................................ 37
4.7 Proses Validasi ........................................................................................ 38
xv
4.8 Pembagian Segmen pada Sistem Perpipaan ........................................... 39
4.9 Analisa Tegangan.................................................................................... 40
4.9.1 Analisa Tegangan Akibat Sustained Load .............................................. 41
4.9.2 Analisa Tegangan Akibat Expansion Load............................................. 43
4.9.3 Analisa Tegangan Akibat Hydrostatic .................................................... 45
4.9.4 Analisa Tegangan Akibat Operating Load ............................................. 47
4.10 Analisa Flange Leakage ......................................................................... 50
4.11 Menentukan Nilai Axial Force dan Bending Moment Pada sambungan
Flange 51
4.12 Perhitungan Nilai Flange Stress Menggunakan Software CAESAR II ... 53
4.13 Support .................................................................................................... 62
BAB 5 KESIMPULAN DAN SARAN ................................................................ 65
5.1 Kesimpulan ............................................................................................. 65
5.2 Saran ....................................................................................................... 66
DAFTAR PUSTAKA ........................................................................................... 67
xvi
(Halaman ini sengaja dikosongkan)
xvii
DAFTAR TABEL
Tabel 4. 1 Data Operasi dan Spesifikasi Pipa ....................................................... 31
Tabel 4. 2 Data Geotechnical dan Soil .................................................................. 31
Tabel 4. 3 Basic Allowable Stress ......................................................................... 33
Tabel 4. 4 Nilai Tegangan Izin untuk Sustained Load, Ekspansion Load,
Hydrostatic Test dan Operating Load ................................................................... 33
Tabel 4. 5 Nilai Tegangan Izin untuk Longitudinal Hub Stress, Radial Flange
Stress, Tangential Flange Stress, dan Bolting Stress ............................................ 34
Tabel 4. 6 Data Operasi dan Material Pipa ........................................................... 35
Tabel 4. 7 Data Perhitungan Pipe Span ................................................................ 36
Tabel 4. 8 Hasil Perhitungan Maximum Pipe Span .............................................. 36
Tabel 4. 9 Hasil Displacement Akibat dari Penurunan Tanah .............................. 37
Tabel 4. 10 Hasil Lift Up / Gap Akibat dari Penurunan Tanah ............................. 39
Tabel 4. 11 Hasil Lift Up / Gap akibat dari penurunan tanah kedalaman 4 cm .... 39
Tabel 4. 12 Pembagian Segmen Tiap Node .......................................................... 39
Tabel 4. 13 Hasil Nilai Tegangan Akibat Sustained Load Case 1 ........................ 41
Tabel 4. 14 Hasil Nilai Tegangan Akibat Sustained Load Case 2 ........................ 41
Tabel 4. 15 Hasil Nilai Tegangan Akibat Sustained Load Case 3 ........................ 42
Tabel 4. 16 Hasil Nilai Tegangan Akibat Expansion Load Case 1 ...................... 43
Tabel 4. 17 Hasil Nilai Tegangan Akibat Expansion Load Case 2 ...................... 44
Tabel 4. 18 Hasil Nilai Tegangan Akibat Expansion Load Case 3 ...................... 44
Tabel 4. 19 Hasil Nilai Tegangan Akibat Hydrostatic Test Case 1 ...................... 46
Tabel 4. 20 Hasil Nilai Tegangan Akibat Hydrostatic Test Case 2 ...................... 46
Tabel 4. 21 Hasil Nilai Tegangan Akibat Hydrostatic Test Case 3 ...................... 46
Tabel 4. 22 Hasil Nilai Tegangan Akibat Operating Load Case 1 ....................... 48
Tabel 4. 23 Hasil Nilai Tegangan Akibat Operating Load Case 2 ....................... 48
Tabel 4. 24 Hasil Nilai Tegangan Akibat Operating Load Case 3 ....................... 48
Tabel 4. 25 Data Spesifikasi Flange ..................................................................... 50
Tabel 4. 26 Data Spesifikasi Bolt dan Gasket ....................................................... 50
Tabel 4. 27 Data Spesifikasi Bolt dan Gasket ....................................................... 51
Tabel 4. 28 Nilai Axial Force dan Bending Moment Menggunakan Software
CAESAR II pada Case Without Hold down (4cm) ............................................... 52
Tabel 4. 29 Nilai Axial Force dan Bending Moment Menggunakan Software
CAESAR II pada Case Without Hold down (4cm) ............................................... 52
Tabel 4. 30 Nilai Axial Force dan Bending Moment menggunakan Software
CAESAR II pada Case Without Hold down (4cm) ............................................... 52
Tabel 4. 31 Hasil Nilai Longitudinal Hub Stress Case 1 ...................................... 53
Tabel 4. 32 Hasil Nilai Longitudinal Hub Stress Case 2 ...................................... 54
Tabel 4. 33 Hasil Nilai Longitudinal Hub Stress Case 3 ...................................... 54
xviii
Tabel 4. 34 Hasil Nilai Radial Flange Stress Case 1 ............................................ 56
Tabel 4. 35 Hasil Nilai Radial Flange Stress Case 2 ............................................ 56
Tabel 4. 36 Hasil Nilai Radial Flange Stress Case 3 ............................................ 56
Tabel 4. 37 Hasil Nilai Tangensial Flange Stress Case 1 ..................................... 58
Tabel 4. 38 Hasil Nilai Tangensial Flange Stress Case 2 ..................................... 58
Tabel 4. 39 Hasil Nilai Tangensial Flange Stress Case 3 ..................................... 59
Tabel 4. 40 Hasil Nilai Bolting Stress Case 1 ....................................................... 60
Tabel 4. 41 Hasil Nilai Bolting Stress Case 2 ....................................................... 61
Tabel 4. 42 Hasil Nilai Bolting Stress Case 3 ....................................................... 61
Tabel 4. 43 Arah Gaya Support pada Case 1 ........................................................ 63
Tabel 4. 44 Arah Gaya Support pada Case 2 ........................................................ 63
Tabel 4. 45 Arah Gaya Support pada Case 3 ........................................................ 63
xix
DAFTAR GAMBAR
Gambar 1. 1 Lift Up Pipa ........................................................................................ 2
Gambar 2. 1 Axial Stress (Chamsudi, 2005) ........................................................... 7
Gambar 2. 2 Tegangan Longitudinal Pressure (Chamsudi, 2005) ......................... 7
Gambar 2. 3 Tegangan Tangensial (Chamsudi, 2005) ............................................ 8
Gambar 2. 4 Tegangan Radial (Chamsudi, 2005) ................................................... 8
Gambar 2. 5 Flange Type Raised Face (Parisher, 2002) ...................................... 12
Gambar 2. 6 Weld Neck Flange (Parisher, 2002).................................................. 12
Gambar 2. 7 Stud dan Machine Bolt (Parisher, 2002)........................................... 13
Gambar 2. 8 Full Face Gasket (Parisher, 2002) ................................................... 14
Gambar 2. 9 Arah Gaya dan Momen pada Flange (Peng, 2009) .......................... 15
Gambar 2. 10 Jenis Support (MSS SP-69) ............................................................ 18
Gambar 2. 11 Input Underground ......................................................................... 20
Gambar 2. 12 Input Data Soil ............................................................................... 21
Gambar 2. 13 Input Data Burried Pipe ................................................................. 21
Gambar 2. 14 Input Data Covert........................................................................... 22
Gambar 2. 15 Renstrain Otomatis pada Burried Pipe .......................................... 22
Gambar 3. 1 Diagram Alir .................................................................................... 25
Gambar 3. 2 Lanjutan Diagram Alir Penelitian .................................................... 26
Gambar 4. 1 Isometri Sistem Perpipaan ................................................................ 32
Gambar 4. 2 Pemodelan Sistem Perpipaan dengan CAESAR II .......................... 34
Gambar 4. 3 Pembagian Segmen Tiap Node ........................................................ 40
Gambar 4. 4 Grafik Tegangan Akibat Sustained Load Tiap Segmen (Posisi
Segmen Dapat Dilihat pada Gambar 4.3) ............................................................. 42
Gambar 4. 5 Grafik Tegangan Akibat Expansion Load Tiap Segmen (Posisi
Segmen Dapat Dilihat pada Gambar 4.3) ............................................................. 44
Gambar 4. 6 Grafik Tegangan Akibat Hydrostatic Load Tiap Segmen (Posisi
Segmen Dapat Dilihat pada Gambar 4.3) ............................................................. 47
Gambar 4. 7 Grafik Tegangan Akibat Operating Load Tiap Segmen (Posisi
Segmen Dapat Dilihat pada Gambar 4.3) ............................................................. 49
Gambar 4. 8 Analisa Flange Leakage dengan CAESAR II .................................. 53
Gambar 4. 9 Grafik Nilai Longitudinal Hub Stress Tiap Flange (Posisi Flange
Dapat Dilihat pada Gambar 4.8) ........................................................................... 55
Gambar 4. 10 Grafik Nilai Radial Stress Tiap Flange (Posisi Flange Dapat
Dilihat pada Gambar 4.8) ...................................................................................... 57
xx
Gambar 4. 11 Grafik Nilai Tangensial Stress Tiap Flange (Posisi Flange Dapat
Dilihat pada Gambar 4.8) ...................................................................................... 59
Gambar 4. 12 Grafik Nilai Bolting Stress Tiap Flange (Posisi Flange Dapat
Dilihat pada Gambar 4.8) ...................................................................................... 61
Gambar 4. 13 Adjustabel Pipe Support ................................................................. 64
BAB 1
PENDAHULUAN
1
BAB 1
PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang
Gas alam adalah komponen vital untuk suplai energi dunia. Gas alam
merupakan sumber penting untuk produksi baik bahan bakar maupun amonia.
Namun tidak seperti bahan-bahan bakar fosil lainnya, gas alam adalah salah satu
sumber energi yang paling bersih (memiliki intensitas karbon yang rendah),
teraman dan paling berguna dari semua sumber energi.
Indonesia memiki cadangan gas alam yang besar. Saat ini, negara ini
memiliki cadangan gas terbesar ketiga di wilayah Asia Pasifik (setelah Australia
dan Republik Rakyat Tiongkok), berkontribusi untuk 1,5% dari total cadangan gas
dunia (Statistical Review of World Energy 2015). Beberapa wilayah memberikan
kontribusi sangat signifikan terhadap produksi migas nasional, salah satunya
adalah Blok Ketapang di lepas pantai Kabupaten Sampang, Pulau Madura,
Provinsi Jawa Timur.
Perusahaan yang bergerak di bidang minyak dan gas ini dioperasikan oleh
perusahaan minyak dan gas Malaysia. Ladang ini terletak di lepas pantai Jawa
Timur, sekitar 35 km di utara Pulau Madura, 110 km ke arah timur laut Gresik,
Jawa Timur, perusahaan migas ini membangun pipa dasar laut sepanjang 110 km
dari anjungan lepas pantai (platform) ke Onshore Receiving Facility (ORF) yang
terletak di Kawasan Industri Maspion, Kecamatan Manyar, Gresik. Gas dari
Onshore Receiving Facility (ORF) akan dialirkan ke PT. PLN untuk mendukung
penyediaan listrik di wilayah Jawa Timur.
Seiring dengan berjalannya waktu dan produksi gas yang terus meningkat
perlu bagi perusahaan untuk memperbaiki ORF (Onshore Receive Facility) yang
ada agar produksi pada plant tersebut berjalan dengan lancar. ORF yang dimiliki
di wilayah Gresik perdekatan dengan laut yang tanahnya mengalami abrasi,
sehingga mengakibatkan penurunan tanah (soil settlement) pada fasilitas ORF
tersebut. Akibat penurunan tanah tersebut banyak teridentifikasi support yang
2
tidak dapat menyangga pipa, salah satunya ada pada pipa keluaran dari gas
metering yang akan di distribusikan ke perusahaan pembangkit listrik.
Sistem perpipaan tersebut dari gas metering (aboveground) disalurkan
dengan pipa underground, akibat penurunan tanah tersebut pipa yang terpendam
di bawah tanah (underground) ikut tertarik kebawah sehingga pipa yang
terhubung di atas menjadi lift up / terangkat hal ini menyebabkan support yang
telah terpasang sebelumnya tidak dapat menyangga pipa tersebut. Dari hasil RCH
report diprediksi terjadi penurunan tanah sebesar 16,22 cm dalam kurun waktu 35
tahun pada plant ORF tersebut. Untuk mengantisipasi masalah pada sistem
perpipaan akibat penurunan tanah maka perlu adanya analisa terhadap tegangan
pipa dan flange leakage dan redesign support yang sesuai.
Ada empat titik yang di inspeksi secara visual yaitu PS-001(No Gap), PS-
002(2 cm), PS-003(2 cm) dan PS-004(1,5 cm). Sehingga harus ada eksekusi untuk
menangani masalah tersebut jika tidak kemungkinan permasalahan yang terjadi
yaitu terjadinya overstress dan leak pada bagian pipa dan sambungannya (flange)
nya. Kondisi hasil inspeksi pipa dilapangan akibat adanya penurunan tanah dapat
dilihat pada Gambar 1.1.
Gambar 1. 1 Lift Up Pipa
3
1.2 Rumusan Masalah
Berdasarkan latar belakang di atas maka ada permasalahan sebagai
berikut:
1. Berapa nilai displacement / gap pipa lift up pada support akibat soil settlement
menggunakan software CAESAR?
2. Berapa hasil untuk flange leakage check pada tekanan dan temperatur operasi
menggunakan software CAESAR?
3. Bagaimana desain support yang digunakan pada sistem perpipaan tersebut agar
aman dan tidak terjadi flange leakage dan over stress pada pipa?
1.3 Tujuan Penelitian
Tujuan penelitian tugas akhir ini adalah untuk:
1. Untuk mendapatkan nilai displacement / gap pipa lift up akibat soil settlement
menggunakan software CAESAR
2. Untuk mendapatkan hasil flange leakage check pada tekanan dan temperatur
operasi menggunakan software CAESAR.
3. Untuk mendapatkan desain support yang sesuai pada sistem perpipaan tersebut
agar aman dan tidak terjadi flange leakage dan over stress pada pipa.
1.4 Manfaat Penelitian
Adapun manfaat yang dapat diambil dari penelitian ini adalah sebagai
berikut :
1. Bagi mahasiswa
Laporan tugas akhir ini dapat menjadi satu karya ilmiah sebagai salah satu
syarat kelulusan dan nilai tambah bagi penulis untuk mendukung disiplin ilmu
serta keprofesian.
2. Bagi institusi
Topik ini dapat dijadikan kajian refrensi untuk menambah maupun
memperbaiki sistem pembelajaran yang ada dikampus dan dapat dijadikan
wawasan bagi mahasiswa.
3. Bagi perusahaan
4
Perusahaan dapat menjadikan rekomendasi dan acuan dalam menangani
masalah seperti ini menggunakan software CAESAR.
1.5 Batasan Masalah
Dalam penelitian ini, batasan masalah yang digunakan sebagai pengarah
diskusi penelitian sebagai berikut :
1. Data desain pipa dan tanah yang dianalisa diambil dari piping engineer report
dari perusahaan konsultan di wilayah Jakarta Selatan.
2. Line yang dianalisa adalah BTF-PJUTIP-CTP-PI-DW-005.
3. Material pipa yang dianalisa A333 Gr.6 , NPS 10” (250) sch. 40.
4. Materal flange yang dianalisa A350 Gr.LF2 sch 40 WN 300#.
5. Analisa tegangan pipa & flange dilakukan dengan menggunakan software
CAESAR II.
6. Standar yang digunakan adalah ASME B31.3 untuk piping model.
7. ASME BPVC Sec. VIII Div. Appendix 2 untuk check flange.
BAB 2
TINJAUAN PUSTAKA
5
BAB 2
TINJAUAN PUSTAKA
2.1 Sistem Perpipaan
Sistem perpipaan bertujuan untuk mengalirkan suatu fluida dari suatu
tempat ke tempat lain yang diinginkan dengan menggunakan bantuan mesin atau
pompa. Gabungan dari pipa-pipa yang memiliki panjang total relatif pendek dan
digunakan untuk mengalirkan fluida dari equipment satu ke equipment yang
lainnya yang beroperasi pada suatu plant disebut sistem perpipaan (piping
system). Sistem perpipaan dilengkapi dengan equipment yang lain seperti valve,
flange, elbow, tee, nozzle, reducer dan lain-lain.
2.2 Settlement
Secara garis besar penurunan tanah bisa disebabkan oleh beberapa hal
antara lain sebagai berikut (Ghifari et al., 2018.):
Penurunan tanah alami (natural subsidence) yang disebabkan oleh proses-
proses geologi seperti aktifitas vulkanik dan tektonik, siklus geologi, adanya
rongga di bawah permukaan tanah dan sebagainya.
Penurunan tanah yang disebabkan oleh pengambilan bahan cair dari dalam
tanah seperti air tanah atau minyak bumi.
Penurunan muka tanah yang disebabkan oleh adanya beban-beban berat di
atasnya seperti struktur bangunan sehingga lapisan-lapisan yang di
bawahnya mengalami kompaksi atau komsolidasi.
Secara garis besar penurunan tanah bisa disebabkan oleh beberapa hal
antara lain sebagai berikut (Ghifari et al., 2018):
Penurunan tanah alami (natural subsidence) yang disebabkan oleh proses-
proses geologi seperti aktifitas vulkanik dan tektonik, siklus geologi, adanya
rongga di bawah permukaan tanah dan sebagainya.
Penurunan tanah yang disebabkan oleh pengambilan bahan cair dari dalam
tanah seperti air tanah atau minyak bumi.
6
Penurunan muka tanah yang disebabkan oleh adanya beban-beban berat di
atasnya seperti struktur bangunan sehingga lapisan-lapisan yang di
bawahnya mengalami kompaksi atau komsolidasi.
Penurunan permukaan tanah akibat pengambilan bahan padat dari tanah
(aktifitas penambangan).(Wicaksono et al., 2017)
2.3 Tegangan Pipa
Tegangan (stress) dapat disebabkan oleh beban statis dan dinamis yang
merupakan resultan dari gaya gravitasi, perubahan temperatur, tekanan didalam
maupun luar pipa dan perubahan debit fluida. Tegangan yang terjadi pada sistem
perpipaan dapat dikelompokkan menjadi dua kategori, yaitu tegangan normal
(normal stress) dan tegangan geser (shear stress) (Chamsudi, 2005) Tegangan
normal terdiri dari tiga komponen tegangan, yaitu:
1. Tegangan longitudinal (longitudinal stress)
2. Tegangan tangensial (circumferential atau hoop stress)
Tegangan tangensial merupakan tegangan yang searah dengan garis singgung
penampang pipa.
3. Tegangan radial (radial stress)
Tegangan radial merupakan tegangan yang searah dengan jari-jari penampang
pipa.
Sedangkan tegangan geser dapat dikategorikan sebagai berikut :
1. Tegangan geser (shear stress)
Tegangan geser merupakan tegangan yang terjadi akibat gaya geser.
2. Tegangan puntir atau tegangan torsi (torsional stress)
Tegangan puntir merupakan tegangan akibat momen puntir pada pipa.
2.4 Tegangan Longitudinal (Longitudinal Stress)
Tegangan yang arahnya sejajar dengan sumbu longitudinal disebut tegangan
longitudinal ( SL ) atau tegangan aksial ( σax ). Nilai tegangan ini dinyatakan
positif jika tegangan yang terjadi adalah tegangan tarik dan negatif jika
7
tegangannya berupa tegangan tekan (kompresi). Tegangan longitudinal pada
sistem perpipaan disebabkan oleh gaya-gaya aksial, tekanan dalam pipa, dan
bending.
1. Tegangan aksial (σax) adalah tegangan yang ditimbulkan oleh gaya (Fax ) yang
bekerja searah dengan sumbu pipa :
Gambar 2. 1 Axial Stress (Chamsudi, 2005)
2. Tegangan tekuk ( 𝜎𝑏 ) adalah tegangan yang ditimbulkan oleh momen ( M )
yang bekerja di ujung-ujung pipa. Dalam hal ini tegangan yang terjadi dapat
berupa tegangan tekuk tekan (tensile bending) atau tegangan tekuk tarik
(compression bending). Tegangan tekuk itu maksimum pada permukaan pipa
dan nol pada sumbu pipa, karena tegangan tersebut merupakan fungsi jarak
dari sumbu ke permukaan pipa.
3. Tegangan longitudinal tekan (𝜎𝐿𝑃 ) yaitu tegangan yang ditimbulkan oleh
gaya tekan internal (P) yang bekerja pada dinding pipa sumbu pipa searah
sumbu pipa (Gambar 2.2), dapat dilihat sebagai berikut :
Gambar 2. 2 Tegangan Longitudinal Pressure (Chamsudi, 2005)
8
2.5 Tegangan Sirkumferensial (Tangensial Stress)
Tegangan tangensial (𝜎𝑆𝐻 )ditimbulkan oleh tekanan internal yang bekerja
secara tangensial dan besarnya bervariasi tergantung pada tebal dinding pipa
(Chamsudi, 2005).
Gambar 2. 3 Tegangan Tangensial (Chamsudi, 2005)
2.6 Tegangan Radial (Radial Stress)
Tegangan ini dijelaskan pada gambar 2.4. besar tegangan ini bervariasi di
permukaan dalam pipa ke permukaan luarnya. Tekanan internal tegangan radial
maksimum ( 𝜎𝑚𝑎𝑥 ) terjadi pada permukaan dalam pipa dan tegangan minimum
𝜎𝑚𝑖𝑛 pada permukaan luarnya. Kedua tegangan ini berlawanan dengan tegangan
tekuk, sehingga tegangan radial dapat diabaikan.
Gambar 2. 4 Tegangan Radial (Chamsudi, 2005)
9
2.7 Analisa Statik
2.7.1 Metodologi Analisa Statik
Beban Statik (sustain, expansi, hydrostatic dan operating) pada dasarnya
adalah suatu beban yang disebabkan oleh pengaruh internal yakni tekanan,
temperatur dan berat material pipa serta semua komponen dalam sistem. Selain
dari itu beban statik dapat juga disebabkan oleh adanya beban external, yakni
gempa, thrust load dari relief valve, wind dan wave dan beban ultimate tanah bila
pipa berada dalam tanah (underground). Beban statik selain akibat beban ultimate
tanah sering disebut dengan beban ”static occational” atau lebih dikenal dengan
beban ”quasi dynamic”, dikatakan demikian karena beban dianggap seolah-olah
sebagai beban dynamic tetapi bukan fungsi waktu. Batasan tegangan actual yang
terjadi pada beban quasi dynamic tidak diperkenankan melebihi dari 1.33Sh
(Chamsudi, 2005).
2.7.2 Sustained Load
Sustained load adalah beban yang bekerja secara terus-menerus pada pipa.
Tegangan yang terjadi pada beban sustain merupakan hasil dari jumlah tegangan
longitudinal (SL) akibat tekanan, berat, dan beban sustain lain dengan tidak
melebihi dari Sh (SL<Sh). (Lazuardi et al., 2017)
2.7.3 Expansion Load
Expansion load merupakan beban yang diakibatkan karena adanya thermal
expansion (penjalaran termal) atau kombinasi displacement pada equipment
nozzle (Chamsudi, 2005).
2.7.4 Operating Load
Operating load adalah beban dan stress yang terjadi pada kondisi
operasional akibat kombinasi anatara sustain load dan ekspansion load. Namun
pada code B 31.3 tidak mengatur batasan nilai tegangan untuk kondisi operating.
(Pratama, 2004)
10
2.8 Tegangan Ijin (Allowable Stress)
2.8.1 Allowable Stress Sustained Load
𝑆𝐿 < 𝑆𝐻 (2.1)
Di mana :
SL = Tegangan longitudinal, psi
SH = Tegangan ijin pada temperatur maksimum dari suatu material, psi
(B31.3, 2016)
2.8.2 Allowable Stress Expansion Load
𝑆𝐸 < 𝑆𝐴 (2.2)
Di mana :
SE = Tegangan akibat ekspansion load, psi
SA = Allowable displacement stress range, psi
(B31.3, 2016)
2.8.3 Allowable Stress Operation Load
Pada kondisi operating standart B31.3 tidak mengatur, sehingga tidak ada
batasan stress pada kondisi ini. (Isma, 2017)
2.8.4 Allowable Stress Hyrostatic Test
Shyd < Syield (2.3)
Di mana :
Shyd = Stress akibat hydrostatic, psi
Syield = Strength material pada titik yield, psi
11
2.9 Flange Leakage Analysis
2.9.1 Flange
Flange merupakan sebuah komponen berbentuk seperti cincin yang
didesain sebagai alternative welding atau threading untuk sambungan pipa
dengan pipa ataupun pipa dengan komponen lainnya yang digunakan dalam
sistem perpipaan. Sambungan flange digunakan sebagai alternatif dari sambungan
pengelasan karena mudah dibongkar pasang untuk keperluan pengiriman,
inspeksi, maintenance dan penggantian. Flange merupakan komponen penting
untuk setiap sambungan sistem perpipaan. Kegunaan utama flange adalah untuk
sambungan fitting, valve, equipment, atau komponen lainnya yang terintegrasi
dengan sistem perpipaan (Parisher, 2002).
1. Rating Flange
Istilah rating digunakan pada flange dan valve, rating didefinisikan sebagai
tekanan maksimum yang diizinkan oleh pressure piping code pada temperatur
tertentu Di mana flange akan dioperasikan. Pressure rating juga disebut pound
rating yang dibagi menjadi tujuh kategori untuk forged steel flange, yaitu 150#,
300#, 400#, 600#, 900#, 1500# dan 2500# untuk cast iron memiliki pound rating
25#, 125#, 250#, dan 800#.
2. Flange Facing
Flange facing adalah bagian depan/permukaan dari flange, nozzle, atau
valve. Permukaan dari flange biasanya halus, hal ini bertujuan agar flange tidak
bocor ketika dua buah flange dan gasket di antaranya dibaut bersama.(Parisher,
2002).
- Raised Face
Flange dengan raised face merupakan tipe face flange yang sering
digunakan dan tersedia untuk semua class. Flange raised face mempunyai bagian
yang menonjol ke permukaan, permukaan flange akan naik 0.06 ini untuk class
150# dan 300#, sedangkan untuk class 400# ke atas permukaannya naik 0.25
in.(Parisher, 2002).
12
Gambar 2. 5 Flange Type Raised Face (Parisher, 2002)
3. Flange Type
Flange dikembangkan untuk berbagai keperluan dan aplikasi, sehingga
munculah variasi jenis flange. Setiap tipe flange memiliki karateristik sendiri dan
harus berhati-hati dalam pemilihan jenis flange sesuai dengan kondisi yang
dibutuhkan.(Parisher, 2002).
- Weld Neck Flange
Weldneck flange didesain untuk mengurangi high-stress concentrations di
bagian dasar flange dengan mentransfer stress ke lehernya. Weld neck flange
memiliki kekuatan dan ketahanan
Gambar 2. 6 Weld Neck Flange (Parisher, 2002)
13
terhadap dishing, weld neck dibuat dengan panjang dan meruncing.
Weldneck flange mempunyai bagian khusus yang menyerupai leher (neck),
penyambungannya dengan menggunakan butt welding dan digunakan
untuk aplikasi high pressure dan high temperatur.(Parisher, 2002).
2.9.2 Bolt dan Nuts
Bolt dan nuts merupakan komponen sistem perpipaan yang
digunakan untuk mengencangkan sambungan flange dengan flange, valve
dan equipment. Ada dua tipe baut (bolt) yaitu machine bolt (dengan kepala
baut) dan stut bolt (tanpa kepala baut). Bolt sebagai male atau dikenal
sebagai baut dan nuts sebagai female atau dikenal sebagai mur. Pemakaian
stud bolt lebih umum digunakan pada sistem perpipaan. Material yang
digunakan biasanya carbon steel, alloy steel maupun stainless
steel.(Parisher, 2002).
Gambar 2. 7 Stud dan Machine Bolt (Parisher, 2002)
2.9.3 Gasket
Gasket adalah komponen fitting material yang berfungsi mencegah
kebocoran yang terjadi pada sambungan antara flange, sehingga apabila
terjadi pemasangan flange yang kurang tepat dan terdapat celah, maka
kebocoran dapat ditahan oleh gasket. Pada kondisi tekanan yang tinggi
14
gasket yang digunakan terbuat dari bahan baja yang disisipkan di antara flange,
sehingga tegangan gesek relative kecil dan mencegah kebocoran. Jenis-jenis
gasket terbagi menjadi dua jenis berdasarkan bentuknya yaitu, ring gasket dan full
face gasket. Full face gasket digunakan untuk flange yang permukaannya rata (flat
flange), di mana dapat menutupi celah flange mulai dari inside diameter dan
outside diameter dimensi flange. Ring gasket bertujuan untuk menutup celah
antara flange dengan menutup celah dibagian inside diameter saja.(Prihatnadi &
Santoso, 2011)
Gambar 2. 8 Full Face Gasket (Parisher, 2002)
2.9.4 Gaya dan Momen pada Flange
Gaya merupakan kekuatan yang dapat membuat benda dalam keadaan
diam menjadi bergerak. Gaya biasa dilambangkan sebagai besaran yang
mempunyai arah dan disimbolkan dengan huruf (F). momen terjadi apabila gaya-
gaya yang bekerja mempunyai jarak tertentu dari titik lengannya dan besarnya
momen tersebut adalah gaya dikalikan dengan panjang lengannya, momen
disimbolkan dengan huruf (M). Besarnya gaya dan momen yang terjadi pada
flange merupakan akibat dari beban-beban operational sistem perpipaan seperti
tekanan dan temperatur yang terhubung ke flange. Gaya dan momen yang bekerja
pada flange memiliki arah-arah seperti yang ditunjuk pada Gambar 2.9.
15
Gambar 2. 9 Arah Gaya dan Momen pada Flange (Peng, 2009)
2.9.5 Allowable Stress pada Flange
Setiap perancangan sebuah sistem perpipaan selalu berhubungan dengan
pemilihan material pipa yang digunakan. Pemilihan material ini dipengaruhi oleh
working condition dan operating condition pada sistem perpipaan tersebut. Salah
satu hal terpenting dalam pemilihan material adalah mengetahui tingkat allowable
stress material. Allowable stress adalah nilai yang menunjukkan besar tegangan
yang diijinkan atau yang mampu diterima oleh sebuah material, baik oleh bending
stress, torsional stess, dan sebagainya. Jika nilai tegangan yang diterima material
lebih dari allowable stress maka material tersebut akan mengalami kegagalan
berupa deformasi, defleksi dan lain-lain. Dalam sebuah perancangan, allowable
stress material biasanya diambil pada daerah di bawah tegangan yield pada grafik
tegangan, begitu pula pada allowable stress yang ada pada code dan standard
(ASME, 2013). Allowable stress pada flange dalam perhitungan flange leakage
analysis adalah sebagai berikut:
1. Longitudinal hub stress
Nilai longitudinal hub stress tidak boleh melebihi 1.5 kali allowable stress
material flange, sesuai dengan ketentuan ASME Section VIII division 1 paragraf
2-8.(1).
SH ≤ 1,5 Sf (2.4)
Di mana :
16
SH = Longitudinal hub stress, psi
Sf = Allowable stress material flange, psi
2. Radial flange stress
Nilai radial flange stress tidak boleh melebihi allowable stress material flange,
sesuai dengan ketentuan ASME Section VIII division 1 paragraf 2-8.(2).
SR ≤ Sf (2.5)
Di mana :
SR = Radial flange stress, psi
Sf =Allowable stress material flange, psi
3. Tangensial flange stress
Nilai tangensial flange stress tidak boleh melebihi allowable stress material
flange, sesuai dengan ketentuan ASME Section VIII division 1 paragraf 2-8.(3).
ST ≤ Sf (2.6)
Di mana :
ST = Tangensial flange stress, psi
Sf = Allowable stress material flange, psi
4. Bolting Stress
Nilai bolting stress tidak boleh melebihi dua kali allowable stress material
bolt, sesuai dengan ketentuan ASME Section VIII division 2 paragraf 4-141.
BS ≤ 2 Sb (2.7)
Di mana:
BS = Bolting stress, psi
Sb = Allowable stress material bolt, psi
17
2.10 Pipe Span
Untuk menghindari defleksi pada pipa, maka diperlukan perhitungan jarak
maksimum antar penyangga pipa atau pipe span. Jarak tersebut didapat dari rumus
berikut (Chamsudi, 2005) :
L = √0.4𝑍𝑆ℎ
𝑤 Based on limitation of stress (2.8)
L = √∆𝐸𝐼
13.5 𝑤 Based on limitation of deflection (2.9)
Di mana :
L = Allowable pipe span (in)
Z = Section modullus (in3)
Sh = Allowable tensile stress pada temperatur tinggi (lb/in2)
w = Berat total pipa (lb/in)
E = Modulus elastisitas (lb/in2)
2.11 Penyangga / Pipe Support
Penyangga pipa dalam sistem perpipaan adalah sebuah alat yang berfungsi
untuk menjadi penahan atau penumpu pipa yang melintas dari suatu tempat ke
tempat yang lain. Sebuah support adalah sebuah komponen dari sistem perpipaan
yang menyalurkan beban yang bekerja pada pipa ke struktur penyangga (Prasetyo,
et al., 2017). Jenis-jenis support dapat dilihat pada gambar 2.10.
18
Gambar 2. 10 Jenis Support (MSS SP-69)
(Nayyar, 2015.) Jenis-jenis pipe support biasa digunakan antara lain:
1. Restraint : adalah sebutan bagi semua peralatan yang berfungsi untuk
mencegah, menahan atau membatasi pergerakan pipa.
2. Support : tujuan utamanya adalah menahan sebagian berat pipa termasuk
didalamya berat isi dan pengaruh sekelilingnya. Shoe merupakan salah satu
contoh jenis support yang menahan beban dan berat pipa
3. Guide : Jenis support yang berfungsi menahan pipa dari pergerakan arah
lateral. Guide biasanya dibuat dari beam material yang dipotong sesuai
dengan kebutuhan dan ukuran pipa.
4. Anchor : Jenis support ini menahan pipa sehingga tidak bisa bergerak ke
segala arah sumbu. Sehingga bisa berfungsi sebagai fix support yang mana
tidak bisa bergerak ke arah vertikal,arah lateral, maupun arah longitudinal.
5. Rigid : Jenis support ini berfungsi untuk menahan pipa satu arah, sesuai
arah pipa.
19
2.12 Peletakan Posisi Support
Peletakkan pipe support sangat tergantung pada ukuran diameter pipa,
layout pipa dan lokasi dari pada berat beban seperti valves dan speciality items,
serta tidak lupa tergantung dari kesediaan support pada struktur. Peletakan posisi
support pada sistem perpipaan diatur sebagai berikut :
1. Pipe support harus diletakkan sedekat mungkin dengan beban terpusat seperti
flange, valve dan equipment lainnya.
2. Peletakkan support disarankan menggunakan tabel allowable pipe span jika
ada perubahan searah horizontal pada pipa dan batasi sampai 75%. Hal ini
digunakan untuk menambah stabilitas dari sistem perpipaan dan mengurangi
eccentric loading. Peletakkan pipe support direkomendasikan untuk tidak
diletakkan di dekat elbow atau di dekat sambungan lasan pada pipa, karena
hal ini akan membuat elbow dan sambungan las menjadi stiff dan
fleksibilitasnya jadi berkurang.
3. Pipe support harus diletakkan sedekat mungkin dengan steel structure yang
sudah existing, sehingga dapat menghemat biaya. Beban penyangga pipa
dibagi menjadi 2 yatu beban statis dan beban dinamis (Smith & Laan, 1987).
Penyangga harus mampu menyangga harus mampu menahan keseluruhan
berat suatu sistem perpipaan, termasuk didalamnya berat pipa, insulasi, fluida
yang mengalir, dan komponen penyangga itu sendiri. Hal terpenting yang
perlu diperhatikan dalam mendesain pipe support antara lain :
a. Berat pipa dan perlengkapan seperti katup, bahan isolasi serta berat isi dari
pipa tersebut.
b. Jenis pipa dan jarak antara penggantung atau penumpu tergantung pada
jenis bahan pipa dan juga ukuran pipa, karena adanya perbedaan
kelenturan.
c. Penggantung atau penyangga pipa sebaliknya dapat mencegah perambatan
getaran. Penyangga pipa tersebut harus cukup kuat untuk menahan gaya-
gaya tumbukan akibat pukulan air dari dalam pipa (water hammer).
d. Ekspansi pipa pengantung atau penyangga pipa harus mampu menampung
adanya perubahan panjang pipa akibat perubahan temperatur pipa.
20
Jarak antar pipa dengan pipa dengan dinding atau permukaan lainnya harus
cukup lebar, karena hal tersebut memungkinkan untuk menggunaan alat-alat,
pemasangan isolas, pengecetan, pekerjaan perawatan dan perbaikan di sekitar
pipa. Defleksi pipa yang terjadi dapat dihindari dengan cara menyesuaikan posisi
pipe support.
2.13 Software CAESAR II
CAESAR II merupakan perangkat lunak yang digunakan untuk analisa
tegangan pipa yang tersedia sekarang dan pada umumnya menggunakan metode
kekakuan (PT. TIJARA PRATAMA, 2004).
Salah satu bagian yang sangat penting dalam menggunakan program
analisa elemen hingga adalah pemodelan kondisi batas, dalam hal ini analisa
tegangan pipa adalah piping restraint. Di bawah ini akan dibahas berbagai tipe
tumpuan pipa serta pemodelan pada CAESAR II dan arah derajat kebebasan yang
harus ditahan.
2.13.1 Pipeline Burried Modelling
(Kouretzis et al., 2015) Untuk pemodelan pipa di bawah tanah (buried
pipe/ underground), pertama kita pilih input – underground pada piping
spreadsheet dan kemudian akan tampilkan box seperti di bawah ini :
Gambar 2. 11 Input Underground
21
Masukkan soil model sesuai dengan data soil yang kita peroleh sebagai
berikut :
Gambar 2. 12 Input Data Soil
Masukkan soil model yang telah kita isi di atas kedalam box yang terlihat
di bawah ini.
Pada bagian yang berada di dalam tanah (buried) kita berikan soil model
dengan medel no 2 dan klik ”from end mesh dan to end mesh” yang artinya
buried berada di awal dan di akhir node tersebut.
Gambar 2. 13 Input Data Burried Pipe
22
Setelah kita isikan section yang ingin di buried pada box tersebut di atas,
maka selanjutnya klik “convert” dan akan ditampilkan box seperti di bawah ini. :
Gambar 2. 14 Input Data Covert
Pada spreadsheet akan terjadi perubahan setelah kita masukkan buried, di
mana pada bagian pipa yang mengalami buried akan memiliki nilai restraint yang
secara otomatis diberikan oleh CAESAR II seperti kita lihat box di bawah ini :
Gambar 2. 15 Renstrain Otomatis pada Burried Pipe
23
2.13.2 Restraint
Salah satu bagian yang sangat penting dalam menggunakan program
analisa elemen hingga adalah pemodelan kondisi batas, dalam hal ini analisa
tegangan pipa adalah piping restraint. Di bawah ini akan dibahas berbagai tipe
tumpuan pipa serta pemodelan pada CAESAR II dan arah derajat kebebasan yang
harus ditahan.
1. Anchor (ANC)
Merupakan tumpuan Di mana seluruh derajat kebebasan (X, Y, Z, RX, RY,
RZ) sepenuhnya ditahan.
2. X, Y, Z
Merupakan translational restraint didua arah.
3. +X, +Y, +Z
Merupakan translational restraint Di mana restraint hanya dapat memberi
gaya reaksi diarah positif sumbu.
4. –X, -Y, -Z
Merupakan translational restraint Di mana hanya dapat memberi gaya reaksi
diarah negatif sumbu.
5. RX, RY, RZ
Merupakan rotational restraint didua arah.
6. +RX, +RY, +RZ
Merupakan rotational restraint Di mana restraint hanya dapat memberi
momen reaksi diarah positif sumbu.
7. –RX, -RY, -RZ
Merupakan rotational restraint Di mana restraint hanya dapat memberi
momen reaksi diarah negatif sumbu.
8. Guide
Merupakan translational restraint didua arah hanya pada arah lateral.
24
BAB 3
METODOLOGI PENELITIAN
25
BAB 3
METODOLOGI PENELITIAN
3.1 Diagram Alir Penelitian
start
Identifikasi Masalah dan Penetapan Tujuan
Study Literatur Study Lapangan
Pengumpulan Data
Pemodelan Menggunakan
Software II
Data Primer
Data Sekunder
Tahap Identifikasi
Tahap Tinjauan Pustaka
Tahap Pengumpulan Data
Flange Leakage Calculation Menggunakan Software Caesar II
A
Analisa terhadap Hydrostatic load, sustain load, expansion load &
Operation load
Analisa Displacement pipa akibat soil
settlement
Gambar 3. 1 Diagram Alir
26
Redesain support
in accordance with the allowable ASME B31.3 code
Kesimpulan & saran
selesai
Tahap Analisa & Kesimpulan
Tahap Pengolahan Data
NO
Perhitungan allowable maximum pipe span
A
YES
Analisa terhadap Hydrostatic load, sustain load, expansion load &
Operation load
Flange Leakage Calculation Menggunakan Software Caesar II
Apakah Flange aman? (longitudinal hub stress, radial flange stress dan
bolting stress) (ASME PVPC Sec VIII Div 1)
Input Data Flange Leakage- Axial Force
- Bending Moment
Gambar 3. 2 Lanjutan Diagram Alir Penelitian
27
3.1.1 Tahap Identifikasi
Pada tahap ini dilakukan identifikasi beberapa permasalahan yang
didapatkan pada saat melakukan pengamatan dan pemikiran sehingga bisa
dilakukan sebuah penelitian. Pada tahap ini juga dilakukan penetapan tujuan
tentang apa yang ingin dicapai dan manfaatnya bagi pihak terkait serta bagi
penelitian selanjutnya. Tahap-tahap ini merupakan dasar tentang apa yang
dilakukan pada saat penelitian.
Pada penelitian ini diangkat permasalahan mengenai pipe stress analysis,
analisa leakage flange dan redesign support akibat adanya penurunan tanah
menggunakan software CAESAR II.
3.1.2 Tahap Tinjauan Pustaka
Pada tahap ini terdapat dua tahapan, yaitu studi lapangan dan studi
literatur. Berikut adalah penjelasan dari tahap tersebut :
1. Studi lapangan
Pada tahap ini dilakukan pengamatan secara tidak langsung terhadap
kondisi aktual di lapangan. Pengamatan tersebut dengan melihat data report
engineer yang melakukan inspeksi disana berupa foto, gambar 2D, pipe
property, isometri, GA drawing dan site measurement survey report (Bukit
Tua ORF due to soil settlement).
2. Studi literatur
Pada tahap ini dilakukan pengumpulan teori-teori yang berhubungan
dengan penelitian ini yang nantinya akan digunakan sebagai acuan dalam
penelitian ini dalam penelitian ini teori-teori yang diangkat adalah teori yang
berhubungan dengan pipe stress analysis.
3.1.3 Tahap Pengumpulan Data
Tahap pengumpulan data merupakan tahap untuk pengumpulan data yang
berhubungan dengan permasalahan yang didapat. Data yang didapat berupa data
primer data sekunder. Adapun penjelasan dari tahapan ini adalah sebagai berikut:
28
1. Data Primer
Pada penelitian ini tidak terdapat data primer.
2. Data Sekunder
Data sekunder berupa data spesifikasi teknis yang diteliti, meliputi isometri,
general arrangement, design parameter berupa parameter design and
operation report integrity assessment of ORF due to soil settlement.
3.1.4 Tahap Pengolahan Data
Pada tahap ini merupakan tindak lanjut dari pengumpulan data yang telah
dilakukan sebelumnya, tahap ini antara lain:
1. Pemodelan pipa (akibat settlement)
2. Analisa gaya angkat (lift up) pipa akibat soil settlement
3. Analisa kebocoran pada flange menggunakan CAESAR II
4. Perhitungan allowable maximum pipe span
5. Analisa pemilihan tipe support menggunakan CAESAR II
6. Analisa tegangan pada pipa menggunakan CAESAR II
3.1.5 Tahap Analisa Kesimpulan
Pada tahap ini merupakan tahap akhir dalam penelitian. Tahap untuk
pengambilan kesimpulan dari analisa dan pengolahan data yang telah dilakukan.
Pada tahap ini juga memberikan saran untuk penelitian selanjutnya dengan
lingkup penelitian yang lebih luas.
3.2 Jadwal Penelitian
3.2.1 Waktu dan Tempat Penelitian
1. Waktu
Pengerjaan tugas akhir ini diawali dengan pengumpulan data. Selanjutnya
pengajuan pengajuan proposal tugas akhir dilaksanakan pada akhir semester 7
dan lanjutannya dilaksanakan pada semester 8 dengan sekitar waktu 4 bulan.
2. Tempat Penelitian
Pekerjaan tugas akhir ini dilakukan di Politeknik Perkapalan Negeri
Surabaya (PPNS).
29
3.2.2 Peralatan
Beberapa peralatan yang digunakan, sebagai berikut :
1. Laptop (hardware)
2. Printer (hardware)
3. Microsoft Office 2016 (software)
4. Pipedata Pro (software)
5. CAESAR II 7.00 (software)
30
(Halaman ini sengaja dikosongkan)
BAB 4
ANALISA DAN PEMBAHASAN
31
BAB 4
ANALISA DATA DAN PEMBAHASAN
4.1 Data Sheet
Data yang diperlukan dalam pengerjaan ini didapat dari data sheet project
integrity assessment of Bukit Tua ORF due to soil settlement. Data yang
diperlukan dalam penelitian tugas akhir ini meliputi data design dan operating
spesifikasi pipa pada tabel 4.1 dan data geotechnical dan soil pada Tabel 4.2.
Tabel 4. 1 Data Operasi dan Spesifikasi Pipa
Description Satuan Nilai
Outside Diameter NPS (DN) 10" (250)
Wall Thickness Sch 40
Material Grade A333 Gr 6
Design Pressure Barg (psig) 46.5 (674.4)
Operating Pressure Barg (psig) 25 (363)
Design Temperatur C 65.5
Operating Temperatur C 28-29
Hydrotest Pressure Barg (psig) 71.9 (1043)
Corrotion Allowance mm 3
Fluida Density Min kg/m3 28.31
Max kg/m3 30.89
Tabel 4. 2 Data Geotechnical dan Soil
Description Unit Value
Soil Friction Coefficient 0.344
Soil Density Kn/m3 (kg/m3) 14 (1427.6)
Friction Angel deg 19
32
4.2 Isometri Sistem Perpipaan
Berikut ini adalah isometri sistem perpipaan yang dianalisa tegangannya.
Jalur perpipaan ini memiliki diameter 10” dengan design temperatur sebesar 65.5
oC, dengan sebagian pipa ada yang berada di atas tanah (above ground) dan di
bawah tanah (underground) dalam penyalurannya menuju perusahaan pembangkit
listrik. Karena adanya masalah soil settlement sehingga perlu adanya perhitungan
dan simulasi yang tepat, antara lain perhitungan peletakan support, tegangan pipa
yang berpengaruh penting dalam keberhasilan sistem perpipaan dan analisa
kebocoran flange. Berikut adalah sebagian gambar isometri ditunjukan pada
Gambar 4.1. Untuk lebih jelas dan lengkap gambar isometri dan GA drawing
terlampir pada lampiran (B).
Gambar 4. 1 Isometri Sistem Perpipaan
4.3 Tegangan Ijin
Pipa
Nilai tegangan ijin yang digunakan sebagai acuan adalah nilai tegangan
ijin berdasarkan desain temperatur. Nilai untuk kondisi sustained load nilai
33
tegangan ijin terdapat pada ASME B31.3 tabel A-1 yang ditunjukkan pada Tabel
4.3.
Tabel 4. 3 Basic Allowable Stress
Material spek no Grade
Allowable stress pada temperatur (F) dalam Ksi
100 200 300
A333 6 20 20 20
Jadi tegangan ijin untuk kondisi sustained load berdasarkan tabel 4.3 pada
temperatur 65.5 oC (149.9 oF) adalah Sh = 20000 psi. sesuai dengan tabel 4.4,
untuk beban akibat ekspansion load nilai tegangan ijin material dilakukan dengan
menggunakan software CAESAR II maka nilai tegangan ijin untuk beban akibat
ekspansion load dihitung oleh software tersebut sebesar 41671.6 psi. untuk
kondisi hydrostatic test nilai ijin material terdapat pada ASME B31.3 tabel A-1
yakni Syield. Sehingga nilai tegangan ijin untuk kondisi hydrostatic test adalah
35000 psi. Untuk kondisi operating tidak ada batasan tegangan ijin pada ASME
B31.3. Sehingga nilai tegangan ijin untuk kondisi operating adalah 0,00 psi.
Detail hasil allowable material pipa pada lampiran (C).
Tabel 4. 4 Nilai Tegangan Izin untuk Sustained Load, Ekspansion Load, Hydrostatic Test dan
Operating Load
Sh , psi Sa , psi Shyd , psi Sope , psi
20000 41671.6 35000 0,00
Flange
Nilai tegangan izin pada flange diatur oleh code ASME Sec.VIII Div.1.
Untuk batasan tegangan dengan temperatur 65.5 oC (149.9 oF) pada material
flange SA 350 LF2 adalah 22000 psi dan material bolt SA 320 LF7 adalah 25000
psi. Dengan persamaan 2.4, 2.5, 2.6 dan 2.7 dapat ditentukan allowable stress
pada longitudinal hub stress (SH), radial flange stresss (SR), tangential flange stress
(ST), dan bolting stress (BS). Berikut adalah nilai dari masing-masing allowable
34
stress untuk flange ditunjukkan pada tabel 4.5. Detail hasil allowable material
flange dan bolting pada lampiran (C).
Tabel 4. 5 Nilai Tegangan Izin untuk Longitudinal Hub Stress, Radial Flange Stress, Tangential
Flange Stress, dan Bolting Stress
Longitudinal Hub Stress (SH), psi
Radial Flange Stress (SR), psi
Tangential Flange Stress (ST), psi
Bolting Stress (BS), psi
33000 22000 22000 50000
4.4 Pemodelan Sistem Perpipaan
Pemodelan sistem perpipaan dilakukan dengan menggunakan software
CAESAR II 2014. Pemodelan pada sistem perpipaan yang dianalisa harus
memiliki nilai tegangan karena sustain load, expansion load, hydrostatic test, dan
operating dengan mengacu pada allowable stress yang telah diatur dalam code
B31.3. Pemodelan sistem perpipaan menggunakan software CAESAR II dapat
dilihat pada Gambar 4.2.
Gambar 4. 2 Pemodelan Sistem Perpipaan dengan CAESAR II
4.5 Maximum Allowable Pipe Span
Dengan mengasumsikan sebagai simply supported beam maka persamaan
yang digunakan berdasarkan limitation of stress dan limitation of deflection
35
mengacu pada persamaan (2.8) dan persamaan (2.9). Data operasi dan material
pipa ditunjukkan pada Tabel 4.6.
Tabel 4. 6 Data Operasi dan Material Pipa
Pipe Span
ID 10.02 inch
OD 10.75 inch
ρ pipa 0.283 lb/inch³
ρ fuida 0.0011 lb/inch³
Z 29.9 inch³
Sh 20000 psi
E 29500000 psi
∆ 0.625 inch
I 161 inch⁴
1. Menghitung massa pipa dan fluida ( diameter 10” )
Berat Pipa = 𝜋
4 𝑥 (𝑂𝐷2 − 𝐼𝐷2) 𝑥 𝜌𝑝𝑖𝑝𝑎
= 𝜋
4 𝑥 (10.75 − 10.02)2 𝑥 0.283
= 3.368 lb/inch
= 40.420 lb/ft
Berat Fluida = 𝜋
4 𝑥 (𝐼𝐷)2 𝑥 𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑎
= 𝜋
4 𝑥 (10.02)2 𝑥 0.028
= 0.087 lb/inch
= 1.040 lb/ft
Berat Equipment (Valve)
= 1760.4 lb/ft
Berat Total = 40.420 + 1.040 + 1760.4
= 1801.860 lb/ft
Untuk perhitungan maximum allowable pipe span dibutuhkan beberapa
data seperti yang ditunjukkan pada Tabel 4.7.
36
Tabel 4. 7 Data Perhitungan Pipe Span
DATA PERHITUNGAN PIPE SPAN
No Parameter Nilai Satuan
1
Pipa 10"
Berat Pipa 40.420 lb/ft
Berat Fluida 1.040 lb/ft
Berat Total 1801.860 lb/ft
Modulus of Section 29.900 inch³
Momen Inersia 161 inch⁴
1. Menghitung maximum allowable pipe span ( diameter 10” )
Limitation of Stress L = √0.33 𝑥 𝑍 𝑥 𝑆ℎ
𝑤
= √0.33 𝑥 29.900 𝑥 20000
1801.860
= 10.465 ft
Limitation of Deflection L = √∆ 𝑥 𝐸 𝑥 𝐼
22.5 𝑥 𝑤
4
= √0.625 𝑥 29500000 𝑥 161
22.5 𝑥 1801.860
4
= 16.450 ft
Dari hasil perhitungan menggunakan persamaan (2.8) dan persamaan (2.9)
didapatkan nilai allowable maximum pipe span. Tabel 4.8 menunjukkan hasil
perhitungan yang telah dilakukan.
Tabel 4. 8 Hasil Perhitungan Maximum Pipe Span
HASIL PERHITUNGAN MAXIMUM ALLOWABLE PIPE SPAN
No Parameter Nilai Satuan Nilai Satuan
1
Pipa 10"
Limitation of Stress 10.465 ft 3189.789 mm
Limitation of Deflection 16.450 ft 5013.846 mm
37
Berdasarkan hasil perhitungan di atas, akan diambil nilai yang terkecil
sebagai acuan maximum allowable pipe span. Pipa diameter 10” memiliki nilai
terkecil pada perhitungan allowable pipe span berdasarkan limitation of stress
sebesar 10.465 ft (3189.789 mm). Dari hasil perhitungan allowable span tersebut
dapat disimpulkan bahwa jarak span untuk perpipaaan yang dianalisa masih di
bawah batas allowable yaitu sebesar 2606 mm. Detail gambar isometri dapat
dilihat pada lampiran (B).
4.6 Analisa Displacement pada Support
Berikut adalah nilai dari displacement pada support pada kondisi operasi
akibat dari adanya penurunan tanah dengan menggunakan operating case di
CAESAR II karena untuk mengetahui displacement maksimum yang terjadi pada
support. Detail hasil running software pada lampiran (F).
Tabel 4. 9 Hasil Displacement Akibat dari Penurunan Tanah
Case 1 Without Hold Down (Depth Soil Settlement 16.22 cm)
LOAD CASE PIPE SUPORT Displacement
DX (mm)
DY (mm)
DZ (mm)
W+D2+T2+P2+H (2) At Operating
Condition
1060/PS-006 -38 1.048 32.007
1070/PS-004 -38.469 0.707 85.671
1080/PS-003 -38.761 0.32 104.902
1130/PS-002 -38.924 0.098 104.346
1230/PS-001 -39.441 0.448 0
1270/PS-005 -39.182 0.265 18.672
Case 1 Without Hold Down (Depth Soil Settlement 12 cm)
LOAD CASE PIPE SUPORT Displacement
DX (mm)
DY (mm)
DZ (mm)
W+D2+T2+P2+H (2) At Operating
Condition
1060/PS-006 -27.674 0.128 22.237
1070/PS-004 -28.086 -0.533 60.624
1080/PS-003 -28.343 -0.903 74.817
1130/PS-002 -28.494 -0.987 74.879
1230/PS-001 -28.963 0.339 0
1270/PS-005 -28.554 -0.141 15.182
Case 1 Without Hold Down (Depth Soil Settlement 8 cm)
LOAD CASE PIPE SUPORT
Displacement
DX (mm)
DY (mm)
DZ (mm)
W+D2+T2+P2+H (2) At Operating
1060/PS-006 -17.506 -0.141 13.003
1070/PS-004 -17.863 -0.505 36.995
38
Condition 1080/PS-003 -18.084 -0.656 46.449
1130/PS-002 -18.224 -0.642 47.103
1230/PS-001 -18.647 0.317 0
1270/PS-005 -18.343 0.1 7.153
Case 1 Without Hold Down (Depth Soil Settlement 4 cm)
LOAD CASE PIPE SUPORT
Displacement
DX (mm)
DY (mm)
DZ (mm)
W+D2+T2+P2+H (2) At Operating
Condition
1060/PS-006 -4.414 0.608 4.122
1070/PS-004 -4.746 0.262 14.314
1080/PS-003 -4.953 -0.044 19.265
1130/PS-002 -5.087 -0.194 20.544
1230/PS-001 -5.491 0.108 0
1270/PS-005 -5.248 0.615 3.335
Dari tabel 4.9 hasil analisa displacement di atas didapat nilai gap / lift up
tertinggi pada penurunan tanah 16,22 cm sebesar 104.902 mm berada pada
support PS003, penurunan tanah 12 cm sebesar 74.879 mm berada pada support
PS002, penurunan tanah 8 cm sebesar 47.103 mm berada pada support PS002 dan
penurunan tanah 4 cm sebesar 20,544 mm berada pada support PS002 hal ini
dikarenakan tegangan pada operasi, support dan juga pengaruh soil settlement.
4.7 Proses Validasi
Proses validasi adalah proses pencocokan nilai perhitungan dari hasil
runningan software CAESAR dengan nilai pengukuran atau permasalahan yang
terjadi pada lapangan. Tujuan dari validasi ini untuk memastikan bahwa inputan
pada software sudah benar. Pada proses validasi ini dilakukan dengan cara
melakukan trial dan error sehingga nantinya mendapatkan hasil yang sesuai atau
mendekati permasalahan yang ada di lapangan, pembuktian dengan perbedaan
variasi kedalaman penurunan tanah yaitu 16,22 cm, 12 cm dan 8 cm dan 4cm.
Penurunan tanah sebesar 4cm adalah yang paling mendekati bentuk existing di
lapangan. Kemudian simulasi akan dilakukan dengan mengimputkan nilai
displacement sebesar 4 cm dan selanjutnya dilakukan langkah preventif untuk
menangani permasalahan yang terjadi saat ini agar tidak terjadi kerusakan. Hasil
lift up / gap pipa akibat penurunan tanah dapat dilihat pada tabel 4.10 dan 4.11.
Detail hasil running software pada lampiran (F).
39
Tabel 4. 10 Hasil Lift Up / Gap Akibat dari Penurunan Tanah
SUMMARY LIFT UP FOR CASE WITHOUT HOLD DOWN
DEPTH (CM) LIFT UP VALUE SUMMARY (mm)
PS-001 PS-002 PS-003 PS-004
16.22 0 104.346 104.902 85.671
12 0 74.879 74.817 60.624
8 0 47.103 46.449 36.995
4 0 20.544 19.265 14.314
Tabel 4. 11 Hasil Lift Up / Gap akibat dari penurunan tanah kedalaman 4 cm
Node Software Existing Selisih Deviasi (%) Kriteria
PS-001 0 0 0 0 Accepted
PS-002 20.544 20 0.544 2.72 Accepted
PS-003 19.265 20 0.735 3.675 Accepted
PS-004 14.314 15 0.686 4.573 Accepted
4.8 Pembagian Segmen pada Sistem Perpipaan
Berdasarkan desain existing penentuan segment dilakukan berdasarkan cut
length, fittings, dan letak support. Penentuan segment digunakan untuk pemodelan
pada software CAESAR II Di mana nantinya akan mengetahui titik beban dan
stress yang terjadi pada setiap node. Pada line BTF-CTP-PI-DW-005 Terbagi
menjadi beberapa segmen yang ditunjukkan pada Tabel 4.12 dan gambar 4.3
Tabel 4. 12 Pembagian Segmen Tiap Node
NO. SEGMEN NODE
1 S1 1010-1060
2 S2 1060-1070
3 S3 1070-1140
4 S4 1170-1200
5 S5 1230-1240
6 S6 1240-20000
7 S7 1190-1260
8 S8 1260-1320
40
Gambar 4. 3 Pembagian Segmen Tiap Node
4.9 Analisa Tegangan
Setelah pemodelan dilakukan dengan menggunakan software CAESAR II,
didapatkannya hasil yang sama dengan permasalahan yang ada di lapangan yaitu
dengan mengimputkan displacement sebesar 4 cm. Untuk mencegah kerusakan
pada sistem perpipaan akibat soil settlement dilakukan 3 analisa dengan kondisi
atau case yang berbeda, yaitu :
1. Case yang pertama adalah without hold down (kedalaman penurunan tanah
4cm) case ini adalah kondisi existing saat ini Di mana bentuk support shoe dan
guide. Detail gambar dapat dilihat pada lampiran (D)
2. Case yang kedua adalah with hold down (kedalaman penurunan tanah 4cm),
akibat dari kondisi pipa yang mengalami lift up maka penggantian dan
pemilihan hold down guide pada support PS002 & PS004 dilakukan. Detail
gambar dapat dilihat pada lampiran (D)
3. Case yang ketiga adalah redesign adjusted pipe support (kedalaman penurunan
tanah 4cm) yaitu dengan menurunkan support pada PS001 & PS005 dan
mengganti support dengan tipe adjusted pipe support. Detail gambar dapat
dilihat pada lampiran (D)
41
Dari 3 case tersebut kemudian menganalisa tegangan akibat sustained
load, expansion load, operating load dan hydrostatic test. Nilai dari analisa
menggunakan software CAESAR II 2014 harus memenuhi standar yang diijinkan
sasuai ASME B31.3. Berikut ini merupakan hasil perbandingan nilai tegangan
dengan case 1 without hold down (depth 4cm), case 2 with hold down (depth
4cm), dan Case 3 redesign adjusted pipe support (depth 4cm). Detail hasil
running software pada lampiran (D).
4.9.1 Analisa Tegangan Akibat Sustained Load
Sustained load adalah beban yang bekerja secara terus menerus terhadap
sistem perpipaan. Tabel 4.13, 4.14, 4.15 merupakan nilai tegangan akibat
sustained load pada case 1 without hold down (depth 4 cm), case 2 with hold
down (depth 4 cm) dan adjusted pipe support PS001 & PS005 (depth 4 cm).
Tabel 4. 13 Hasil Nilai Tegangan Akibat Sustained Load Case 1
Tabel 4. 14 Hasil Nilai Tegangan Akibat Sustained Load Case 2
Code Stress Allowable Stress Ratio
(psi) (psi) (%)
1 S1 1010-1060 3887.3 20000 19.4 Accept
2 S2 1060-1070 3888.1 20000 19.4 Accept
3 S3 1070-1140 5243.3 20000 26.2 Accept
4 S4 1140-1200 5166 20000 25.8 Accept
5 S5 1200-1240 4455.3 20000 22.3 Accept
6 S6 1240-20000 3753.7 20000 18.8 Accept
7 S7 1190-1260 3956.2 20000 19.8 Accept
8 S8 1260-1350 4138.7 20000 20.7 Accept
No Segment Node Acceptance
Report Value Stress Due Sustained Load in CAESAR II Existing Condition
Code Stress Allowable Stress Ratio
(psi) (psi) (%)
1 S1 1010-1060 3887.3 20000 19.4 Accept
2 S2 1060-1070 3888.1 20000 19.4 Accept
3 S3 1070-1140 5245.3 20000 26.2 Accept
4 S4 1140-1200 5166 20000 25.8 Accept
5 S5 1200-1240 4455.3 20000 22.3 Accept
6 S6 1240-20000 3753.7 20000 18.8 Accept
7 S7 1190-1260 3956.2 20000 19.8 Accept
8 S8 1260-1350 4138.7 20000 20.7 Accept
Report Value Stress Due Sustained Load in CAESAR II With Holddown Condition
No Segment Node Acceptance
42
Tabel 4. 15 Hasil Nilai Tegangan Akibat Sustained Load Case 3
Gambar 4. 4 Grafik Tegangan Akibat Sustained Load Tiap Segmen (Posisi Segmen Dapat Dilihat
pada Gambar 4.3)
Pada case 1 without hold down / existing (depth 4 cm) dan case 2 with
hold down (depth 4 cm) memiliki nilai yang sama dan nilai tertinggi terletak di
segmen 3 yakni 5243.3 psi dan pada case 3 adjusted pipe support PS001 & PS005
(depth 4 cm) nilai tertinggi terletak di segmen 4 yakni 8349.3 psi. Perbedaan nilai
tegangan tersebut diakibatkan oleh type dan desain support yang berbeda. Pada
case 1 & 2 memiliki tinggi support yang sama sedangkan pada case 3 terjadi
redesign cutting pada pipe support PS001 & PS005, Sehingga pembebanan pipa
tidak merata. Berat pipa akan mempengaruhi nilai tegangan longitudinal akibat
Code Stress Allowable Stress Ratio
(psi) (psi) (%)
1 S1 1010-1060 3963.7 20000 19.8 Accept
2 S2 1060-1070 3745.7 20000 18.7 Accept
3 S3 1070-1140 7421.1 20000 37.1 Accept
4 S4 1140-1200 8349.3 20000 41.7 Accept
5 S5 1200-1240 5656 20000 28.3 Accept
6 S6 1240-20000 4115.4 20000 20.6 Accept
7 S7 1190-1260 5699.4 20000 28.5 Accept
8 S8 1260-1350 8405.6 20000 42.0 Accept
Report Value Stress Due Sustained Load in CAESAR II Adjusted Pipe Support Condition
No Segment Node Acceptance
0
5000
10000
15000
20000
25000
1 2 3 4 5 6 7 8
TE
GA
NG
AN
(P
SI)
SEGMEN
REPORT VALUE STRESS DUE SUSTAINED LOAD IN CAESAR
Allowable Stress
Existing
With Holddown
Adjusted Support
43
bending momen yang merupakan fungsi dari berat penampang pipa, panjang dan
section modulus.
Dari hasil analisa tegangan desain akibat sustained load pada case 1
without hold down (depth 4 cm), case 2 with hold down (depth 4 cm) dan case 3
adjusted pipe support PS001 & PS005 (depth 4 cm) memiliki nilai di bawah
allowable stress yang diijinkan sesuai ASME B31.3. Jadi nilai tegangan akibat
sustained load pada ketiga case dapat dikatakan aman dan dapat diterima.
4.9.2 Analisa Tegangan Akibat Expansion Load
Ekspansion load adalah beban yang ditimbulkan akibat ditahannya
ekspansi atau kontraksi suatu pipa yang mengalami pemuaian atau pengerutan
akibat temperatur fluida yang mengalir didalamnya. Pada tabel 4.16, 4.17, 4.18
didapatkan nilai tegangan akibat ekspansion load pada case 1 without hold down /
existing (depth 4 cm), case 2 with hold down (depth 4 cm) dan adjusted pipe
support PS001 & PS005 (depth 4 cm).
Tabel 4. 16 Hasil Nilai Tegangan Akibat Expansion Load Case 1
Code Stress Allowable Stress Ratio
(psi) (psi) (%)
1 S1 1010-1060 7487.5 41671.6 18.0 Accept
2 S2 1060-1070 5400.3 41671.6 13.0 Accept
3 S3 1070-1140 12453.1 41671.6 29.9 Accept
4 S4 1140-1200 60584.5 41671.6 145.4 Fail
5 S5 1200-1240 37912.7 41671.6 91.0 Accept
6 S6 1240-20000 22373.3 41671.6 53.7 Accept
7 S7 1190-1260 4925.9 41671.6 11.8 Accept
8 S8 1260-1350 1152.7 41671.6 2.8 Accept
No Segment Node Acceptance
Report Value Stress Due Expansion Load in CAESAR II Existing Condition
44
Tabel 4. 17 Hasil Nilai Tegangan Akibat Expansion Load Case 2
Tabel 4. 18 Hasil Nilai Tegangan Akibat Expansion Load Case 3
Gambar 4. 5 Grafik Tegangan Akibat Expansion Load Tiap Segmen (Posisi Segmen
Dapat Dilihat pada Gambar 4.3)
Code Stress Allowable Stress Ratio
(psi) (psi) (%)
1 S1 1010-1060 890.3 41671.6 2.1 Accept
2 S2 1060-1070 1052.9 41671.6 2.5 Accept
3 S3 1070-1140 35299.7 41671.6 84.7 Accept
4 S4 1140-1200 42979.9 41671.6 103.1 Fail
5 S5 1200-1240 65878.4 41671.6 158.1 Fail
6 S6 1240-20000 23886.9 41671.6 57.3 Accept
7 S7 1190-1260 3875.7 41671.6 9.3 Accept
8 S8 1260-1350 1000.4 41671.6 2.4 Accept
Report Value Stress Due Expansion Load in CAESAR II With Holddown Condition
No Segment Node Acceptance
Code Stress Allowable Stress Ratio
(psi) (psi) (%)
1 S1 1010-1060 4596.8 41671.6 11.0 Accept
2 S2 1060-1070 5413.3 41671.6 13.0 Accept
3 S3 1070-1140 12667.5 41671.6 30.4 Accept
4 S4 1140-1200 26697 41671.6 64.1 Accept
5 S5 1200-1240 17507.9 41671.6 42.0 Accept
6 S6 1240-20000 7950 41671.6 19.1 Accept
7 S7 1190-1260 11136.1 41671.6 26.7 Accept
8 S8 1260-1350 6232.6 41671.6 15.0 Accept
Report Value Stress Due Expansion Load in CAESAR II Adjusted Support Condition
No Segment Node Acceptance
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
1 2 3 4 5 6 7 8
TE
GA
NG
AN
(P
SI)
SEGMEN
REPORT VALUE STRESS DUE EXPANSION LOAD IN CAESAR II
Allowable Stress
Existing
With Holddown
Adjusted Support
45
Pada gambar 4.5 diketahui case 1 without hold down (depth 4 cm) nilai
tertinggi terletak di segmen 4 yakni 60584.5 psi dan case 2 with hold down (depth
4 cm) nilai tertinggi terletak di segmen 5 yakni 65878 psi dan pada case 3
adjusted pipe support PS001 & PS005 (depth 4 cm) nilai tertinggi terletak di
segmen 4 yakni 26697 psi. Perbedaan nilai tegangan tersebut diakibatkan oleh
type dan desain support. Pada case 1 & 3 memiliki tegangan tertinggi pada
segmen 4 yaitu dengan tipe support without hold down sehingga pada saat pipa
berekspansi beban terpusat pada tee. Pada case 2 memiliki tegangan tertinggi pada
segmen 5 karena support tidak sesuai menyebabkan pipa tidak bisa ber-expansi
dengan leluasa. Berdasarkan kondisi tersebut nilai beban ekspansi yang besar bisa
terjadi karena hasil akumulasi beban thermal segmen pipa lain diteruskan menuju
segmen yang tipe supportnya membatasi pergerakan ke arah axial pipa.
Dari hasil analisa tegangan desain akibat expansion load pada case 1
without hold down (depth 4 cm) dan case 2 with hold down (depth 4 cm) memiliki
code stress yang berada di atas allowable stress sedangkan pada case 3 adjusted
pipe support PS001 & PS005 (depth 4 cm) memiliki nilai di bawah allowable
stress yang diijinkan sesuai ASME B31.3. Jadi nilai tegangan akibat expansion
load pada case 1 &2 dapat dikatakan tidak aman sedangkan nilai tegangan pada
case 3 aman dan dapat diterima.
4.9.3 Analisa Tegangan Akibat Hydrostatic
Hydrostatic test adalah tes tekan terhadap suatu jaringan pipa yang ditekan
berdasarkan acuan waktu dan tekanan tertentu. Tekanan yang digunakan 1,5 x
tekanan desain yakni 674.4 psi. Tabel 4.19, 4.20, 4.21 merupakan nilai tegangan
akibat hydrostatic test pada case case 1 without hold down (depth 4 cm), case 2
with hold down (depth 4 cm) dan adjusted pipe support PS001 & PS005 (depth 4
cm).
46
Tabel 4. 19 Hasil Nilai Tegangan Akibat Hydrostatic Test Case 1
Tabel 4. 20 Hasil Nilai Tegangan Akibat Hydrostatic Test Case 2
Tabel 4. 21 Hasil Nilai Tegangan Akibat Hydrostatic Test Case 3
Code Stress Allowable Stress Ratio
(psi) (psi) (%)
1 S1 1010-1060 7149 35000 20.4 Accept
2 S2 1060-1070 7149.7 35000 20.4 Accept
3 S3 1070-1140 8302.1 35000 23.7 Accept
4 S4 1140-1200 8424.1 35000 24.1 Accept
5 S5 1200-1240 7735.4 35000 22.1 Accept
6 S6 1240-20000 7001 35000 20.0 Accept
7 S7 1190-1260 7234.9 35000 20.7 Accept
8 S8 1260-1350 7269.2 35000 20.8 Accept
Report Value Stress Due Hydrostatic Load in CAESAR II Existing Condition
No Segment Node Acceptance
Code Stress Allowable Stress Ratio
(psi) (psi) (%)
1 S1 1010-1060 7149 35000 20.4 Accept
2 S2 1060-1070 7149.7 35000 20.4 Accept
3 S3 1070-1140 8302.1 35000 23.7 Accept
4 S4 1140-1200 8424.1 35000 24.1 Accept
5 S5 1200-1240 7735.4 35000 22.1 Accept
6 S6 1240-20000 7001 35000 20.0 Accept
7 S7 1190-1260 7234.9 35000 20.7 Accept
8 S8 1260-1350 7269.2 35000 20.8 Accept
Report Value Stress Due Hydrostatic Load in CAESAR II With Holddown Condition
No Segment Node Acceptance
Code Stress Allowable Stress Ratio
(psi) (psi) (%)
1 S1 1010-1060 7030 35000 20.1 Accept
2 S2 1060-1070 6999.8 35000 20.0 Accept
3 S3 1070-1140 10291.9 35000 29.4 Accept
4 S4 1140-1200 10849.4 35000 31.0 Accept
5 S5 1200-1240 8530.5 35000 24.4 Accept
6 S6 1240-20000 7265.9 35000 20.8 Accept
7 S7 1190-1260 8568 35000 24.5 Accept
8 S8 1260-1350 10288.1 35000 29.4 Accept
No Segment Node Acceptance
Report Value Stress Due Hydrostatic Load in CAESAR II Adjusted Pipe Support Condition
47
Gambar 4. 6 Grafik Tegangan Akibat Hydrostatic Load Tiap Segmen (Posisi Segmen Dapat
Dilihat pada Gambar 4.3)
Pada case 1 without hold down (depth 4 cm), case 2 with hold down (depth
4 cm) dan case 3 adjusted pipe support PS001 & PS005 (depth 4 cm) nilai
tertinggi terletak di segmen 4 yakni 8424.1 psi, 8424.1 psi dan 10849.4. hal
tersebut terjadi karena terdapat tee pada area tersebut, sehingga terjadi
pembebanan terpusat. Case 3 memiliki nilai tegangan lebih tinggi dari pada case 1
dan 2. Hal tersebut diakibatkan perbedaan desain support yang menyebabkan
perbedaan pembebanan. Sehingga support berpengaruh untuk menahan pipa berat
air yang ditekan dalam hydrostatic test.
Dari hasil analisa tegangan desain akibat hydrostatic load pada case 1
without hold down (depth 4 cm), case 2 with hold down (depth 4 cm) dan adjusted
pipe support PS001 & PS005 (depth 4 cm) memiliki nilai di bawah allowable
stress yang diijinkan sesuai ASME B31.3. Jadi nilai tegangan akibat hydrostatic
load pada ketiga case dapat dikatakan aman dan dapat diterima.
4.9.4 Analisa Tegangan Akibat Operating Load
Stress yang terjadi akibat beban kombinasi antara sustain load dan
ekspansion load Di mana biasanya terjadi pada kondisi operasional. Tabel 4.22,
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
1 2 3 4 5 6 7 8
TE
GA
NG
AN
(P
SI)
SEGMEN
REPORT VALUE STRESS DUE HYDROSTATIC TEST IN CAESAR II
Allowable Stress
Existing
With Holddown
Adjusted Support
48
4.23, 4.24 merupakan nilai tegangan akibat operating load pada case case 1
without hold down (depth 4 cm), case 2 with hold down (depth 4 cm) dan adjusted
pipe support PS001 & PS005 (depth 4 cm).
Tabel 4. 22 Hasil Nilai Tegangan Akibat Operating Load Case 1
Tabel 4. 23 Hasil Nilai Tegangan Akibat Operating Load Case 2
Tabel 4. 24 Hasil Nilai Tegangan Akibat Operating Load Case 3
Code Stress Allowable Stress Ratio
(psi) (psi) (%)
1 S1 1010-1060 9938.6 0 0.0 Accept
2 S2 1060-1070 7674.6 0 0.0 Accept
3 S3 1070-1140 15684.9 0 0.0 Accept
4 S4 1140-1200 60604.3 0 0.0 Accept
5 S5 1200-1240 40858.5 0 0.0 Accept
6 S6 1240-20000 24827.4 0 0.0 Accept
7 S7 1190-1260 7389 0 0.0 Accept
8 S8 1260-1350 4289.1 0 0.0 Accept
No Segment Node Acceptance
Report Value Stress Due Operating Load in CAESAR II Existing Condition
Code Stress Allowable Stress Ratio
(psi) (psi) (%)
1 S1 1010-1060 3605.6 0 0.0 Accept
2 S2 1060-1070 3624.1 0 0.0 Accept
3 S3 1070-1140 36613.3 0 0.0 Accept
4 S4 1140-1200 45247.2 0 0.0 Accept
5 S5 1200-1240 68823.4 0 0.0 Accept
6 S6 1240-20000 26340.9 0 0.0 Accept
7 S7 1190-1260 7087.5 0 0.0 Accept
8 S8 1260-1350 4212.8 0 0.0 Accept
Report Value Stress Due Operating Load in CAESAR II With Holddown Condition
No Segment Node Acceptance
Code Stress Allowable Stress Ratio
(psi) (psi) (%)
1 S1 1010-1060 7109.3 0 0.0 Accept
2 S2 1060-1070 7924.9 0 0.0 Accept
3 S3 1070-1140 17640.3 0 0.0 Accept
4 S4 1140-1200 25047.8 0 0.0 Accept
5 S5 1200-1240 19532.9 0 0.0 Accept
6 S6 1240-20000 10147.3 0 0.0 Accept
7 S7 1190-1260 10714.6 0 0.0 Accept
8 S8 1260-1350 11242.6 0 0.0 Accept
Report Value Stress Due Operating Load in CAESAR II Adjusted Pipe Support Condition
No Segment Node Acceptance
49
Gambar 4. 7 Grafik Tegangan Akibat Operating Load Tiap Segmen (Posisi Segmen Dapat Dilihat
pada Gambar 4.3)
Pada case 1 without hold down (depth 4 cm) dan case 3 adjusted pipe
support PS001 & PS005 (depth 4 cm) nilai tertinggi terletak di segmen 4 yaitu
60604.3 psi, 25047.8 psi, sedangkan case 2 with hold down (depth 4 cm) nilai
tertinggi terletak di segmen 5 yaitu 68823.4 psi. Hal tersebut terjadi karena
perbedaan tipe dan desain support yang digunakan berbeda-beda.
Dari hasil analisa tegangan akibat operating load pada case 1 without hold
down (depth 4 cm), case 2 with hold down (depth 4 cm) dan case 3 adjusted pipe
support PS001 & PS005 (depth 4 cm) memiliki nilai aman karena pada code
B31.3 tidak mengatur allowable stress pada kondisi operasi. Pada case 3
memiliki nilai tegangan yang lebih kecil dari case 1 & case 2. Hal ini diakibatkan
karena adanya redesign dari pipe support PS001 & PS005 yaitu dengan
diturunkannya support tersebut sebesar -26 mm dan -10 mm. sehingga support
berpengaruh untuk menahan pipa dari adanya berat fluida (natural gas) yang
mengalir dan penurunan tanah pada kondisi operasi. Berat pipa akan
mempengaruhi nilai tegangan longitudinal akibat momen bending yang
merupakan fungsi dari berat penampang pipa, panjang dan section modulus.
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
1 2 3 4 5 6 7 8
TE
GA
NG
AN
(P
SI)
SEGMEN
REPORT VALUE STRESS DUE OPERATING LOAD IN CAESAR II
Existing
With Holddown
Adjusted Support
50
4.10 Analisa Flange Leakage
Untuk melakukan analisa flange leakage pada sistem perpipaan M/RS
dengan menggunakan software CAESAR II dapat diawali dengan mengetahui
data material pipa flange (Tabel 4.25) data spesifikasi bolt dan gasket (Tabel 4.26
dan 4.27).
Tabel 4. 25 Data Spesifikasi Flange
Parameters nilai satuan Referensi
Flange Class 300 # Process Data
Flange Grade 1.1 Process Data
Flange Outside Diameter (A) 17.5 in
Press (CTRL + F) Give Flange Size Flange Inside Diameter (B) 10.02 in
Flange Thickness 1.81 in
Flange Face OD or Lapit cnt 12.75 in R from Tabel 4 ASME B16.5
Flange Face ID or Lapit cnt ID 10.02 in Must be equal to pipe ID
Small End Hub Thickness (g0) 0.37 in Equal to pipe thk
Large End Hub Thickness (g1) 1.3 in (hub diameter - Flange ID)/2
Hub Length (h) 1.3 in Y-tf
Y 4.56 in
Tabel 16 ASME B16.5 Tf 1.88 in
Hub Diameter 12.62 in
Tabel 4. 26 Data Spesifikasi Bolt dan Gasket
Input Nilai Satuan Referensi
Bolt Circle Diameter 15.25 in comes Automaticcally from CAESAR II depending upon
Flange rating and size Number of Bolt 16
Bolt Diameter 1 in
Bolt Initial Tightening Stress calculation by CAESAR II
Gasket Outer Diameter 12.5 in Pipe data pro/ ASME B16.5
Gasket Inner Diameter 11.31 in
Uncompressed Gasket Thickness 0.13 in Pipe data pro
Leak Pressure Ratio (m) 3 Press (shift + ?)take value depending on type of gasket Gasket Seating Stress (y) 10000 psi
Nubbin Width only for 1C, 1D, 2 and 6
Facing Sketch 2 Tabel CAESAR Input to Spiral Wound Facing Column 2
51
Tabel 4. 27 Data Spesifikasi Bolt dan Gasket
Input Nilai Satuan Referensi
Flange Material A350 proses data
Bolt Material A350
Design Temperatur 149.9 F Flange Allowable @Design
Temperatur 22000 psi Comes Automatically from CAESAR II Flange Allowable @Ambient
Temperatur 22000 psi
Flange Modulus of Elasticity @design 13200000 psi Comes Automatically from
CAESAR II Flange Modulus of Elasticity @Ambient 13400000 psi
Bolt Allowable @Design Temperatur 25000 Comes Automatically from
CAESAR II Bolt Allowable @Ambient Temperatur 25000
Flange Allowable Stress Multiplier 1 Gunakan 1,00
Bolt Allowable Stress Multiplier (VIII DIV 2) 2 Gunakan 2,00
4.11 Menentukan Nilai Axial Force dan Bending Moment Pada sambungan
Flange
Axial force adalah nilai gaya axial (gaya yang searah dengan sumbu pipa)
yang terjadi pada sambungan flange akibat adanya tekanan dan temperatur kerja
sistem perpipaan (flange) dengan satuan N. Bending moment adalah resultan
momen yang terjadi pada sambungan flange dengan satuan lb. tabel 4.28, 4.29,
4.30 merupakan hasil dari perhitungan nilai axial force dan bending moment pada
kondisi operasi dan desain dengan penurunan tanah sebesar without hold down
(4cm), with hold down (4cm) dan adjusted pipe support (4cm) menggunakan
software CAESAR II. Detail hasil running software pada lampiran (E).
52
Tabel 4. 28 Nilai Axial Force dan Bending Moment Menggunakan Software CAESAR II pada
Case Without Hold down (4cm)
Tabel 4. 29 Nilai Axial Force dan Bending Moment Menggunakan Software CAESAR II pada
Case Without Hold down (4cm)
Tabel 4. 30 Nilai Axial Force dan Bending Moment menggunakan Software CAESAR II pada
Case Without Hold down (4cm)
AXIAL FORCE BENDING MOMENT
N N.m
1 FL-001 (1210-1220) 27007 88040
2 FL-002 (1150-1160) 28102 33665
3 FL-003 (1100-1110) 28102 19652
4 FL-004 (1030-1040) 28102 10649
5 FL-005 (14872) 28102 11485
1 FL-001 (1210-1220) 49214 119228
2 FL-002 (1150-1160) 48339 53915
3 FL-003 (1100-1110) 48339 35832
4 FL-004 (1030-1040) 48339 18115
5 FL-005 (14872) 48339 22713
CASE 1 WITHOUT HOLDDOWN (DEPTH SOIL SETTLEMENT 4 CM)
W+D1+T1+P1+H (2)
At Design Condition
W+D3+T3+P3+H (4)
At Operating
Condition
NO. LOAD CASE (NO)FLANGE NUMBER (NODE)
FLANGE P-EQUIVALENT METHODE AT FLANGE NUMBER
AXIAL FORCE BENDING MOMENT
N N.m
1 FL-001 (1210-1220) 154 142215
2 FL-002 (1150-1160) 1211 62223
3 FL-003 (1100-1110) 31414 61329
4 FL-004 (1030-1040) 50057 1364
5 FL-005 (14872) 50057 2547
1 FL-001 (1210-1220) 93735 202194
2 FL-002 (1150-1160) 92929 89944
3 FL-003 (1100-1110) 49502 88686
4 FL-004 (1030-1040) 22919 108
5 FL-005 (14872) 22919 112
W+D1+T1+P1+H (2)
At Design Condition
W+D3+T3+P3+H (4)
At Operating
Condition
CASE 2 WITH HOLDDOWN (DEPTH SOIL SETTLEMENT 4 CM)
NO. LOAD CASE (NO)
FLANGE P-EQUIVALENT METHODE AT FLANGE NUMBER
FLANGE NUMBER (NODE)
AXIAL FORCE BENDING MOMENT
N N.m
1 FL-001 (1210-1220) 43379 12463
2 FL-002 (1150-1160) 46060 29054
3 FL-003 (1100-1110) 52799 29010
4 FL-004 (1030-1040) 52799 5992
5 FL-005 (14872) 52799 7588
1 FL-001 (1210-1220) 19328 6187
2 FL-002 (1150-1160) 15506 44814
3 FL-003 (1100-1110) 5322 46117
4 FL-004 (1030-1040) 5322 9556
5 FL-005 (14872) 5322 14422
CASE 3 ADJUSTED PIPE SUPPORT PS-001 AND PS-005 (DEPTH SOIL SETTLEMENT 4 CM)CASE 1 WITHOUT
W+D3+T3+P3+H (4) At
Operating Condition
NO. LOAD CASE (NO)
FLANGE P-EQUIVALENT METHODE AT FLANGE NUMBER
FLANGE NUMBER
(NODE)
W+D1+T1+P1+H (2) At
Design Condition
53
4.12 Perhitungan Nilai Flange Stress Menggunakan Software CAESAR II
Perhitungan flange leakage analysis digunakan untuk mengetahui besar
nilai stress yang terjadi pada sambungan flange. Stress yang terjadi pada
sambungan flange yaitu longitudinal hub stress, radial flange stress, tangensial
flange stress dan bolting stress. Perhitungan flange leakage analysis ini dilakukan
menggunakan software CAESAR II. Nilai flange yang dihitung yakni pada
kondisi operating. Analisa flange menggunakan software CAESAR II dapat
dilihat pada Gambar 4.8. Detail hasil running software pada lampiran (E).
Gambar 4. 8 Analisa Flange Leakage dengan CAESAR II
1. Nilai Longitudinal Hub Stress
Pada tabel 4.31, 4.32, 4.33 didapatkan nilai longitudinal hub stress dari
case 1 without hold down (4cm), case 2 with hold down (4cm), dan Case 3
redesign adjusted pipe support (4cm) :
Tabel 4. 31 Hasil Nilai Longitudinal Hub Stress Case 1
CASE 1 WITHOUT HOLD DOWN/EXISTING (DEPTH SOIL SETTLEMENT 4 cm)
NO. Stress of Flange
STRESS VALUE
FLANGE NUMBER
OPERATING ALLOWABLE RATIO PASS/FAIL
psi psi %
1 Longitudinal FL-001 47440 33000 143.8 Fail
54
2 Hub Stress FL-002 27834 33000 84.3 PASS
3 FL-003 22406 33000 67.9 PASS
4 FL-004 17066 33000 51.7 PASS
5 FL-005 18464 33000 56.0 PASS
Tabel 4. 32 Hasil Nilai Longitudinal Hub Stress Case 2
CASE 2 WITH HOLD DOWN (DEPTH SOIL SETTLEMENT 4 cm)
NO. Stress of Flange
STRESS VALUE
FLANGE NUMBER
OPERATING ALLOWABLE RATIO PASS/FAIL
psi psi %
1
Longitudinal Hub Stress
FL-001 73366 33000 222.3 Fail
2 FL-002 39346 33000 119.2 Fail
3 FL-003 38408 33000 116.4 Fail
4 FL-004 11133 33000 33.7 PASS
5 FL-005 11146 33000 33.8 PASS
Tabel 4. 33 Hasil Nilai Longitudinal Hub Stress Case 3
CASE 3 ADJUSTED PIPE SUPPORT (DEPTH SOIL SETTLEMENT 4 cm)
NO. Stress of Flange
STRESS VALUE
FLANGE NUMBER
OPERATING ALLOWABLE RATIO PASS/FAIL
psi psi %
1
Longitudinal Hub Stress
FL-001 9095 33000 27.6 PASS
2 FL-002 20605 33000 62.4 PASS
3 FL-003 20764 33000 62.9 PASS
4 FL-004 9785 33000 29.7 PASS
5 FL-005 11258 33000 34.1 PASS
55
Gambar 4. 9 Grafik Nilai Longitudinal Hub Stress Tiap Flange (Posisi Flange Dapat Dilihat pada
Gambar 4.8)
Gambar 4.9 merupakan grafik perbandingan nilai longitudinal hub stress
flange pada case 1, 2 dan 3. Dengan menggunakan perhitungan software
CAESAR II dengan code ASME VIII sebagai tegangan ijin. Pada case 1 memiliki
nilai longitudinal hub stress tertinggi berada pada flange nomor 1 sebesar 47440
psi dengan allowable stress 33000 psi artinya flange pada case 1 tidak aman, pada
case 2 memiliki nilai longitudinal hub stress tertinggi berada pada flange nomor 1
sebesar 73366 psi dengan allowable stress 33000 psi artinya flange pada case 2
tidak aman sedangkan pada case 3 memiliki nilai longitudinal hub stress tertinggi
berada pada flange nomor 3 sebesar psi dengan allowable stress 33000 psi
artinya flange pada case 3 aman. Hal tersebut terjadi karena pada case 1 & 2
memiliki nilai axial force dan bending moment tinggi yaitu (49214 N dan 119228
N.m), (93735 N dan 202194 N.m), sedangkan pada case 3 memiliki nilai axial
force dan bending moment tinggi yaitu (5322 N dan 46117 N.m).
Sehingga besarnya nilai longitudinal hub stress dipengaruhi oleh nilai total
flange moment (Mo). Nilai total flange moment (Mo) sendiri sangat dipengaruhi
oleh axial farce (Fax) dan bending moment (Mb) yang terjadi pada sambungan
flange sebagai pressure equivalent (Peq), Di mana semakin besar nilai pressure
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
1 2 3 4 5
TE
GA
NG
AN
(P
SI)
SEGMEN
REPORT VALUE FLANGE LEAKAGE LONGITUDINAL STRESS
Allowable Stress
Existing
With Holddown
Adjusted Support
56
equivalent (Peq) maka semakin besar pula nilai dari total flange moment (Mo)
dengan dimensi flange yang sama.
2. Nilai Radial Flange Stress
Pada tabel 4.34, 4.35, 4.36 didapatkan nilai radial flange stress dari desain
case 1,2 &3 pada kondisi operating.
Tabel 4. 34 Hasil Nilai Radial Flange Stress Case 1
CASE 1 WITHOUT HOLD DOWN/EXISTING (DEPTH SOIL SETTLEMENT 4 cm)
NO.
Stress of Flange
STRESS VALUE
FLANGE NUMBER
OPERATING ALLOWABLE RATIO PASS/FAIL
psi psi %
1
Radial Flange Stress
FL-001 43076 22000 195.8 Fail
2 FL-002 25274 22000 114.9 Fail
3 FL-003 20345 22000 92.5 PASS
4 FL-004 15496 22000 70.4 PASS
5 FL-005 16766 22000 76.2 PASS
Tabel 4. 35 Hasil Nilai Radial Flange Stress Case 2
CASE 2 WITH HOLD DOWN (DEPTH SOIL SETTLEMENT 4 cm)
NO. Stress of Flange
STRESS VALUE
FLANGE NUMBER
OPERATING ALLOWABLE RATIO PASS/FAIL
psi psi %
1
Radial Flange Stress
FL-001 66618 22000 302.8 Fail
2 FL-002 35727 22000 162.4 Fail
3 FL-003 34875 22000 158.5 Fail
4 FL-004 10109 22000 45.9 PASS
5 FL-005 10121 22000 46.0 PASS
Tabel 4. 36 Hasil Nilai Radial Flange Stress Case 3
CASE 3 ADJUSTED PIPE SUPPORT (DEPTH SOIL SETTLEMENT 4 cm)
NO. Stress of Flange
STRESS VALUE
FLANGE NUMBER
OPERATING ALLOWABLE RATIO PASS/FAIL
psi psi %
1
Radial Flange Stress
FL-001 8259 22000 37.5 PASS
2 FL-002 18709 22000 85.0 PASS
3 FL-003 18854 22000 85.7 PASS
4 FL-004 8885 22000 40.4 PASS
5 FL-005 10222 22000 46.5 PASS
57
Gambar 4. 10 Grafik Nilai Radial Stress Tiap Flange (Posisi Flange Dapat Dilihat pada Gambar
4.8)
Gambar 4.10 merupakan grafik perbandingan nilai radial flange stress
pada case 1, 2 dan 3. Dengan menggunakan perhitungan software CAESAR II
dengan code ASME VIII sebagai tegangan ijin. Pada case 1 memiliki nilai radial
flange stress tertinggi berada pada flange nomor 1 sebesar 43076 psi dengan
allowable stress 22000 psi artinya flange pada case 1 tidak aman, pada case 2
memiliki nilai radial flange stress tertinggi berada pada flange nomor 1 sebesar
66618 psi dengan allowable stress 22000 psi artinya flange pada case 2 tidak
aman sedangkan pada case 3 memiliki nilai radial flange stress tertinggi berada
pada flange nomor 3 sebesar 66618 psi dengan allowable stress 22000 psi artinya
flange pada case 3 aman. Hal tersebut terjadi karena pada case 1 & 2 memiliki
nilai axial force dan bending moment tinggi yaitu yaitu (49214 N dan 119228
N.m), (93735 N dan 202194 N.m), sedangkan pada case 3 memiliki nilai axial
force dan bending moment tinggi yaitu (5322 N dan 46117 N.m).
Sehingga besarnya nilai longitudinal hub stress dipengaruhi oleh nilai total
flange moment (Mo). Nilai total flange moment (Mo) sendiri sangat dipengaruhi
oleh axial farce (Fax) dan bending moment (Mb) yang terjadi pada sambungan
flange sebagai pressure equivalent (Peq), Di mana semakin besar nilai pressure
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
1 2 3 4 5
TE
GA
NG
AN
(P
SI)
SEGMEN
REPORT VALUE FLANGE LEAKAGE RADIAL STRESS
Allowable Stress
Existing
With Holddown
Adjusted Support
58
equivalent (Peq) maka semakin besar pula nilai dari total flange moment (Mo)
dengan dimensi flange yang sama. Pada case 1 & 2 flange tidak aman karena di
atas batasan aman atau melebihi allowable stress sedangkan case 3 flange
dinyatakan aman karena masih berada dalam batasan aman atau tidak melebihi
allowable stress material flange sebesar 22000 psi.
3. Nilai Tangensial Flange Stress
Pada tabel 4.37, 4.38, 4.39 didapatkan nilai tangensial flange stress dari
case 1, 2 dan 3 pada kondisi operating.
Tabel 4. 37 Hasil Nilai Tangensial Flange Stress Case 1
CASE 1 WITHOUT HOLD DOWN/EXISTING (DEPTH SOIL SETTLEMENT 4 cm)
NO. Stress of Flange
STRESS VALUE
FLANGE NUMBER
OPERATING ALLOWABLE RATIO PASS/FAIL
psi psi %
1
Tangensial Flange Stress
FL-001 25712 22000 116.9 Fail
2 FL-002 15086 22000 68.6 PASS
3 FL-003 12144 22000 55.2 PASS
4 FL-004 9250 22000 42.0 PASS
5 FL-005 10007 22000 45.5 PASS
Tabel 4. 38 Hasil Nilai Tangensial Flange Stress Case 2
CASE 2 WITH HOLD DOWN (DEPTH SOIL SETTLEMENT 4 cm)
NO. Stress of Flange
STRESS VALUE
FLANGE NUMBER
OPERATING ALLOWABLE RATIO PASS/FAIL
psi psi %
1
Tangensial Flange Stress
FL-001 39765 22000 180.7 Fail
2 FL-002 21326 22000 96.9 PASS
3 FL-003 20817 22000 94.6 PASS
4 FL-004 6034 22000 27.4 PASS
5 FL-005 6041 22000 27.5 PASS
59
Tabel 4. 39 Hasil Nilai Tangensial Flange Stress Case 3
CASE 3 ADJUSTED PIPE SUPPORT (DEPTH SOIL SETTLEMENT 4 cm)
NO. Stress of Flange
STRESS VALUE
FLANGE NUMBER
OPERATING ALLOWABLE RATIO PASS/FAIL
psi psi %
1
Tangensial Flange Stress
FL-001 4930 22000 22.4 PASS
2 FL-002 11168 22000 50.8 PASS
3 FL-003 11254 22000 51.2 PASS
4 FL-004 5303 22000 24.1 PASS
5 FL-005 6102 22000 27.7 PASS
Gambar 4. 11 Grafik Nilai Tangensial Stress Tiap Flange (Posisi Flange Dapat Dilihat pada
Gambar 4.8)
Gambar 4.11 merupakan grafik perbandingan nilai tangential flange stress
pada case 1, 2 dan 3. Dengan menggunakan perhitungan software CAESAR II
dengan code ASME VIII sebagai tegangan ijin. Pada case 1 memiliki nilai
tangential flange stress tertinggi berada pada flange nomor 1 sebesar 25712 psi
dengan allowable stress 22000 psi artinya flange pada case 1 tidak aman, pada
case 2 memiliki nilai tangential flange stress tertinggi berada pada flange nomor 1
sebesar 39765 psi dengan allowable stress 22000 psi artinya flange pada case 2
tidak aman sedangkan pada case 3 memiliki nilai tangential flange stress tertinggi
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
1 2 3 4 5
TE
GA
NG
AN
(P
SI)
SEGMEN
REPORT VALUE FLANGE LEAKAGE TANGENSIAL STRESS
Allowable Stress
Existing
With Holddown
Adjusted Support
60
berada pada flange nomor 3 sebesar 11254 psi dengan allowable stress 22000 psi
artinya flange pada case 3 aman. Hal tersebut terjadi karena pada case 1 & 2
memiliki nilai axial force dan bending moment tinggi yaitu yaitu (49214 N dan
119228 N.m), (93735 N dan 202194 N.m), sedangkan pada case 3 memiliki nilai
axial force dan bending moment tinggi yaitu (5322 N dan 46117 N.m).
Sehingga besarnya nilai longitudinal hub stress dipengaruhi oleh nilai total
flange moment (Mo). Nilai total flange moment (Mo) sendiri sangat dipengaruhi
oleh axial farce (Fax) dan bending moment (Mb) yang terjadi pada sambungan
flange sebagai pressure equivalent (Peq), Di mana semakin besar nilai pressure
equivalent (Peq) maka semakin besar pula nilai dari total flange moment (Mo)
dengan dimensi flange yang sama. Pada case 1 & 2 flange tidak aman karena di
atas batasan aman atau melebihi allowable stress sedangkan case 3 Flange
dinyatakan aman karena masih berada dalam batasan aman atau tidak melebihi
allowable stress material flange sebesar 22000 psi.
4. Nilai Bolting Stress
Pada tabel 4.40, 4.41, 4.42 didapatkan nilai bolting stress dari case 1,2 dan
3 pada kondisi operating.
Tabel 4. 40 Hasil Nilai Bolting Stress Case 1
CASE 1 WITHOUT HOLD DOWN/EXISTING (DEPTH SOIL SETTLEMENT 4 cm)
NO. Stress of Flange
STRESS VALUE
FLANGE NUMBER
OPERATING ALLOWABLE RATIO PASS/FAIL
psi psi %
1
Bolting Stress
FL-001 54508 50000 109.0 Fail
2 FL-002 32617 50000 65.2 PASS
3 FL-003 26556 50000 53.1 PASS
4 FL-004 20593 50000 41.2 PASS
5 FL-005 22154 50000 44.3 PASS
61
Tabel 4. 41 Hasil Nilai Bolting Stress Case 2
CASE 2 WITH HOLD DOWN (DEPTH SOIL SETTLEMENT 4 cm)
NO. Stress of Flange
STRESS VALUE
FLANGE NUMBER
OPERATING ALLOWABLE RATIO PASS/FAIL
psi psi %
1
Bolting Stress
FL-001 83457 50000 166.9 Fail
2 FL-002 45471 50000 90.9 PASS
3 FL-003 44424 50000 88.8 PASS
4 FL-004 13968 50000 27.9 PASS
5 FL-005 13983 50000 28.0 PASS
Tabel 4. 42 Hasil Nilai Bolting Stress Case 3
CASE 3 ADJUSTED PIPE SUPPORT (DEPTH SOIL SETTLEMENT 4 cm)
NO. Stress of Flange
STRESS VALUE
FLANGE NUMBER
OPERATING ALLOWABLE RATIO PASS/FAIL
psi psi %
1
Bolting Stress
FL-001 11148 50000 22.3 PASS
2 FL-002 23999 50000 48.0 PASS
3 FL-003 24177 50000 48.4 PASS
4 FL-004 11918 50000 23.8 PASS
5 FL-005 13562 50000 27.1 PASS
Gambar 4. 12 Grafik Nilai Bolting Stress Tiap Flange (Posisi Flange Dapat Dilihat pada Gambar
4.8)
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
1 2 3 4 5
TE
GA
NG
AN
(P
SI)
SEGMEN
REPORT VALUE FLANGE LEAKAGE BOLTING STRESS
Allowable Stress
Existing
With Holddown
Adjusted Support
62
Gambar 4.12 merupakan grafik perbandingan nilai bolting stress pada case
1, 2 dan 3. Dengan menggunakan perhitungan software CAESAR II dengan code
ASME VIII sebagai tegangan ijin. Pada case 1 memiliki nilai bolting stress
tertinggi berada pada flange nomor 1 sebesar 54508 psi dengan allowable stress
50000 psi artinya flange pada case 1 tidak aman, pada case 2 memiliki nilai
bolting stress tertinggi berada pada flange nomor 1 sebesar 83457 psi dengan
allowable stress 50000 psi artinya flange pada case 2 tidak aman sedangkan pada
case 3 memiliki nilai bolting stress tertinggi berada pada flange nomor 3 sebesar
24177 psi dengan allowable stress 50000 psi artinya flange pada case 3 aman. Hal
tersebut terjadi karena pada case 1 & 2 memiliki nilai axial force dan bending
moment tinggi yaitu yaitu (49214 N dan 119228 N.m), (93735 N dan 202194
N.m), sedangkan pada case 3 memiliki nilai axial force dan bending moment
tinggi yaitu (5322 N dan 46117 N.m).
Sehingga besarnya nilai bolting stress dipengaruhi oleh nilai total flange
moment (Mo). Nilai total flange moment (Mo) sendiri sangat dipengaruhi oleh
axial farce (Fax) dan bending moment (Mb) yang terjadi pada sambungan flange
sebagai pressure equivalent (Peq), Di mana semakin besar nilai pressure
equivalent (Peq) maka semakin besar pula nilai dari total flange moment (Mo)
dengan dimensi flange yang sama. Pada case 1 & 2 Flange tidak aman karena di
atas batasan aman atau melebihi allowable stress sedangkan case 3 flange
dinyatakan aman karena masih berada dalam batasan aman atau tidak melebihi
allowable stress material flange sebesar 50000 psi.
4.13 Support
Support pada desain perpipaan yang dianalisa memiliki arah gaya yang
berbeda-beda, case 1 without hold down (4cm), case 2 with hold down (4cm), dan
Case 3 adjusted pipe support (4cm). Pada Tabel 4.43, 4.44, 4.45 adalah arah gaya
pada support dengan case 1,2 & 3.
63
Tabel 4. 43 Arah Gaya Support pada Case 1
Tabel 4. 44 Arah Gaya Support pada Case 2
Tabel 4. 45 Arah Gaya Support pada Case 3
Dari semua analisa yang dilakukan didapatkan dan dipilih case 3 yaitu
karena mempunyai nilai tegangan pipa dan flange yang masih aman atau di bawah
allowable yang disyaratkan. Redesign pada support yaitu dengan menurunkan
support PS-001 & PS-005 sebesar (-26 mm dan -10 mm) dan mengganti dengan
type adjustabel pipe support untuk mengatasi masalah akibat penurunan tanah.
Gambar 4.13 adalah contoh adjustabel pipe support pada standar MSS SP.
No node Arah Gaya
1 1060 Rigid +Z ; Y
2 1070 Rigid +Z
3 1080 Rigid +Z
4 1130 Rigid +Z
5 1230 Rigid +Z ; Y
6 1270 Rigid +Z
Case 1 without Holddown 4 cm)
No node Arah Gaya
1 1060 Rigid +Z
2 1070 Rigid Z
3 1080 Rigid +Z
4 1130 Rigid Z
5 1230 Rigid +Z
6 1270 Rigid +Z
Case 2 with Holddown 4 cm)
No node Arah Gaya
1 1060 Rigid +Z ; Y
2 1070 Rigid +Z
3 1080 Rigid +Z
4 1130 Rigid +Z
5 1230 Rigid +Z
6 1270 Rigid +Z
Case 3 Adjusted Pipe Support 4 cm)
64
Gambar 4. 13 Adjustabel Pipe Support
BAB 5
KESIMPULAN DAN SARAN
65
BAB 5
KESIMPULAN DAN SARAN
5.1 Kesimpulan
Hasil dari pembahasan dan analisa yang telah dilakukan pada bab 4 untuk
menjawab tujuan dari tugas akhir ini dapat diambil kesimpulan sebagai berikut :
1. Pada penelitian mengenai penurunan tanah di area onshore receiving
facility tersebut diketahui akan terjadi penurunan tanah sebesar 16,22 cm
selama 35 tahun, Dari hasil yang diperoleh pada penginputan displacement
tanah sebesar 4cm adalah yang mendekati hasil di lapangan saat ini,
dengan hasil gap / lifp up antara pipa dan support yaitu PS-001 (0 mm),
PS-002 (20.544 mm), PS-003 (19.265 mm) dan PS-004 (14.314 mm).
2. Hasil dari flange leakage check pada tekanan dan temperatur operasi
sebagai berikut :
a. Case 1 existing (Without hold down depth 4 cm)
Analisa flange check , nilai tegangan tertinggi untuk longitudinal hub
stress, radial flange Stress, dan tangensial flange stress melebihi dari
allowable yang disyaratkan yaitu (47440 psi, 43076 psi, dan 25712
psi) dengan allowable (33000 psi, 22000 psi dan 22000 psi) dan nilai
tegangan untuk bolting stress sebesar 22154 psi dengan allowable
50000 psi, Sehingga flange dikatakan tidak aman.
b. Case 2 (With hold down depth 4 cm)
Analisa flange check , nilai tegangan tertinggi untuk longitudinal hub
stress, radial flange Stress, tangensial flange stress, dan bolting stress
melebihi dari allowable yang disyaratkan yaitu sebesar (73366 psi,
66618 psi, 39765 psi dan 83457 psi ) dengan allowable (33000 psi,
22000 psi, 22000 psi dan 50000 psi). Sehingga flange dikatakan tidak
aman.
c. Case 3 (Without hold down adjusted pipe support depth 4 cm)
Analisa flange check , nilai tegangan tertinggi untuk longitudinal hub
stress, radial flange Stress, tangensial flange stress, dan bolting stress
66
di bawah allowable yang disyaratkan yaitu sebesar (20764 psi, 18854
psi, 11254 psi dan 24177 psi) dengan allowable (33000 psi, 22000 psi,
22000 psi dan 50000 psi). Sehingga flange dikatakan aman dan bisa
diterima
3. Dari analisa 3 case yang dilakukan desain dari case 3 adjusted pipe
support yang dipilih yaitu dengan menurunkan pipe support PS001
sebesar -26 mm dan PS005 sebesar -10 mm dan mengganti support
dengan type adjusted pipe support serta pressure serta maksimum
pressure tidak boleh melebihi 30 bar untuk menghindari flange leakage
dan over stress pada pipa.
5.2 Saran
Dari tugas akhir ini ada beberapa saran atau masukan yang dapat
digunakan untuk penelitian lanjutan ataupun digunakan pada penelitian lainnya,
yaitu:
1. Perhitungan dan analisa dalam tugas akhir ini dengan melakukan
penanganan secara preventive agar sistem perpipaan dapat
mendistribusikan gas secara continue, pada penelitian selanjutnya dapat
dilakukan penanganan untuk menghindari kerusakan perpipaan akibat
penurunan tanah yang terus menerus.
2. Perhitungan flange leakage analysis dalam tugas akhir ini menggunakan
metode ASME section VIII dengan menggunakan software CAESAR II,
pada penelitian selanjutnya dapat dilakukan menggunakan metode finite
element (FEM) sehingga hasil perhitungan lebih detail yang disertai
dengan 3D modeling FEM.
3. Software yang digunakan pada tugas akhir ini menggunakan CAESAR II
2014, pada penelitian selanjutnya dapat menggunakan software lain seperti
ANSYS, ABAQUS, atau Bentley Autopipe.
DAFTAR PUSTAKA
67
DAFTAR PUSTAKA
ASME. (2013). ASME Boiler & Pressure Vessel Code: VIII - Div 1 Rules for
Construction of Pressure Vessels. In VIII Division 1: Rules for Construction of
Pressure Vessels (Vol. 2417, pp. 1–864). https://doi.org/10.5603/KP.a2015.0137
B31.3, A. (2016). Process Piping (Vol. 76, pp. 95–108).
Chamsudi, A. (2005). DIKTAT – PIPING STRESS ANALYSIS. Jakarta: PT.
REKAYASA INDUSTRI.
Ghifari, I. A., Heroe, P., & Rizal, M. C. (2017). Pengaruh Jumlah Support Pada
Crossing Pipeline yang Mengalami Settlement.
Isma Wardani, Y. (2017). REDESIGN SISTEM PERPIPAAN PADA
METERING REGULATING STATION ( M / RS ) ( Studi Kasus di PT . Pratiwi
Putri Sulung ).
Kouretzis, G. P., Karamitros, D. K., & Sloan, S. W. (2015). Analysis of buried
pipelines subjected to ground surface settlement and heave. Canadian
Geotechnical Journal, 52(8), 1058–1071. https://doi.org/10.1139/cgj-2014-0332
Nayyar, M. L. (n.d.). ALT-0001-McGraw-Hill - Piping Handbook.pdf.
Parisher, R. A. (2002). Pipe Drafting and Design. Pipe Drafting and Design.
https://doi.org/10.1016/B978-0-12-384700-3.00005-0
Peng, L.C. (2009). Pipe Stress Engineering. https://doi.org/10.1115/1.802854
Prasetyo, A. F., Kusuma, G. E., & Dwijati, D.K. (2017). Analisa Redesign
Support Pipeline Aboveground KM 00 . 950 – KM 01 . 100 Jalur Balongan –
Mundu di Pesisir Balongan, 2–7.
Prihatnadi, H., & Santoso, B. (2011). Analisa Kekuatan Flange Pada Sistem
Pemipaan Primer Reaktor TRIGA 2000 Bandung, 05(1978), 1–6.
https://doi.org/10.1007/s00256-009-0801-z
PT. TIJARA PRATAMA. (2004). Pelatihan Dasar Analisa Tegangan Pipa
Menggunakan COADE-CAESAR II.
Smith, P. R., & Laan, T. J. Van. (1987). Piping adn Pipe Support Sistems.
Wicaksono, A. W., Poernomo, H., & Husodo, A. W. (2017). Analisa Pengaruh
Settlement Terhadap Stress dan Clearance Pada Offshore Crossing Pipeline.
LAMPIRAN A
LEMBAR KEMAJUAN TA & REVISI
PEMBIMBING
LAMPIRAN A LEMBAR KEMAJUAN TA, REKOMENDASI,
DAN REVISI
A-1 Lembar Kemajuan TA Dosen Pembimbing 1
A-2 Lembar Kemajuan TA Dosen Pembimbing 2
A-3 Lembar Rekomendasi Sidang Tugas Akhir
A-4 Lembar Revisi Sidang Tugas Akhir
LAMPIRAN B
DATA PERUSAHAAN
LAMPIRAN C
DATA PENDUKUNG
LAMPIRAN D DATA PENDUKUNG
C.1 Tabel A-1 tentang Allowable stress in Tension for Metals ASME B31.3
C.2 Tabel A-1 tentang Allowable stress in Tension for Metals ASME B31.3
C.3 Tabel A-2 tentang Design Stress Value for Bolting Material ASME B31.3
C.4 Tabel 4 tentang Dimension of Facing ASME B16.5
C.5 Tabel 11 tentang Dimension of Class for Flange ASME B16.5
C.6 Standart Practice MSS SP-69 Pipe Hanger and Support Selection and
Application
LAMPIRAN D
MODELLING & HASIL RUNNING
SOFTWARE (PIPE STRESS)
D.1 Pemodelan dan Simulasi Sistem Perpipaan Due Soil Settlement
D.2 Pemodelan Case 1 Without Hold Down
D.3 Pemodelan Case 2 With Hold Down
D.4 Pemodelan Case 3 Adjusted Pipe Support
D.5 Soil Model in CAESAR
1
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 140416) Date: JUL 10, 2019 Time: 10:57 Job Name: WITHOUT HOLDDOWN (4CM) ADJUST Licensed To: SPLM: Edit company name in <system>\company.txt STRESSES EXTENDED REPORT: Stresses on Elements CASE 4 (OPE) W+D3+T3+P3+H
Filters Used: Node Number >= 1010 and <= 1350
Piping Code: B31.3 = B31.3 -2012, Jan 10, 2013
NO CODE STRESS CHECK PROCESSED: LOADCASE 4 (OPE) W+D3+T3+P3+H
Highest Stresses: (lb./sq.in.) Ratio (%): 0.0 @Node 1190 OPE Stress: 25047.8 Allowable Stress: 0.0 Axial Stress: 2849.8 @Node 1240 Bending Stress: 22168.9 @Node 1190 Torsion Stress: 1864.6 @Node 1258 Hoop Stress: 4977.1 @Node 1020 Max Stress Intensity: 36150.3 @Node 1190
Node Axial
Stress lb./sq.in.
Bending Stress
lb./sq.in.
Torsion Stress
lb./sq.in.
Hoop Stress
lb./sq.in.
Max Stress
Intensity lb./sq.in.
SIF/Index In Plane
SIF/Index Out
Plane
Code Stress
lb./sq.in.
Allowable Stress
lb./sq.in. Ratio %
Piping Code
14872 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1010 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
2
Node Axial
Stress lb./sq.in.
Bending Stress
lb./sq.in.
Torsion Stress
lb./sq.in.
Hoop Stress
lb./sq.in.
Max Stress
Intensity lb./sq.in.
SIF/Index In Plane
SIF/Index Out
Plane
Code Stress
lb./sq.in.
Allowable Stress
lb./sq.in. Ratio %
Piping Code
1010 2501.6 4117.1 1034.5 4977.1 10164.9 1 1 7109.3 0 0 B31.3
1020 2501.6 3018.8 -1034.5 4977.1 9096.3 1 1 6161.3 0 0 B31.3
1020 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1030 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1030 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1040 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1040 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1050 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1050 2501.6 2331.1 1034.5 4977.1 8641.2 1 1 5618.4 0 0 B31.3
1060 2501.6 1713.5 -1034.5 4977.1 8528.4 1 1 5188 0 0 B31.3
1060 2501.6 1713.5 1034.5 4977.1 8482.4 1 1 5188 0 0 B31.3
1070 2501.6 5013.2 -1034.5 4977.1 11173.9 1 1 7924.9 0 0 B31.3
1070 2501.6 5013.2 1034.5 4977.1 11366.6 1 1 7924.9 0 0 B31.3
1080 2501.6 9919.2 -1034.5 4977.1 18002.1 1 1 12634.2 0 0 B31.3
1080 2501.6 9919.2 1034.5 4977.1 18293.9 1 1 12634.2 0 0 B31.3
1090 2501.6 11112.7 -1034.5 4977.1 19698.6 1 1 13805.3 0 0 B31.3
1090 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
3
Node Axial
Stress lb./sq.in.
Bending Stress
lb./sq.in.
Torsion Stress
lb./sq.in.
Hoop Stress
lb./sq.in.
Max Stress
Intensity lb./sq.in.
SIF/Index In Plane
SIF/Index Out
Plane
Code Stress
lb./sq.in.
Allowable Stress
lb./sq.in. Ratio %
Piping Code
1100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1110 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1110 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1120 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1120 2501.6 14184.1 1034.5 4977.1 24363.6 1 1 16835.8 0 0 B31.3
1130 2501.6 14802.6 -1034.5 4977.1 24952.2 1 1 17448 0 0 B31.3
1130 2693.8 14802.6 1034.5 4977.1 25525 1 1 17640.3 0 0 B31.3
1140 2693.8 13979.4 -1034.5 4977.1 23499.4 1 1 16825.5 0 0 B31.3
1140 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1150 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1150 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1160 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1160 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1170 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1170 2693.8 9677.7 1034.5 4977.1 18230 1 1 12590.2 0 0 B31.3
1180 2693.8 9151.8 -1034.5 4977.1 16897.2 1 1 12076.6 0 0 B31.3
1180 2693.8 9151.8 1034.5 4977.1 17483 1 1 12076.6 0 0 B31.3
4
Node Axial
Stress lb./sq.in.
Bending Stress
lb./sq.in.
Torsion Stress
lb./sq.in.
Hoop Stress
lb./sq.in.
Max Stress
Intensity lb./sq.in.
SIF/Index In Plane
SIF/Index Out
Plane
Code Stress
lb./sq.in.
Allowable Stress
lb./sq.in. Ratio %
Piping Code
1190 2693.8 12838.5 -1034.5 4977.1 21887.2 2.114 2.485 15697.9 0 0 B31.3
1190 2766 22168.9 -1120.5 4977.1 36150.3 2.114 2.485 25047.8 0 0 B31.3
1200 2766 2479.8 1120.5 4977.1 9013.3 1 1 6108.3 0 0 B31.3
1200 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1210 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1210 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1220 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1220 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1230 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1230 2766 2074.8 -1120.5 4977.1 8558.2 1 1 5819.9 0 0 B31.3
1238 2766 6442.7 1120.5 4977.1 13410.3 1 1 9587.2 0 0 B31.3
1238 2766 15019.4 -1120.5 4977.1 25953.6 2.336 1.947 17951.7 0 0 B31.3
1239 2842.1 16297.1 889.1 4977.1 26790.7 2.336 1.947 19235.9 0 0 B31.3
1239 2842.1 16297.1 -889.1 4977.1 27851.8 2.336 1.947 19235.9 0 0 B31.3
1240 2849.8 16650.1 523.7 4977.1 27258.2 2.336 1.947 19532.9 0 0 B31.3
1240 2849.8 7221.9 -523.7 4977.1 14865.3 1 1 10147.3 0 0 B31.3
20000 2837.4 5524.5 523.7 4977.1 12109.6 1 1 8460.3 0 0 B31.3
5
Node Axial
Stress lb./sq.in.
Bending Stress
lb./sq.in.
Torsion Stress
lb./sq.in.
Hoop Stress
lb./sq.in.
Max Stress
Intensity lb./sq.in.
SIF/Index In Plane
SIF/Index Out
Plane
Code Stress
lb./sq.in.
Allowable Stress
lb./sq.in. Ratio %
Piping Code
1190 2374.7 11033.1 -1864.6 4977.1 19936 2.114 2.485 14021 0 0 B31.3
1258 2374.7 3146.7 1864.6 4977.1 9882.5 1 1 7254.1 0 0 B31.3
1258 2374.7 6167.4 -1864.6 4977.1 13165 2.336 1.947 9581.9 0 0 B31.3
1259 2331.4 8356.1 336.4 4977.1 15910.5 2.336 1.947 10714.6 0 0 B31.3
1259 2331.4 8356.1 -336.4 4977.1 15707 2.336 1.947 10714.6 0 0 B31.3
1260 2328.9 5752.8 -1158.2 4977.1 12395.4 2.336 1.947 8530.6 0 0 B31.3
1260 2328.9 2949.1 1158.2 4977.1 9146.4 1 1 6079 0 0 B31.3
1270 2328.9 1806.9 -1158.2 4977.1 8596.2 2.114 2.485 5266.7 0 0 B31.3
1270 2401.1 322.6 0 4977.1 8079.7 2.114 2.485 2723.7 0 0 B31.3
1280 2401.1 68.5 0 4977.1 8079.7 1 1 2469.6 0 0 B31.3
1280 2401.1 68.5 0 4977.1 8079.7 1 1 2469.6 0 0 B31.3
1290 2159.7 42.8 0 4493.7 7855.1 1 1 2202.5 0 0 B31.3
1290 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1300 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1300 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1310 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1270 2125.4 9117.1 0 4493.7 17192.4 2.114 2.485 11242.6 0 0 B31.3
1320 2125.4 3699.4 0 4493.7 9523.1 1 1 5824.9 0 0 B31.3
6
Node Axial
Stress lb./sq.in.
Bending Stress
lb./sq.in.
Torsion Stress
lb./sq.in.
Hoop Stress
lb./sq.in.
Max Stress
Intensity lb./sq.in.
SIF/Index In Plane
SIF/Index Out
Plane
Code Stress
lb./sq.in.
Allowable Stress
lb./sq.in. Ratio %
Piping Code
1320 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1330 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1330 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1340 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1340 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1350 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
7
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 140416) Date: JUL 10, 2019 Time: 10:57 Job Name: WITHOUT HOLDDOWN (4CM) ADJUST Licensed To: SPLM: Edit company name in <system>\company.txt STRESSES EXTENDED REPORT: Stresses on Elements CASE 7 (SUS) W+P3+H
Filters Used: Node Number >= 1010 and <= 1350
Piping Code: B31.3 = B31.3 -2012, Jan 10, 2013
CODE STRESS CHECK PASSED : LOADCASE 7 (SUS) W+P3+H
Highest Stresses: (lb./sq.in.) Ratio (%): 42.0 @Node 1270 Code Stress: 8405.6 Allowable Stress: 20000.0 Axial Stress: 3683.3 @Node 1259 Bending Stress: 4833.9 @Node 1270 Torsion Stress: 715.9 @Node 1259 Hoop Stress: 7531.6 @Node 1020 Max Stress Intensity: 8766.8 @Node 1190
Node Axial
Stress lb./sq.in.
Bending Stress
lb./sq.in.
Torsion Stress
lb./sq.in.
Hoop Stress
lb./sq.in.
Max Stress
Intensity lb./sq.in.
SIF/Index In Plane
SIF/Index Out
Plane
Code Stress
lb./sq.in.
Allowable Stress
lb./sq.in. Ratio %
Piping Code
14872 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1010 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
8
Node Axial
Stress lb./sq.in.
Bending Stress
lb./sq.in.
Torsion Stress
lb./sq.in.
Hoop Stress
lb./sq.in.
Max Stress
Intensity lb./sq.in.
SIF/Index In Plane
SIF/Index Out
Plane
Code Stress
lb./sq.in.
Allowable Stress
lb./sq.in. Ratio %
Piping Code
1010 3635.7 84 124.1 7531.6 8083.3 1 1 3727.9 20000 18.6 B31.3
1020 3635.7 320.3 -124.1 7531.6 8083.4 1 1 3963.7 20000 19.8 B31.3
1020 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1030 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1030 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1040 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1040 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1050 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1050 3635.7 253.4 124.1 7531.6 8083.5 1 1 3897 20000 19.5 B31.3
1060 3635.7 75.6 -124.1 7531.6 8083.2 1 1 3719.6 20000 18.6 B31.3
1060 3617.4 75.6 124.1 7531.6 8083.3 1 1 3701.3 20000 18.5 B31.3
1070 3617.4 120.1 -124.1 7531.6 8083.2 1 1 3745.7 20000 18.7 B31.3
1070 3617.4 120.1 124.1 7531.6 8083.4 1 1 3745.7 20000 18.7 B31.3
1080 3617.4 1274.3 -124.1 7531.6 8084.6 1 1 4898 20000 24.5 B31.3
1080 3617.4 1274.3 124.1 7531.6 8084.8 1 1 4898 20000 24.5 B31.3
1090 3617.4 1647.6 -124.1 7531.6 8085.3 1 1 5270.8 20000 26.4 B31.3
1090 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
9
Node Axial
Stress lb./sq.in.
Bending Stress
lb./sq.in.
Torsion Stress
lb./sq.in.
Hoop Stress
lb./sq.in.
Max Stress
Intensity lb./sq.in.
SIF/Index In Plane
SIF/Index Out
Plane
Code Stress
lb./sq.in.
Allowable Stress
lb./sq.in. Ratio %
Piping Code
1100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1110 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1110 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1120 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1120 3617.4 3360 124.1 7531.6 8097.4 1 1 6981.8 20000 34.9 B31.3
1130 3617.4 3799.6 -124.1 7531.6 8107.6 1 1 7421.1 20000 37.1 B31.3
1130 3553.4 3799.6 124.1 7531.6 8121.8 1 1 7357.1 20000 36.8 B31.3
1140 3553.4 3238.1 -124.1 7531.6 8092.6 1 1 6796 20000 34 B31.3
1140 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1150 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1150 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1160 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1160 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1170 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1170 3553.4 794.2 124.1 7531.6 8084.2 1 1 4354.7 20000 21.8 B31.3
1180 3553.4 577.8 -124.1 7531.6 8083.6 1 1 4138.6 20000 20.7 B31.3
1180 3553.4 577.8 124.1 7531.6 8083.9 1 1 4138.6 20000 20.7 B31.3
10
Node Axial
Stress lb./sq.in.
Bending Stress
lb./sq.in.
Torsion Stress
lb./sq.in.
Hoop Stress
lb./sq.in.
Max Stress
Intensity lb./sq.in.
SIF/Index In Plane
SIF/Index Out
Plane
Code Stress
lb./sq.in.
Allowable Stress
lb./sq.in. Ratio %
Piping Code
1190 3553.4 2512.9 -124.1 7531.6 8087.6 2.114 2.485 6071.3 20000 30.4 B31.3
1190 3549.3 4795.7 -133.4 7531.6 8766.8 2.114 2.485 8349.3 20000 41.7 B31.3
1200 3549.3 2613.6 133.4 7531.6 8089.3 1 1 6168.7 20000 30.8 B31.3
1200 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1210 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1210 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1220 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1220 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1230 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1230 3549.3 2100.3 -133.4 7531.6 8088.2 1 1 5656 20000 28.3 B31.3
1238 3549.3 159.5 133.4 7531.6 8083.8 1 1 3718.5 20000 18.6 B31.3
1238 3549.3 354.5 -133.4 7531.6 8084.3 2.336 1.947 3912.9 20000 19.6 B31.3
1239 3507 441.7 106.3 7531.6 8082.4 2.336 1.947 3954.5 20000 19.8 B31.3
1239 3507 441.7 -106.3 7531.6 8082.7 2.336 1.947 3954.5 20000 19.8 B31.3
1240 3488.9 689.1 63.4 7531.6 8080.8 2.336 1.947 4179.9 20000 20.9 B31.3
1240 3488.9 325.3 -63.4 7531.6 8080.8 1 1 3816.4 20000 19.1 B31.3
20000 3470.7 642.7 63.4 7531.6 8080.7 1 1 4115.4 20000 20.6 B31.3
11
Node Axial
Stress lb./sq.in.
Bending Stress
lb./sq.in.
Torsion Stress
lb./sq.in.
Hoop Stress
lb./sq.in.
Max Stress
Intensity lb./sq.in.
SIF/Index In Plane
SIF/Index Out
Plane
Code Stress
lb./sq.in.
Allowable Stress
lb./sq.in. Ratio %
Piping Code
1190 3681.7 1280.1 460.8 7531.6 8146.6 2.114 2.485 5046.6 20000 25.2 B31.3
1258 3681.7 997.6 -460.8 7531.6 8141.2 1 1 4769.2 20000 23.8 B31.3
1258 3681.7 1942.6 460.8 7531.6 8164.6 2.336 1.947 5699.4 20000 28.5 B31.3
1259 3683.3 460.3 -715.9 7531.6 8205.1 2.336 1.947 4383.9 20000 21.9 B31.3
1259 3683.3 460.3 715.9 7531.6 8204.7 2.336 1.947 4383.9 20000 21.9 B31.3
1260 3681.3 1349.9 -621.1 7531.6 8202.1 2.336 1.947 5182.2 20000 25.9 B31.3
1260 3681.3 693 621.1 7531.6 8180.5 1 1 4547.3 20000 22.7 B31.3
1270 3681.3 480.1 -621.1 7531.6 8175.3 2.114 2.485 4342.9 20000 21.7 B31.3
1270 3677.3 461.3 0 7531.6 8079.7 2.114 2.485 4138.6 20000 20.7 B31.3
1280 3677.3 98 0 7531.6 8079.7 1 1 3775.3 20000 18.9 B31.3
1280 3677.3 98 0 7531.6 8079.7 1 1 3775.3 20000 18.9 B31.3
1290 3565 64.9 0 7306.9 7855.1 1 1 3629.8 20000 18.1 B31.3
1290 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1300 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1300 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1310 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1270 3571.7 4833.9 0 7306.9 8539.7 2.114 2.485 8405.6 20000 42 B31.3
1320 3571.7 2238.6 0 7306.9 7855.1 1 1 5810.4 20000 29.1 B31.3
12
Node Axial
Stress lb./sq.in.
Bending Stress
lb./sq.in.
Torsion Stress
lb./sq.in.
Hoop Stress
lb./sq.in.
Max Stress
Intensity lb./sq.in.
SIF/Index In Plane
SIF/Index Out
Plane
Code Stress
lb./sq.in.
Allowable Stress
lb./sq.in. Ratio %
Piping Code
1320 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1330 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1330 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1340 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1340 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1350 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
13
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 140416) Date: JUL 10, 2019 Time: 10:57 Job Name: WITHOUT HOLDDOWN (4CM) ADJUST Licensed To: SPLM: Edit company name in <system>\company.txt STRESSES EXTENDED REPORT: Stresses on Elements CASE 19 (EXP) L19=L4-L7
Filters Used: Node Number >= 1010 and <= 1350
Piping Code: B31.3 = B31.3 -2012, Jan 10, 2013
CODE STRESS CHECK PASSED : LOADCASE 19 (EXP) L19=L4-L7
Highest Stresses: (lb./sq.in.) Ratio (%): 69.4 @Node 1190 Code Stress: 26697.0 Allowable Stress: 38489.4 Axial Stress: 766.6 @Node 20370 Bending Stress: 25493.4 @Node 1190 Torsion Stress: 2186.8 @Node 1258 Hoop Stress: 0.0 @Node 20 Max Stress Intensity: 37175.1 @Node 1190
Node Axial
Stress lb./sq.in.
Bending Stress
lb./sq.in.
Torsion Stress
lb./sq.in.
Hoop Stress
lb./sq.in.
Max Stress
Intensity lb./sq.in.
SIF/Index In Plane
SIF/Index Out
Plane
Code Stress
lb./sq.in.
Allowable Stress
lb./sq.in. Ratio %
Piping Code
14872 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1010 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
14
Node Axial
Stress lb./sq.in.
Bending Stress
lb./sq.in.
Torsion Stress
lb./sq.in.
Hoop Stress
lb./sq.in.
Max Stress
Intensity lb./sq.in.
SIF/Index In Plane
SIF/Index Out
Plane
Code Stress
lb./sq.in.
Allowable Stress
lb./sq.in. Ratio %
Piping Code
1010 128.9 4058.9 947.7 0 6285.5 1 1 4596.8 43113.5 10.7 B31.3
1020 128.9 2795.1 -947.7 0 4594.7 1 1 3484.6 42877.3 8.1 B31.3
1020 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1030 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1030 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1040 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1040 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1050 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1050 128.9 2154 947.7 0 3778.6 1 1 2967.2 42944.1 6.9 B31.3
1060 128.9 1660.7 -947.7 0 3188 1 1 2606.8 43121.8 6 B31.3
1060 141.5 1660.7 947.7 0 3202.7 1 1 2615.4 43140.1 6.1 B31.3
1070 141.5 4929.2 -947.7 0 7499.2 1 1 5413.3 43095.6 12.6 B31.3
1070 141.5 4929.2 947.7 0 7499.2 1 1 5413.3 43095.6 12.6 B31.3
1080 141.5 9028.5 -947.7 0 13254.3 1 1 9363.8 41942 22.3 B31.3
1080 141.5 9028.5 947.7 0 13254.3 1 1 9363.8 41942 22.3 B31.3
1090 141.5 9961.3 -947.7 0 14575.7 1 1 10279 41568.9 24.7 B31.3
1090 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
15
Node Axial
Stress lb./sq.in.
Bending Stress
lb./sq.in.
Torsion Stress
lb./sq.in.
Hoop Stress
lb./sq.in.
Max Stress
Intensity lb./sq.in.
SIF/Index In Plane
SIF/Index Out
Plane
Code Stress
lb./sq.in.
Allowable Stress
lb./sq.in. Ratio %
Piping Code
1100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1110 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1110 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1120 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1120 141.5 11836.1 947.7 0 17237.5 1 1 12126.6 39857.1 30.4 B31.3
1130 141.5 12147.4 -947.7 0 17680 1 1 12434.1 39417.7 31.5 B31.3
1130 377.5 12147.4 947.7 0 18023.1 1 1 12667.5 39481.7 32.1 B31.3
1140 377.5 11716.1 -947.7 0 17409.9 1 1 12241.2 40043 30.6 B31.3
1140 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1150 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1150 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1160 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1160 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1170 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1170 377.5 9124.1 947.7 0 13731.1 1 1 9688.8 42485.9 22.8 B31.3
1180 377.5 8751.2 -947.7 0 13203.2 1 1 9323.4 42702.1 21.8 B31.3
1180 377.5 8751.2 947.7 0 13203.2 1 1 9323.4 42702.1 21.8 B31.3
16
Node Axial
Stress lb./sq.in.
Bending Stress
lb./sq.in.
Torsion Stress
lb./sq.in.
Hoop Stress
lb./sq.in.
Max Stress
Intensity lb./sq.in.
SIF/Index In Plane
SIF/Index Out
Plane
Code Stress
lb./sq.in.
Allowable Stress
lb./sq.in. Ratio %
Piping Code
1190 377.5 14593.6 -947.7 0 21505.1 2.114 2.485 15647 40767.9 38.4 B31.3
1190 452.4 25493.4 -1027.2 0 37175.1 2.114 2.485 26697 38489.4 69.4 B31.3
1200 452.4 4225.8 1027.2 0 7012.2 1 1 5109.5 40670.8 12.6 B31.3
1200 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1210 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1210 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1220 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1220 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1230 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1230 452.4 865.8 -1027.2 0 2797.9 1 1 2441 41183.8 5.9 B31.3
1238 452.4 6343.6 1027.2 0 9947.5 1 1 7099.7 43123.5 16.5 B31.3
1238 452.4 14792.7 -1027.2 0 21912.1 2.336 1.947 15382.9 42928.7 35.8 B31.3
1239 557.4 16432.9 814.7 0 24369.3 2.336 1.947 17068.3 42885.6 39.8 B31.3
1239 557.4 16432.9 -814.7 0 24369.3 2.336 1.947 17068.3 42885.6 39.8 B31.3
1240 577.6 16904 479.4 0 25036.3 2.336 1.947 17507.9 42658.5 41 B31.3
1240 577.6 7314.4 -479.4 0 11344.9 1 1 7950 43022.2 18.5 B31.3
20000 577.6 5862.9 479.4 0 9278.3 1 1 6511.5 42723 15.2 B31.3
17
Node Axial
Stress lb./sq.in.
Bending Stress
lb./sq.in.
Torsion Stress
lb./sq.in.
Hoop Stress
lb./sq.in.
Max Stress
Intensity lb./sq.in.
SIF/Index In Plane
SIF/Index Out
Plane
Code Stress
lb./sq.in.
Allowable Stress
lb./sq.in. Ratio %
Piping Code
1190 -29.4 10168.2 -2186.8 0 15225.7 2.114 2.485 11136.1 41823.7 26.6 B31.3
1258 -29.4 2458.1 2186.8 0 5638.2 1 1 5031.5 42104.3 12 B31.3
1258 -29.4 4833.9 -2186.8 0 8216.4 2.336 1.947 6540.6 41165 15.9 B31.3
1259 -73.8 8037.4 837 0 11721.8 2.336 1.947 8282.1 42555.1 19.5 B31.3
1259 -73.8 8037.4 -837 0 11721.8 2.336 1.947 8282.1 42555.1 19.5 B31.3
1260 -74.9 6685.6 -723.9 0 9778 2.336 1.947 6913.8 41712.8 16.6 B31.3
1260 -74.9 3429.8 723.9 0 5219.1 1 1 3791.9 42361.6 9 B31.3
1270 -74.9 1871 -723.9 0 3138.9 2.114 2.485 2515.5 42571.5 5.9 B31.3
1270 0 0 0 0 0 2.114 2.485 0 42699 0 B31.3
1280 0 0 0 0 0 1 1 0 43062.3 0 B31.3
1280 0 0 0 0 0 1 1 0 43062.3 0 B31.3
1290 0 0 0 0 0 1 1 0 43304.3 0 B31.3
1290 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1300 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1300 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1310 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1270 -38.6 6136.6 0 0 9132.5 2.114 2.485 6232.6 38528.5 16.2 B31.3
1320 -38.6 2379.5 0 0 3665.4 1 1 2418.1 41123.8 5.9 B31.3
18
Node Axial
Stress lb./sq.in.
Bending Stress
lb./sq.in.
Torsion Stress
lb./sq.in.
Hoop Stress
lb./sq.in.
Max Stress
Intensity lb./sq.in.
SIF/Index In Plane
SIF/Index Out
Plane
Code Stress
lb./sq.in.
Allowable Stress
lb./sq.in. Ratio %
Piping Code
1320 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1330 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1330 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1340 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1340 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
1350 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 B31.3
LAMPIRAN E
MODELLING & HASIL RUNNING
SOFTWARE (FLANGE STRESS)
E.1 Pemodelan dan Simulasi Flange Check Due Soil Settlement
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 14041Date:JUL 20,2019 @ 1:55
Job: D:\BISMILLAH TUGAS AKHIR\TA RENDI\05. NATIVE C2 FLANGE\FLANGE CHECK 10INCH
300#.FLG
CAESAR II ANALYSIS REPORT: Flange Leakage/Stress Calculations
FLANGE LEAKAGE/STRESS CALCULATIONS
Flange Inside Diameter [B] (User to verify) ......(mm.) 254.508
Flange Thickness [t]..............................(mm.) 45.974
Flange Rating (Optional) .............................. 300.000
Bolt Circle Diameter .............................(mm.) 387.350
Number of Bolts ....................................... 16.000
Bolt Diameter ....................................(mm.) 25.400
Bolt Initial Tightening Stress ............( KPa )
Uncompressed Gasket Thickness ....................(mm.) 3.302
Grade of Attached B16_5 ANSI Flange.................... 1.100
Leak Pressure Ratio [m] ............................... 3.000
Effective Gasket Modulus ..................( KPa ) 3016456.250
Externally Applied Moment ..... (optional) ....( N.m. ) 6187.000
Externally Applied Force ...... (optional) .......( N.) 19328.000
Pressure [P]...............................( KPa ) 3000.000
Disable Stress Calculations (Y/N) ..................... N
Flange Type (1-8, see ?-Help or Alt-P to plot) ........ 1.000
Flange Outside Diameter [A].......................(mm.) 444.500
Design Temperature ................................ C 65.500
Small End Hub Thickness [g0]......................(mm.) 9.398
Large End Hub Thickness [g1]......................(mm.) 33.020
Hub Length [h]....................................(mm.) 69.900
Flange Allowable @Design Temperature ......( KPa ) 137895.141
Flange Allowable @Ambient Temperature .....( KPa ) 137895.141
Flange Modulus of Elasticity @Design ......( KPa ) 91010792.000
Flange Modulus of Elasticity @Ambient .....( KPa ) 92389744.000
Bolt Allowable @Design Temperature ......( KPa ) 172368.922
Bolt Allowable @Ambient Temperature .....( KPa ) 172368.922
Gasket Seating Stress [y] .................( KPa ) 68947.570
Flange Allowable Stress Multiplier .................... 1.000
Bolt Allowable Stress Multiplier (VIII Div 2 4-141) ... 2.000
Disable Leakage Calculations (Y/N) .................... N
Disable ANSI B16.5 Checks (Y/N) ....................... N
Flange Face OD or Lapjt Cnt OD....................(mm.) 323.850
Flange Face ID or Lapjt Cnt ID....................(mm.) 254.508
Gasket Outer Diameter ............................(mm.) 317.500
Gasket Inner Diameter ............................(mm.) 287.274
Nubbin Width .....................................(mm.)
Facing Sketch ......................................... 2.000
Facing Column ......................................... 2.000
Flange Type: (Integral Weld Neck)
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 14041Date:JUL 20,2019 @ 1:55
Job: D:\BISMILLAH TUGAS AKHIR\TA RENDI\05. NATIVE C2 FLANGE\FLANGE CHECK 10INCH
300#.FLG
CAESAR II ANALYSIS REPORT: Flange Leakage/Stress Calculations
Effective gasket width parameters:
Effective gasket seating width, b......(mm.) 6.9270
Diameter of gasket load reaction, G....(mm.) 303.6459
SAFETY FACTOR SUMMARY for the different Flange Models
analyzed. (SAFETY FACTOR = Allowed/Actual)
SAFETY
FACTOR
Flexibility/Gasket Compression Model (Leakage).. 13.93
ANSI B16.5/Equivalent Pressure (Stress)......... 1.11
ASME Model Operating (Stress)................... 2.31
ASME Model Seating (Stress)..................... 1.65
FLANGE FLEXIBILITY MODEL ---------------------------------
BOLTED FLANGE CHARACTERISTICS:
Initial Tightening Stress in the Bolt (Not the seating
stress): 310264 KPa
Approximate Torque required to induce the above initial
stress: 420 N.m.
GASKET COMPRESSION: COMPRESSION
(mm.)
After Initial Boltup (Ci)........... 0.2083503753
Loss-of due to Pressure (Cp)........ 0.0092482977
Loss-of due to Applied Moment (Cm).. 0.0034696723
Loss-of due to Applied Force (Cf)... 0.0008228158
Loss-of due to all loads (CL)....... 0.0135407848
Initial minus all Losses (Ci-CL).... 0.1948095858
For Leak-Proof Joint (Creq)......... 0.0197039135
Excess available (Ci-Creq) ......... 0.1886464655
LEAKAGE SAFETY FACTOR: (If less than one then joint
leakage is predicted.) (Allowed/Actual)
Pressure Only (Ci-Creq)/Cp ............. 20.40
Force Only (Ci-Creq)/Cf ................ 229.27
Moment Only (Ci-Creq)/Cm ............... 54.37
Pressure+Force+Moment (Ci-Creq)/CL ..... 13.93
EQUIVALENT PRESSURE MODEL ----------------------------
Equivalent Pressure ( KPa ) ............ 4392.41
ANSI B16.5 Flange Allowable Pressure Rating . 4878.49
STRESS SAFETY FACTOR: (If less than one then joint
failure is predicted.) (Allowed/Actual)
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 14041Date:JUL 20,2019 @ 1:55
Job: D:\BISMILLAH TUGAS AKHIR\TA RENDI\05. NATIVE C2 FLANGE\FLANGE CHECK 10INCH
300#.FLG
CAESAR II ANALYSIS REPORT: Flange Leakage/Stress Calculations
ANSI B16.5/Equivalent Pressure ................. 1.11
ASME SECT VIII DIV 1 STRESS MODEL ------------------------
ACCORDING TO A05 APP 2-14, THE FOLLOWING RIGIDITY
FACTORS SHOULD BE LESS THAN 1.0
ASME Rigidity Factor "J", Operating Case ....... 0.3588
ASME Rigidity Factor "J", Seating Case ......... 0.4928
CALCULATED STRESSES ( KPa )
OPERATING ALLOW SEATING ALLOW
--------- ----- ------- -----
Longitudinal Hub .. 62687 206843 87401 206843
Radial Flange ..... 56921 137895 79362 137895
Tangential Flange . 33977 137895 47372 137895
Maximum Average ... 59804 137895 83382 137895
Bolting ........... 76835 344738 80102 172369
"*" Indicates Failure for an item.
STRESS SAFETY FACTOR: (If less than one then joint
failure is predicted.) (Allowed/Actual)
OPERATING SEATING
--------- -------
Longitudinal Hub .... 3.30 2.37
Radial Flange ....... 2.42 1.74
Tangential Flange ... 4.06 2.91
Maximum Average ..... 2.31 1.65
Bolting ............. 4.49 2.15
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 14041Date:JUL 20,2019 @ 1:55
Job: D:\BISMILLAH TUGAS AKHIR\TA RENDI\05. NATIVE C2 FLANGE\FLANGE CHECK 10INCH
300#.FLG
CAESAR II ANALYSIS REPORT: Flange Leakage/Stress Calculations
FLANGE LEAKAGE/STRESS CALCULATIONS
Flange Inside Diameter [B] (User to verify) ......(mm.) 254.508
Flange Thickness [t]..............................(mm.) 45.974
Flange Rating (Optional) .............................. 300.000
Bolt Circle Diameter .............................(mm.) 387.350
Number of Bolts ....................................... 16.000
Bolt Diameter ....................................(mm.) 25.400
Bolt Initial Tightening Stress ............( KPa )
Uncompressed Gasket Thickness ....................(mm.) 3.302
Grade of Attached B16_5 ANSI Flange.................... 1.100
Leak Pressure Ratio [m] ............................... 3.000
Effective Gasket Modulus ..................( KPa ) 3016456.250
Externally Applied Moment ..... (optional) ....( N.m. ) 44814.000
Externally Applied Force ...... (optional) .......( N.) 15506.000
Pressure [P]...............................( KPa ) 3000.000
Disable Stress Calculations (Y/N) ..................... N
Flange Type (1-8, see ?-Help or Alt-P to plot) ........ 1.000
Flange Outside Diameter [A].......................(mm.) 444.500
Design Temperature ................................ C 65.500
Small End Hub Thickness [g0]......................(mm.) 9.398
Large End Hub Thickness [g1]......................(mm.) 33.020
Hub Length [h]....................................(mm.) 69.900
Flange Allowable @Design Temperature ......( KPa ) 137895.141
Flange Allowable @Ambient Temperature .....( KPa ) 137895.141
Flange Modulus of Elasticity @Design ......( KPa ) 91010792.000
Flange Modulus of Elasticity @Ambient .....( KPa ) 92389744.000
Bolt Allowable @Design Temperature ......( KPa ) 172368.922
Bolt Allowable @Ambient Temperature .....( KPa ) 172368.922
Gasket Seating Stress [y] .................( KPa ) 68947.570
Flange Allowable Stress Multiplier .................... 1.000
Bolt Allowable Stress Multiplier (VIII Div 2 4-141) ... 2.000
Disable Leakage Calculations (Y/N) .................... N
Disable ANSI B16.5 Checks (Y/N) ....................... N
Flange Face OD or Lapjt Cnt OD....................(mm.) 323.850
Flange Face ID or Lapjt Cnt ID....................(mm.) 254.508
Gasket Outer Diameter ............................(mm.) 317.500
Gasket Inner Diameter ............................(mm.) 287.274
Nubbin Width .....................................(mm.)
Facing Sketch ......................................... 2.000
Facing Column ......................................... 2.000
Flange Type: (Integral Weld Neck)
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 14041Date:JUL 20,2019 @ 1:55
Job: D:\BISMILLAH TUGAS AKHIR\TA RENDI\05. NATIVE C2 FLANGE\FLANGE CHECK 10INCH
300#.FLG
CAESAR II ANALYSIS REPORT: Flange Leakage/Stress Calculations
Effective gasket width parameters:
Effective gasket seating width, b......(mm.) 6.9270
Diameter of gasket load reaction, G....(mm.) 303.6459
SAFETY FACTOR SUMMARY for the different Flange Models
analyzed. (SAFETY FACTOR = Allowed/Actual)
SAFETY
FACTOR
Flexibility/Gasket Compression Model (Leakage).. 5.38
ANSI B16.5/Equivalent Pressure (Stress)......... 0.43
ASME Model Operating (Stress)................... 1.02
ASME Model Seating (Stress)..................... 1.24
FLANGE FLEXIBILITY MODEL ---------------------------------
BOLTED FLANGE CHARACTERISTICS:
Initial Tightening Stress in the Bolt (Not the seating
stress): 310264 KPa
Approximate Torque required to induce the above initial
stress: 420 N.m.
GASKET COMPRESSION: COMPRESSION
(mm.)
After Initial Boltup (Ci)........... 0.2083503753
Loss-of due to Pressure (Cp)........ 0.0092482977
Loss-of due to Applied Moment (Cm).. 0.0251317117
Loss-of due to Applied Force (Cf)... 0.0006601086
Loss-of due to all loads (CL)....... 0.0350401178
Initial minus all Losses (Ci-CL).... 0.1733102500
For Leak-Proof Joint (Creq)......... 0.0197039135
Excess available (Ci-Creq) ......... 0.1886464655
LEAKAGE SAFETY FACTOR: (If less than one then joint
leakage is predicted.) (Allowed/Actual)
Pressure Only (Ci-Creq)/Cp ............. 20.40
Force Only (Ci-Creq)/Cf ................ 285.78
Moment Only (Ci-Creq)/Cm ............... 7.51
Pressure+Force+Moment (Ci-Creq)/CL ..... 5.38
EQUIVALENT PRESSURE MODEL ----------------------------
Equivalent Pressure ( KPa ) ............ 11366.45
ANSI B16.5 Flange Allowable Pressure Rating . 4878.49
STRESS SAFETY FACTOR: (If less than one then joint
failure is predicted.) (Allowed/Actual)
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 14041Date:JUL 20,2019 @ 1:55
Job: D:\BISMILLAH TUGAS AKHIR\TA RENDI\05. NATIVE C2 FLANGE\FLANGE CHECK 10INCH
300#.FLG
CAESAR II ANALYSIS REPORT: Flange Leakage/Stress Calculations
ANSI B16.5/Equivalent Pressure ................. 0.43
ASME SECT VIII DIV 1 STRESS MODEL ------------------------
ACCORDING TO A05 APP 2-14, THE FOLLOWING RIGIDITY
FACTORS SHOULD BE LESS THAN 1.0
ASME Rigidity Factor "J", Operating Case ....... 0.8139
ASME Rigidity Factor "J", Seating Case ......... 0.6597
CALCULATED STRESSES ( KPa )
OPERATING ALLOW SEATING ALLOW
--------- ----- ------- -----
Longitudinal Hub .. 142208 206843 117008 206843
Radial Flange ..... 129128 137895 106246 137895
Tangential Flange . 77077 137895 63419 137895
Maximum Average ... 135668 137895 111627 137895
Bolting ........... 165626 344738 80102 172369
"*" Indicates Failure for an item.
STRESS SAFETY FACTOR: (If less than one then joint
failure is predicted.) (Allowed/Actual)
OPERATING SEATING
--------- -------
Longitudinal Hub .... 1.45 1.77
Radial Flange ....... 1.07 1.30
Tangential Flange ... 1.79 2.17
Maximum Average ..... 1.02 1.24
Bolting ............. 2.08 2.15
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 14041Date:JUL 20,2019 @ 1:55
Job: D:\BISMILLAH TUGAS AKHIR\TA RENDI\05. NATIVE C2 FLANGE\FLANGE CHECK 10INCH
300#.FLG
CAESAR II ANALYSIS REPORT: Flange Leakage/Stress Calculations
FLANGE LEAKAGE/STRESS CALCULATIONS
Flange Inside Diameter [B] (User to verify) ......(mm.) 254.508
Flange Thickness [t]..............................(mm.) 45.974
Flange Rating (Optional) .............................. 300.000
Bolt Circle Diameter .............................(mm.) 387.350
Number of Bolts ....................................... 16.000
Bolt Diameter ....................................(mm.) 25.400
Bolt Initial Tightening Stress ............( KPa )
Uncompressed Gasket Thickness ....................(mm.) 3.302
Grade of Attached B16_5 ANSI Flange.................... 1.100
Leak Pressure Ratio [m] ............................... 3.000
Effective Gasket Modulus ..................( KPa ) 3016456.250
Externally Applied Moment ..... (optional) ....( N.m. ) 46117.000
Externally Applied Force ...... (optional) .......( N.) 5322.000
Pressure [P]...............................( KPa ) 3000.000
Disable Stress Calculations (Y/N) ..................... N
Flange Type (1-8, see ?-Help or Alt-P to plot) ........ 1.000
Flange Outside Diameter [A].......................(mm.) 444.500
Design Temperature ................................ C 65.500
Small End Hub Thickness [g0]......................(mm.) 9.398
Large End Hub Thickness [g1]......................(mm.) 33.020
Hub Length [h]....................................(mm.) 69.900
Flange Allowable @Design Temperature ......( KPa ) 137895.141
Flange Allowable @Ambient Temperature .....( KPa ) 137895.141
Flange Modulus of Elasticity @Design ......( KPa ) 91010792.000
Flange Modulus of Elasticity @Ambient .....( KPa ) 92389744.000
Bolt Allowable @Design Temperature ......( KPa ) 172368.922
Bolt Allowable @Ambient Temperature .....( KPa ) 172368.922
Gasket Seating Stress [y] .................( KPa ) 68947.570
Flange Allowable Stress Multiplier .................... 1.000
Bolt Allowable Stress Multiplier (VIII Div 2 4-141) ... 2.000
Disable Leakage Calculations (Y/N) .................... N
Disable ANSI B16.5 Checks (Y/N) ....................... N
Flange Face OD or Lapjt Cnt OD....................(mm.) 323.850
Flange Face ID or Lapjt Cnt ID....................(mm.) 254.508
Gasket Outer Diameter ............................(mm.) 317.500
Gasket Inner Diameter ............................(mm.) 287.274
Nubbin Width .....................................(mm.)
Facing Sketch ......................................... 2.000
Facing Column ......................................... 2.000
Flange Type: (Integral Weld Neck)
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 14041Date:JUL 20,2019 @ 1:55
Job: D:\BISMILLAH TUGAS AKHIR\TA RENDI\05. NATIVE C2 FLANGE\FLANGE CHECK 10INCH
300#.FLG
CAESAR II ANALYSIS REPORT: Flange Leakage/Stress Calculations
Effective gasket width parameters:
Effective gasket seating width, b......(mm.) 6.9270
Diameter of gasket load reaction, G....(mm.) 303.6459
SAFETY FACTOR SUMMARY for the different Flange Models
analyzed. (SAFETY FACTOR = Allowed/Actual)
SAFETY
FACTOR
Flexibility/Gasket Compression Model (Leakage).. 5.34
ANSI B16.5/Equivalent Pressure (Stress)......... 0.43
ASME Model Operating (Stress)................... 1.01
ASME Model Seating (Stress)..................... 1.23
FLANGE FLEXIBILITY MODEL ---------------------------------
BOLTED FLANGE CHARACTERISTICS:
Initial Tightening Stress in the Bolt (Not the seating
stress): 310264 KPa
Approximate Torque required to induce the above initial
stress: 420 N.m.
GASKET COMPRESSION: COMPRESSION
(mm.)
After Initial Boltup (Ci)........... 0.2083503753
Loss-of due to Pressure (Cp)........ 0.0092482977
Loss-of due to Applied Moment (Cm).. 0.0258624330
Loss-of due to Applied Force (Cf)... 0.0002265638
Loss-of due to all loads (CL)....... 0.0353372917
Initial minus all Losses (Ci-CL).... 0.1730130762
For Leak-Proof Joint (Creq)......... 0.0197039135
Excess available (Ci-Creq) ......... 0.1886464655
LEAKAGE SAFETY FACTOR: (If less than one then joint
leakage is predicted.) (Allowed/Actual)
Pressure Only (Ci-Creq)/Cp ............. 20.40
Force Only (Ci-Creq)/Cf ................ 832.64
Moment Only (Ci-Creq)/Cm ............... 7.29
Pressure+Force+Moment (Ci-Creq)/CL ..... 5.34
EQUIVALENT PRESSURE MODEL ----------------------------
Equivalent Pressure ( KPa ) ............ 11462.85
ANSI B16.5 Flange Allowable Pressure Rating . 4878.49
STRESS SAFETY FACTOR: (If less than one then joint
failure is predicted.) (Allowed/Actual)
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 14041Date:JUL 20,2019 @ 1:55
Job: D:\BISMILLAH TUGAS AKHIR\TA RENDI\05. NATIVE C2 FLANGE\FLANGE CHECK 10INCH
300#.FLG
CAESAR II ANALYSIS REPORT: Flange Leakage/Stress Calculations
ANSI B16.5/Equivalent Pressure ................. 0.43
ASME SECT VIII DIV 1 STRESS MODEL ------------------------
ACCORDING TO A05 APP 2-14, THE FOLLOWING RIGIDITY
FACTORS SHOULD BE LESS THAN 1.0
ASME Rigidity Factor "J", Operating Case ....... 0.8202
ASME Rigidity Factor "J", Seating Case ......... 0.6621
CALCULATED STRESSES ( KPa )
OPERATING ALLOW SEATING ALLOW
--------- ----- ------- -----
Longitudinal Hub .. 143307 206843 117433 206843
Radial Flange ..... 130126 137895 106632 137895
Tangential Flange . 77673 137895 63649 137895
Maximum Average ... 136716 137895 112032 137895
Bolting ........... 166854 344738 80102 172369
"*" Indicates Failure for an item.
STRESS SAFETY FACTOR: (If less than one then joint
failure is predicted.) (Allowed/Actual)
OPERATING SEATING
--------- -------
Longitudinal Hub .... 1.44 1.76
Radial Flange ....... 1.06 1.29
Tangential Flange ... 1.78 2.17
Maximum Average ..... 1.01 1.23
Bolting ............. 2.07 2.15
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 14041Date:JUL 20,2019 @ 1:55
Job: D:\BISMILLAH TUGAS AKHIR\TA RENDI\05. NATIVE C2 FLANGE\FLANGE CHECK 10INCH
300#.FLG
CAESAR II ANALYSIS REPORT: Flange Leakage/Stress Calculations
FLANGE LEAKAGE/STRESS CALCULATIONS
Flange Inside Diameter [B] (User to verify) ......(mm.) 254.508
Flange Thickness [t]..............................(mm.) 45.974
Flange Rating (Optional) .............................. 300.000
Bolt Circle Diameter .............................(mm.) 387.350
Number of Bolts ....................................... 16.000
Bolt Diameter ....................................(mm.) 25.400
Bolt Initial Tightening Stress ............( KPa )
Uncompressed Gasket Thickness ....................(mm.) 3.302
Grade of Attached B16_5 ANSI Flange.................... 1.100
Leak Pressure Ratio [m] ............................... 3.000
Effective Gasket Modulus ..................( KPa ) 3016456.250
Externally Applied Moment ..... (optional) ....( N.m. ) 9556.000
Externally Applied Force ...... (optional) .......( N.) 5322.000
Pressure [P]...............................( KPa ) 3000.000
Disable Stress Calculations (Y/N) ..................... N
Flange Type (1-8, see ?-Help or Alt-P to plot) ........ 1.000
Flange Outside Diameter [A].......................(mm.) 444.500
Design Temperature ................................ C 65.500
Small End Hub Thickness [g0]......................(mm.) 9.398
Large End Hub Thickness [g1]......................(mm.) 33.020
Hub Length [h]....................................(mm.) 69.900
Flange Allowable @Design Temperature ......( KPa ) 137895.141
Flange Allowable @Ambient Temperature .....( KPa ) 137895.141
Flange Modulus of Elasticity @Design ......( KPa ) 91010792.000
Flange Modulus of Elasticity @Ambient .....( KPa ) 92389744.000
Bolt Allowable @Design Temperature ......( KPa ) 172368.922
Bolt Allowable @Ambient Temperature .....( KPa ) 172368.922
Gasket Seating Stress [y] .................( KPa ) 68947.570
Flange Allowable Stress Multiplier .................... 1.000
Bolt Allowable Stress Multiplier (VIII Div 2 4-141) ... 2.000
Disable Leakage Calculations (Y/N) .................... N
Disable ANSI B16.5 Checks (Y/N) ....................... N
Flange Face OD or Lapjt Cnt OD....................(mm.) 323.850
Flange Face ID or Lapjt Cnt ID....................(mm.) 254.508
Gasket Outer Diameter ............................(mm.) 317.500
Gasket Inner Diameter ............................(mm.) 287.274
Nubbin Width .....................................(mm.)
Facing Sketch ......................................... 2.000
Facing Column ......................................... 2.000
Flange Type: (Integral Weld Neck)
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 14041Date:JUL 20,2019 @ 1:55
Job: D:\BISMILLAH TUGAS AKHIR\TA RENDI\05. NATIVE C2 FLANGE\FLANGE CHECK 10INCH
300#.FLG
CAESAR II ANALYSIS REPORT: Flange Leakage/Stress Calculations
Effective gasket width parameters:
Effective gasket seating width, b......(mm.) 6.9270
Diameter of gasket load reaction, G....(mm.) 303.6459
SAFETY FACTOR SUMMARY for the different Flange Models
analyzed. (SAFETY FACTOR = Allowed/Actual)
SAFETY
FACTOR
Flexibility/Gasket Compression Model (Leakage).. 12.72
ANSI B16.5/Equivalent Pressure (Stress)......... 1.01
ASME Model Operating (Stress)................... 2.14
ASME Model Seating (Stress)..................... 1.64
FLANGE FLEXIBILITY MODEL ---------------------------------
BOLTED FLANGE CHARACTERISTICS:
Initial Tightening Stress in the Bolt (Not the seating
stress): 310264 KPa
Approximate Torque required to induce the above initial
stress: 420 N.m.
GASKET COMPRESSION: COMPRESSION
(mm.)
After Initial Boltup (Ci)........... 0.2083503753
Loss-of due to Pressure (Cp)........ 0.0092482977
Loss-of due to Applied Moment (Cm).. 0.0053590089
Loss-of due to Applied Force (Cf)... 0.0002265638
Loss-of due to all loads (CL)....... 0.0148338713
Initial minus all Losses (Ci-CL).... 0.1935165077
For Leak-Proof Joint (Creq)......... 0.0197039135
Excess available (Ci-Creq) ......... 0.1886464655
LEAKAGE SAFETY FACTOR: (If less than one then joint
leakage is predicted.) (Allowed/Actual)
Pressure Only (Ci-Creq)/Cp ............. 20.40
Force Only (Ci-Creq)/Cf ................ 832.64
Moment Only (Ci-Creq)/Cm ............... 35.20
Pressure+Force+Moment (Ci-Creq)/CL ..... 12.72
EQUIVALENT PRESSURE MODEL ----------------------------
Equivalent Pressure ( KPa ) ............ 4811.87
ANSI B16.5 Flange Allowable Pressure Rating . 4878.49
STRESS SAFETY FACTOR: (If less than one then joint
failure is predicted.) (Allowed/Actual)
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 14041Date:JUL 20,2019 @ 1:55
Job: D:\BISMILLAH TUGAS AKHIR\TA RENDI\05. NATIVE C2 FLANGE\FLANGE CHECK 10INCH
300#.FLG
CAESAR II ANALYSIS REPORT: Flange Leakage/Stress Calculations
ANSI B16.5/Equivalent Pressure ................. 1.01
ASME SECT VIII DIV 1 STRESS MODEL ------------------------
ACCORDING TO A05 APP 2-14, THE FOLLOWING RIGIDITY
FACTORS SHOULD BE LESS THAN 1.0
ASME Rigidity Factor "J", Operating Case ....... 0.3862
ASME Rigidity Factor "J", Seating Case ......... 0.4968
CALCULATED STRESSES ( KPa )
OPERATING ALLOW SEATING ALLOW
--------- ----- ------- -----
Longitudinal Hub .. 67470 206843 88119 206843
Radial Flange ..... 61264 137895 80014 137895
Tangential Flange . 36569 137895 47761 137895
Maximum Average ... 64367 137895 84066 137895
Bolting ........... 82175 344738 80102 172369
"*" Indicates Failure for an item.
STRESS SAFETY FACTOR: (If less than one then joint
failure is predicted.) (Allowed/Actual)
OPERATING SEATING
--------- -------
Longitudinal Hub .... 3.07 2.35
Radial Flange ....... 2.25 1.72
Tangential Flange ... 3.77 2.89
Maximum Average ..... 2.14 1.64
Bolting ............. 4.20 2.15
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 14041Date:JUL 20,2019 @ 1:55
Job: D:\BISMILLAH TUGAS AKHIR\TA RENDI\05. NATIVE C2 FLANGE\FLANGE CHECK 10INCH
300#.FLG
CAESAR II ANALYSIS REPORT: Flange Leakage/Stress Calculations
FLANGE LEAKAGE/STRESS CALCULATIONS
Flange Inside Diameter [B] (User to verify) ......(mm.) 254.508
Flange Thickness [t]..............................(mm.) 45.974
Flange Rating (Optional) .............................. 300.000
Bolt Circle Diameter .............................(mm.) 387.350
Number of Bolts ....................................... 16.000
Bolt Diameter ....................................(mm.) 25.400
Bolt Initial Tightening Stress ............( KPa )
Uncompressed Gasket Thickness ....................(mm.) 3.302
Grade of Attached B16_5 ANSI Flange.................... 1.100
Leak Pressure Ratio [m] ............................... 3.000
Effective Gasket Modulus ..................( KPa ) 3016456.250
Externally Applied Moment ..... (optional) ....( N.m. ) 14422.000
Externally Applied Force ...... (optional) .......( N.) 5322.000
Pressure [P]...............................( KPa ) 3000.000
Disable Stress Calculations (Y/N) ..................... N
Flange Type (1-8, see ?-Help or Alt-P to plot) ........ 1.000
Flange Outside Diameter [A].......................(mm.) 444.500
Design Temperature ................................ C 65.500
Small End Hub Thickness [g0]......................(mm.) 9.398
Large End Hub Thickness [g1]......................(mm.) 33.020
Hub Length [h]....................................(mm.) 69.900
Flange Allowable @Design Temperature ......( KPa ) 137895.141
Flange Allowable @Ambient Temperature .....( KPa ) 137895.141
Flange Modulus of Elasticity @Design ......( KPa ) 91010792.000
Flange Modulus of Elasticity @Ambient .....( KPa ) 92389744.000
Bolt Allowable @Design Temperature ......( KPa ) 172368.922
Bolt Allowable @Ambient Temperature .....( KPa ) 172368.922
Gasket Seating Stress [y] .................( KPa ) 68947.570
Flange Allowable Stress Multiplier .................... 1.000
Bolt Allowable Stress Multiplier (VIII Div 2 4-141) ... 2.000
Disable Leakage Calculations (Y/N) .................... N
Disable ANSI B16.5 Checks (Y/N) ....................... N
Flange Face OD or Lapjt Cnt OD....................(mm.) 323.850
Flange Face ID or Lapjt Cnt ID....................(mm.) 254.508
Gasket Outer Diameter ............................(mm.) 317.500
Gasket Inner Diameter ............................(mm.) 287.274
Nubbin Width .....................................(mm.)
Facing Sketch ......................................... 2.000
Facing Column ......................................... 2.000
Flange Type: (Integral Weld Neck)
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 14041Date:JUL 20,2019 @ 1:55
Job: D:\BISMILLAH TUGAS AKHIR\TA RENDI\05. NATIVE C2 FLANGE\FLANGE CHECK 10INCH
300#.FLG
CAESAR II ANALYSIS REPORT: Flange Leakage/Stress Calculations
Effective gasket width parameters:
Effective gasket seating width, b......(mm.) 6.9270
Diameter of gasket load reaction, G....(mm.) 303.6459
SAFETY FACTOR SUMMARY for the different Flange Models
analyzed. (SAFETY FACTOR = Allowed/Actual)
SAFETY
FACTOR
Flexibility/Gasket Compression Model (Leakage).. 10.74
ANSI B16.5/Equivalent Pressure (Stress)......... 0.86
ASME Model Operating (Stress)................... 1.86
ASME Model Seating (Stress)..................... 1.57
FLANGE FLEXIBILITY MODEL ---------------------------------
BOLTED FLANGE CHARACTERISTICS:
Initial Tightening Stress in the Bolt (Not the seating
stress): 310264 KPa
Approximate Torque required to induce the above initial
stress: 420 N.m.
GASKET COMPRESSION: COMPRESSION
(mm.)
After Initial Boltup (Ci)........... 0.2083503753
Loss-of due to Pressure (Cp)........ 0.0092482977
Loss-of due to Applied Moment (Cm).. 0.0080878641
Loss-of due to Applied Force (Cf)... 0.0002265638
Loss-of due to all loads (CL)....... 0.0175627246
Initial minus all Losses (Ci-CL).... 0.1907876432
For Leak-Proof Joint (Creq)......... 0.0197039135
Excess available (Ci-Creq) ......... 0.1886464655
LEAKAGE SAFETY FACTOR: (If less than one then joint
leakage is predicted.) (Allowed/Actual)
Pressure Only (Ci-Creq)/Cp ............. 20.40
Force Only (Ci-Creq)/Cf ................ 832.64
Moment Only (Ci-Creq)/Cm ............... 23.32
Pressure+Force+Moment (Ci-Creq)/CL ..... 10.74
EQUIVALENT PRESSURE MODEL ----------------------------
Equivalent Pressure ( KPa ) ............ 5697.07
ANSI B16.5 Flange Allowable Pressure Rating . 4878.49
STRESS SAFETY FACTOR: (If less than one then joint
failure is predicted.) (Allowed/Actual)
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 14041Date:JUL 20,2019 @ 1:55
Job: D:\BISMILLAH TUGAS AKHIR\TA RENDI\05. NATIVE C2 FLANGE\FLANGE CHECK 10INCH
300#.FLG
CAESAR II ANALYSIS REPORT: Flange Leakage/Stress Calculations
ANSI B16.5/Equivalent Pressure ................. 0.86
ASME SECT VIII DIV 1 STRESS MODEL ------------------------
ACCORDING TO A05 APP 2-14, THE FOLLOWING RIGIDITY
FACTORS SHOULD BE LESS THAN 1.0
ASME Rigidity Factor "J", Operating Case ....... 0.4439
ASME Rigidity Factor "J", Seating Case ......... 0.5188
CALCULATED STRESSES ( KPa )
OPERATING ALLOW SEATING ALLOW
--------- ----- ------- -----
Longitudinal Hub .. 77563 206843 92021 206843
Radial Flange ..... 70429 137895 83556 137895
Tangential Flange . 42040 137895 49875 137895
Maximum Average ... 73996 137895 87788 137895
Bolting ........... 93445 344738 80102 172369
"*" Indicates Failure for an item.
STRESS SAFETY FACTOR: (If less than one then joint
failure is predicted.) (Allowed/Actual)
OPERATING SEATING
--------- -------
Longitudinal Hub .... 2.67 2.25
Radial Flange ....... 1.96 1.65
Tangential Flange ... 3.28 2.76
Maximum Average ..... 1.86 1.57
Bolting ............. 3.69 2.15
LAMPIRAN F
HASIL RUNNING SOFTWARE
(DISPLACEMENT)
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 140416) Date: JUL 13, 2019 Time: 13:21Job Name: WITHOUT HOLDDOWN (4CM)Licensed To: SPLM: Edit company name in <system>\company.txtRESTRAINT SUMMARY EXTENDED REPORT: Loads On RestraintsVarious Load Cases
LOAD CASE DEFINITION KEY
CASE 2 (OPE) W+D1+T1+P1+HCASE 3 (OPE) W+D2+T2+P2+HCASE 4 (OPE) W+D3+T3+P3+HCASE 5 (SUS) W+P1+HCASE 6 (SUS) W+P2+HCASE 7 (SUS) W+P3+H
Filters Used:Node Number >= 1010 and <= 1350Show All Restraints
Node Load Case FX N. FY N. FZ N. MX N.m. MY N.m. MZ N.m. DX mm. DY mm. DZ mm.
1060 Rigid +Z; Rigid Y w/gap 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -3.732 -0.566 1.709 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -1.255 -0.147 1.928 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -4.414 0.608 4.122 5(SUS) -28 -3 -2874 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -28 -3 -2874 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -28 -3 -2874 0 0 0 0 0 0 MAX -28/L5 -3/L5 -2874/L5 -4.414/L4 0.608/L4 4.122/L4
1070 Rigid +Z 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -5.095 -0.868 7.363 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -2.648 -0.478 8.125 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -4.746 0.262 14.314 5(SUS) -49 10 -1469 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -49 10 -1469 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -49 10 -1469 0 0 0 0 0 0 MAX -49/L5 10/L5 -1469/L5 -5.095/L2 -0.868/L2 14.314/L4
1080 Rigid +Z 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -5.942 -0.904 10.695 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -3.514 -0.6 11.67 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -4.953 -0.044 19.265 5(SUS) -6 7 -30 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -6 7 -30 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -6 7 -30 0 0 0 0 0 0 MAX -6/L5 7/L5 -30/L5 -5.942/L2 -0.904/L2 19.265/L4
1130 Rigid +Z 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -6.6 -0.802 12.054 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -4.179 -0.581 13.036 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -5.087 -0.194 20.544 5(SUS) -80 -46 -12867 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -80 -46 -12867 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -80 -46 -12867 0 0 0 0 0 0 MAX -80/L5 -46/L5 -12867/L5 -6.600/L2 -0.802/L2 20.544/L4
1230 Rigid +Z 2(OPE) -30567 145 -101892 0 0 0 -8.47 0.04 0 3(OPE) -33712 296 -112379 0 0 0 -6.073 0.053 0 4(OPE) -49917 985 -166421 0 0 0 -5.491 0.108 0 5(SUS) -134 84 -7763 0 0 0 -0.001 0 0 6(SUS) -134 84 -7763 0 0 0 -0.001 0 0 7(SUS) -134 84 -7763 0 0 0 -0.001 0 0 MAX -49917/L4 985/L4 -166421/L4 -8.470/L2 0.108/L4 -0.000/L4
1270 Rigid +Z 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -8.066 1.103 2.072 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -5.738 0.963 2.221 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -5.248 0.615 3.335 5(SUS) -27 -6 -4243 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -27 -6 -4243 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -27 -6 -4243 0 0 0 0 0 0 MAX -27/L5 -6/L5 -4243/L5 -8.066/L2 1.103/L2 3.335/L4
1350 Rigid +Z 2(OPE) -1119 247 -3821 0 0 0 -7.304 1.612 0 3(OPE) -1064 305 -3689 0 0 0 -5.129 1.473 0 4(OPE) -848 127 -2859 0 0 0 -4.697 0.704 0 5(SUS) 17 -6 -3521 0 0 0 0 0 0 6(SUS) 17 -6 -3521 0 0 0 0 0 0 7(SUS) 17 -6 -3521 0 0 0 0 0 0 MAX -1119/L2 305/L3 -3821/L2 -7.304/L2 1.612/L2 -0.000/L2
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 140416) Date: JUL 13, 2019 Time: 13:50Job Name: WITHOUT HOLDDOWN (8CM)Licensed To: SPLM: Edit company name in <system>\company.txtRESTRAINT SUMMARY EXTENDED REPORT: Loads On RestraintsVarious Load Cases
Node Load Case FX N. FY N. FZ N. MX N.m. MY N.m. MZ N.m. DX mm. DY mm. DZ mm. LOAD CASE DEFINITION KEY
CASE 2 (OPE) W+D1+T1+P1+HCASE 3 (OPE) W+D2+T2+P2+HCASE 4 (OPE) W+D3+T3+P3+HCASE 5 (SUS) W+P1+HCASE 6 (SUS) W+P2+HCASE 7 (SUS) W+P3+H
Filters Used:Node Number >= 1010 and <= 1350Show All Restraints
1060 Rigid +Z; Rigid Y w/gap 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -14.412 -0.052 10.406 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -7.082 -0.07 11.455 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -17.506 -0.141 13.003 5(SUS) -28 -3 -2874 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -28 -3 -2874 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -28 -3 -2874 0 0 0 0 0 0 MAX -28/L5 -3/L5 -2874/L5 -17.506/L4 -0.141/L4 13.003/L4
1070 Rigid +Z 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -15.841 -0.316 30.362 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -8.587 -0.466 33.041 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -17.863 -0.505 36.995 5(SUS) -49 10 -1469 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -49 10 -1469 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -49 10 -1469 0 0 0 0 0 0 MAX -49/L5 10/L5 -1469/L5 -17.863/L4 -0.505/L4 36.995/L4
1080 Rigid +Z 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -16.73 -0.443 38.499 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -9.523 -0.644 41.709 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -18.084 -0.656 46.449 5(SUS) -6 7 -30 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -6 7 -30 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -6 7 -30 0 0 0 0 0 0 MAX -6/L5 7/L5 -30/L5 -18.084/L4 -0.656/L4 46.449/L4
1130 Rigid +Z 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -17.402 -0.432 39.336 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -10.211 -0.651 42.472 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -18.224 -0.642 47.103 5(SUS) -80 -46 -12867 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -80 -46 -12867 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -80 -46 -12867 0 0 0 0 0 0 MAX -80/L5 -46/L5 -12867/L5 -18.224/L4 -0.651/L3 47.103/L4
1230 Rigid +Z 2(OPE) -66756 1307 -222563 0 0 0 -19.326 0.378 0 3(OPE) -75980 1449 -253312 0 0 0 -12.198 0.233 0 4(OPE) -82976 1408 -276628 0 0 0 -18.647 0.317 0 5(SUS) -134 84 -7763 0 0 0 -0.001 0 0 6(SUS) -134 84 -7763 0 0 0 -0.001 0 0 7(SUS) -134 84 -7763 0 0 0 -0.001 0 0 MAX -82976/L4 1449/L3 -276628/L4 -19.326/L2 0.378/L2 -0.000/L4
1270 Rigid +Z 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -19.015 0.81 6.041 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -11.851 0.547 6.487 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -18.343 0.1 7.153 5(SUS) -27 -6 -4243 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -27 -6 -4243 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -27 -6 -4243 0 0 0 0 0 0 MAX -27/L5 -6/L5 -4243/L5 -19.015/L2 0.810/L2 7.153/L4
1350 Rigid +Z 2(OPE) -278 20 -929 0 0 0 -18.656 1.319 0 3(OPE) -174 16 -584 0 0 0 -11.525 1.057 0 4(OPE) -32 0 -106 0 0 0 -18.075 0.189 0 5(SUS) 17 -6 -3521 0 0 0 0 0 0 6(SUS) 17 -6 -3521 0 0 0 0 0 0 7(SUS) 17 -6 -3521 0 0 0 0 0 0 MAX -278/L2 20/L2 -3521/L5 -18.656/L2 1.319/L2 -0.000/L5
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 140416) Date: JUL 13, 2019 Time: 13:43Job Name: WITHOUT HOLDDOWN (12CM)Licensed To: SPLM: Edit company name in <system>\company.txtRESTRAINT SUMMARY EXTENDED REPORT: Loads On RestraintsVarious Load Cases
Node Load Case FX N. FY N. FZ N. MX N.m. MY N.m. MZ N.m. DX mm. DY mm. DZ mm. LOAD CASE DEFINITION KEY
CASE 2 (OPE) W+D1+T1+P1+HCASE 3 (OPE) W+D2+T2+P2+HCASE 4 (OPE) W+D3+T3+P3+HCASE 5 (SUS) W+P1+HCASE 6 (SUS) W+P2+HCASE 7 (SUS) W+P3+H
Filters Used:Node Number >= 1010 and <= 1350Show All Restraints
1060 Rigid +Z; Rigid Y w/gap 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -26.14 -0.41 19.436 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -18.627 -0.325 20.505 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -27.674 0.128 22.237 5(SUS) -28 -3 -2874 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -28 -3 -2874 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -28 -3 -2874 0 0 0 0 0 0 MAX -28/L5 -3/L5 -2874/L5 -27.674/L4 -0.410/L2 22.237/L4
1070 Rigid +Z 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -27.626 -0.998 53.447 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -20.178 -1.013 56.187 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -28.086 -0.533 60.624 5(SUS) -49 10 -1469 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -49 10 -1469 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -49 10 -1469 0 0 0 0 0 0 MAX -49/L5 10/L5 -1469/L5 -28.086/L4 -1.013/L3 60.624/L4
1080 Rigid +Z 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -28.549 -1.227 66.198 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -21.144 -1.297 69.489 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -28.343 -0.903 74.817 5(SUS) -6 7 -30 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -6 7 -30 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -6 7 -30 0 0 0 0 0 0 MAX -6/L5 7/L5 -30/L5 -28.549/L2 -1.297/L3 74.817/L4
1130 Rigid +Z 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -29.233 -1.188 66.439 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -21.841 -1.291 69.662 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -28.494 -0.987 74.879 5(SUS) -80 -46 -12867 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -80 -46 -12867 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -80 -46 -12867 0 0 0 0 0 0 MAX -80/L5 -46/L5 -12867/L5 -29.233/L2 -1.291/L3 74.879/L4
1230 Rigid +Z 2(OPE) -100744 1327 -335842 0 0 0 -31.203 0.411 0 3(OPE) -110101 1336 -367029 0 0 0 -23.866 0.29 0 4(OPE) -118634 1389 -395473 0 0 0 -28.963 0.339 0 5(SUS) -134 84 -7763 0 0 0 -0.001 0 0 6(SUS) -134 84 -7763 0 0 0 -0.001 0 0 7(SUS) -134 84 -7763 0 0 0 -0.001 0 0 MAX -118634/L4 1389/L4 -395473/L4 -31.203/L2 0.411/L2 -0.000/L4
1270 Rigid +Z 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -30.708 0.37 12.323 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -23.35 0.225 13.421 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -28.554 -0.141 15.182 5(SUS) -27 -6 -4243 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -27 -6 -4243 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -27 -6 -4243 0 0 0 0 0 0 MAX -27/L5 -6/L5 -4243/L5 -30.708/L2 0.370/L2 15.182/L4
1350 Rigid +Z 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -30.294 0.88 3.874 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -22.942 0.735 4.987 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -28.215 -0.053 6.756 5(SUS) 17 -6 -3521 0 0 0 0 0 0 6(SUS) 17 -6 -3521 0 0 0 0 0 0 7(SUS) 17 -6 -3521 0 0 0 0 0 0 MAX 17/L5 -6/L5 -3521/L5 -30.294/L2 0.880/L2 6.756/L4
CAESAR II 2014 Ver.7.00.00.2800, (Build 140416) Date: JUL 13, 2019 Time: 13:37Job Name: WITHOUT HOLDOWN (16,22)Licensed To: SPLM: Edit company name in <system>\company.txtRESTRAINT SUMMARY EXTENDED REPORT: Loads On RestraintsVarious Load Cases
Node Load Case FX N. FY N. FZ N. MX N.m. MY N.m. MZ N.m. DX mm. DY mm. DZ mm. LOAD CASE DEFINITION KEY
CASE 2 (OPE) W+D1+T1+P1+HCASE 3 (OPE) W+D2+T2+P2+HCASE 4 (OPE) W+D3+T3+P3+HCASE 5 (SUS) W+P1+HCASE 6 (SUS) W+P2+HCASE 7 (SUS) W+P3+H
Filters Used:Node Number >= 1010 and <= 1350Show All Restraints
1060 Rigid +Z; Rigid Y w/gap 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -36.661 0.708 29.174 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -30.473 1.418 30.055 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -38 1.048 32.007 5(SUS) -28 -3 -2874 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -28 -3 -2874 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -28 -3 -2874 0 0 0 0 0 0 MAX -28/L5 -3/L5 -2874/L5 -38.000/L4 1.418/L3 32.007/L4
1070 Rigid +Z 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -38.212 0.435 78.413 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -32.077 1.115 80.671 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -38.469 0.707 85.671 5(SUS) -49 10 -1469 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -49 10 -1469 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -49 10 -1469 0 0 0 0 0 0 MAX -49/L5 10/L5 -1469/L5 -38.469/L4 1.115/L3 85.671/L4
1080 Rigid +Z 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -39.177 0.156 96.186 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -33.075 0.665 98.898 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -38.761 0.32 104.902 5(SUS) -6 7 -30 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -6 7 -30 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -6 7 -30 0 0 0 0 0 0 MAX -6/L5 7/L5 -30/L5 -39.177/L2 0.665/L3 104.902/L4
1130 Rigid +Z 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -39.875 0.024 95.809 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -33.783 0.371 98.465 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -38.924 0.098 104.346 5(SUS) -80 -46 -12867 0 0 0 0 0 0
6(SUS) -80 -46 -12867 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -80 -46 -12867 0 0 0 0 0 0 MAX -80/L5 -46/L5 -12867/L5 -39.875/L2 0.371/L3 104.346/L4
1230 Rigid +Z 2(OPE) -138552 1812 -461879 0 0 0 -41.899 0.548 0 3(OPE) -146261 2052 -487585 0 0 0 -35.852 0.503 0 4(OPE) -156722 1778 -522439 0 0 0 -39.441 0.448 0 5(SUS) -134 84 -7763 0 0 0 -0.001 0 0 6(SUS) -134 84 -7763 0 0 0 -0.001 0 0 7(SUS) -134 84 -7763 0 0 0 -0.001 0 0 MAX -156722/L4 2052/L3 -522439/L4 -41.899/L2 0.548/L2 -0.000/L4
1270 Rigid +Z 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -41.657 0.718 23.197 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -35.695 0.649 24.14 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -39.262 0.177 26.08 5(SUS) -27 -6 -4243 0 0 0 0 0 0 6(SUS) -27 -6 -4243 0 0 0 0 0 0 7(SUS) -27 -6 -4243 0 0 0 0 0 0 MAX -27/L5 -6/L5 -4243/L5 -41.657/L2 0.718/L2 26.080/L4
1350 Rigid +Z 2(OPE) 0 0 0 0 0 0 -41.529 1.228 15.772 3(OPE) 0 0 0 0 0 0 -35.674 1.159 16.766 4(OPE) 0 0 0 0 0 0 -39.182 0.265 18.672 5(SUS) 17 -6 -3521 0 0 0 0 0 0 6(SUS) 17 -6 -3521 0 0 0 0 0 0 7(SUS) 17 -6 -3521 0 0 0 0 0 0 MAX 17/L5 -6/L5 -3521/L5 -41.529/L2 1.228/L2 18.672/L4
LAMPIRAN G
BIODATA MAHASISWA
LAMPIRAN G BIODATA MAHASISWA
G-1 Data Mahasiswa
Nama : Muhammad Rendi Yusuf
NRP : 0815040048
Jurusan : Teknik Permesinan Kapal
Program Studi : D4 Teknik Perpipaan
Agama : Islam
Jenis Kelamin : Laki – laki
Alamat Rumah : Jl. Jember no.27 Dsn Krajan Rt/Rw 01/04 Setail-Genteng-
Banyuwangi
Telepon : +6282336961179
Email : [email protected]
Tempat, Tanggal Lahir : Banyuwangi, 06 Juli 1997
Nama Ayah : Joko Istamuji
Nama Ibu : Siti Fattimah
Riwayat Pendidikan
SD : SDN 1 Setail, Banyuwangi
SMP : SMPN 1 Tegalsari, Banyuwangi
SMA : SMAN 1 Gambiran, Banyuwangi
Perguruan Tinggi : Politeknik Perkapalan Negeri Surabaya