tugasakhir (mo 091336)
TRANSCRIPT
ANALISA KEGAGALAN PIPA GAS API-X65 AKIBAT KOROSI MENGGUNAKAN SINTAP
BERBASIS KEANDALAN
Tugas Akhir (MO 091336)
Failure Engineering. Analysis
Dikerjakan Oleh:
Aris Bagoes Maladhi4307.100.100
Dosen PembimbingProf. Ir. Daniel M. Rosyid, Ph.D., MRINA
Ir. Murdjito, M.Sc,Eng
Jurusan Teknik KelautanFakultas Teknologi Kelautan
Institut Teknologi Sepuluh NopemberSeptember 2011
Failure Engineering. Analysis
• Fakta bahwa di dunia ini terdapat:– 12000 anjungan lepas pantai– 5000 unit sub-sea– 22000 jaringan pemipaan gas bumi– North Sea: total jaringan pipa sepanjang 10000 KM
• Feasibility study gas sub-sea line• Peraturan Menteri Pertambangan dan Energi No. 06
P/0746/M.PE/1991• Pengaruh sifat air laut yang korosif pada struktur pipa
LATAR BELAKANG
• Penelitian-penelitian sebelumnya:– Lilik H. Thohiroh (2005): Perancangan pipa gas bawah laut– Ahmad Fauzan (2007): Analisa keandalan & RBI– Moh. Nur Hidayat (2006): Analisa retak cacat las FAD– H. Adib et al (2010): Corrosion defect assessment by SINTAP
• Keuntungan SINTAP:– Pengakuan metode analisa dan hasil tidak diragukan Consortium of
17 European establishments under the European Union Brite-EuramFourth Framework Scheme
– Dapat melakukan penilaian kekuatan struktur lebih spesifik.
LATAR BELAKANG
Tempat Instalasi Pipa
• Bagaimana pengaruh bentuk geometri keropos korosi terhadap tegangan pada pipa?
• Bagaimana pengaruh bentuk geometri keropos korosi terhadap peluang kegagalan pipa?
• Bagaimana cara menentukan jenis kegagalan yang dialami pipa menggunakan FAD SINTAP?
PERUMUSAN MASALAH
• Mengetahui pengaruh bentuk geometri keropos korosi terhadap tegangan pada pipa.
• Mengetahui pengaruh bentuk geometri keropos korosi terhadap peluang kegagalan pipa.
• Menentukan jenis kegagalan yang dialami pipa menggunakan FAD SINTAP.
TUJUAN
MANFAAT
• Feasibility study gas subsea line dengan probabilistic analysis.
• Objek penelitian adalah hasil perancangan offshore pipelineIIGTS milik PT. PGN oleh Hamidotut Thohiroh (2005).
• Analisa peluang kegagalan pipa akibat korosi dilakukan untuk 3 geometri retak korosi yaitu semi spherical, semi elliptical, danlong blunt notch.
• Pemodelan 3D geometri retak korosi pada pipa untuk analisaFEM-ANSYS adalah one-quarter symmetry.
• Penilaian keandalan pipa hanya dilakukan dengan kondisi defecttunggal pada pipa dan untuk beban tekanan internal saja.
• Penentuan stress distribution pada analisa FEM-ANSYS dilakukan hanya untuk arah longitudinal saja.
BATASAN MASALAH
• Perhitungan yang dilakukan mengacu pada standard and codeyang berlaku yaitu DNV-RP-F101 dan DNV Technical Report No 96-3392 Reliability of Corroded Pipes Finite Element Analysis.
• Untuk besaran-besaran statistic dan probabilistic yang tidakdiketahui diasumsikan sesuai dengan ketentuan dan referensi.
• Pada perhitungan SINTAP digunakan level 1 dimana perbedaanyield strength antara parent metal dengan HAZ dianggap kurangdari 10%.
BATASAN MASALAH
• Mengapa SINTAP:– Banyak metode untuk fitness-for-purpose di Eropa.
– Penentuan faktor keamanan dan landasan teori yang tidak spesifik.
– Pendekatan yang digunakan tidak terdefinisi dengan baik.
• SINTAP FAD Approach
TINJAUAN PUSTAKA
• Modification of SINTAP for Notch:– Fracture mechanics crack based not based on blunt defect
(corrosion craters)
– Kr is replaced by Kr,ρ
– The fracture process requires a certain volume which that’s assumed as a cylindrical with effective distance as its diameter.
TINJAUAN PUSTAKA
• Reliability analysis dengan SINTAP– Limit state function:
gR6 (X) = gR6 (KIC, σy, a) = fR6 – Kr
gLr (σy, σu, a) = Lrmax - Lr
– Probability of failure:
TINJAUAN PUSTAKA
METODOLOGI PENELITIANMulai
Studi Literatur & Pengumpulan
Data
Pemodelan ANSYS dan Analisa FEM 3D
Analisa distrbusi tegangan untuk arah radial dan longitudinal pada akar
keropos korosi
Goodness of fit distribution & Uji statistik Distribusi Weibull
Menentukan Moda Kegagalang(x) = R(x) - S(x)
Ya
TdkP-Value > 0.05 Uji Statistik untuk distribusi
lain dengan P-Value > 0.05
Menentukan mean & CoV semua random variable
• Non Dimensional SIF, Kr• Non Dimensional Load, Lr
Jenis Kegagalan menggunakan polar
coordinate pada FAD
Safe Zone Classification
Validasi
Selesai
Analisa keandalan menggunakan AFOSM
Analisa keandalan dengan simulasi Montecarlo
YaYa
Tdk
METODOLOGI PENELITIANFAD Analysis
• Menentukan yield dan ultimate strength material pipa.• Menghitung non dimensional SIF Kr sebagai fungsi load Lr.• Menentukan:
– Fracture toughness– Ukuran dan bentuk keretakan– Load dan stress pada daerah retak
• Analisa dengan FAD:– Menghitung Lr* untuk pembebanan pada retak– Menghitung Kr* untuk pembebanan pada retak– Plot assessment point dengan koordinat (Lr*, Kr*) pada FAD
• Hasil
Parameter Nilai Satuan
Tekanan desain 7.93 Mpa
Temperatur desain maksimum 51.6 oC
Berat jenis gas 17.6 Kg/m3
Flow rate 400 MMscfd
t = 0.875”
OD = 32”API 5L X 65
Data Produksi (PGN, 2003)
SYMS = 448 MPaUTS = 531 MPa
PENGUMPULAN DATA
PENGUMPULAN DATA
Data Pipa X65• Spesifikasi : API 5L• Grade : X65 PSL-2• SMYS : 448 MPa• SMTS : 531 MPa• Diameter luar : 32 in• Diameter dalam : 30,25 in• Tebal pipa : 0,875 inData Tekanan Desain• Rata-rata : 1.05 MAOP = (1.05) x (79.3 bar) = 83.265 bar• CoV : 3 %• Distribution : Normal
Statistic Descriptif
Random
Variable
Yield & Tensile
StrengthPressure Defect Size
Fracture
Toughness
Distribution Normal Normal Exponential Weibull
CoV 4% 3% - -
Tabel 3.2 Pendekatan Distribusi pada Random Variable
Yield Stress dan Tensile Strength
• fy = SMYS – fy,temp
• fu = SMTS – fu,temp
Variable Distribution Mean CoVYield Strength (σy) Normal 447.25 MPa 4%
Tensile Strength (σu) Normal 530.25 MPa 4%
PENGUMPULAN DATA
Fracture Toughness
Notch Position Specimen Number CTODEvaluati
on
Weld centerlineW - 1 0.386 ValidW - 2 0.369 ValidW - 3 0.569 Valid
HAZ
H - 1 0.549 ValidH - 2 0.428 Valid
H - 3 0.781Not
validH - 4 0.692 Valid
H - 5 0.753Not
valid
H - 6 0.811Not
valid
Parent metalB - 1 0.843 ValidB - 2 0.804 ValidB - 3 0.785 Valid
Goodness of Fit
Fracture Toughness• Shape : 71,098• Scale : 357,496
Model Keropos korosiKorosi• Mean : 11,1125 mm • Uncertainty factor XM : 1.05
Analisa FEM ANSYS
Boundary Condition FEM
Gambar 4.6 Boundary condition pada model pipa (ANSYS)
Analisa FEM
160150140130120110100908070
330
320
310
300
290
280
270
260
250
Panjang Pipa
Von
Mis
ess
Scatterplot of VonMisess vs Panjang Pipa
Analisa FEM
1101009080706050403020
320
315
310
305
300
295
290
Jmlh Elemen
Von
Mis
es
Scatterplot of VonMises vs Jmlh Elemen
Analisa FEM ANSYS
Analisa FEM ANSYS
Analisa FEM ANSYS
Analisa FEM ANSYS
Analisa FEM ANSYS
Fracture Volumetric Method
Fracture Volumetric Method
Fracture Volumetric Method
Fracture Volumetric Method
Fracture Volumetric Method
Fracture Volumetric Method
Fracture Volumetric Method
SIF
Radial direction seff (MPa) Xeff (mm) Kr=seff √2pXeff
semi spherical 224.5 1.621 22.65
semi elliptical 366.43 2.32 44.23
blunt notch 518.52 1.39 48.43
Longitudinal direction seff (MPa) Xeff (mm) Kr=seff √2pXeff
semi spherical 236.51 1.04 19.11
semi elliptical 325.66 0.89 24.28
blunt notch 394.29 0.58 23.78
FAD
FAD
Safety Factor
Radial direction
Bentuk Korosi SF
Semi spherical 4
Semi elliptical 3.67
Blunt notch 3.64
Longitudinal direction
Bentuk Korosi SF
Semi spherical 3.9
Semi elliptical 3.8
Blunt notch 3.8
Simulasi Montecarlo
Simulasi Montecarlo
Random variable
Yield/Ultimate strength
Pressure
Defect depth
Fracture Toughness
DistribusiNormal Normal Exponential Weibull
CoV 4% 3% - -
Mean447.25/530.25
MPa8.33 MPa
0.4375 in354.8
MPa√m
StD 17.89/21.21 0.25 - -
Shape Parameter
- - 71.098
Scale Parameter- - 357.49
Bentuk korosi PG
Semi spherical 4 x 10-5
Semi Elliptical
1.69 x 10-
3
Blunt notch2.68 x 10-
3
FAD
FAD
Semi Spherical Semi Elliptical Long Blunt Notch
Lr KrKr / Lr
Tipe Kegagalan
Lr KrKr / Lr
Tipe Kegagalan
Lr KrKr / Lr
Tipe Kegagalan
0,30 1,14 3,77 Fracture 0,30 1,30 4,37 Fracture 0,29 1,23 4,20 Fracture0,29 1,02 3,50 Fracture 0,30 1,30 4,36 Fracture 0,30 1,22 4,08 Fracture0,29 1,02 3,53 Fracture 0,32 1,29 4,08 Fracture 0,30 1,22 4,00 Fracture0,28 1,29 4,55 Fracture 0,31 1,29 4,16 Fracture 0,31 1,21 3,90 Fracture0,30 1,27 4,30 Fracture 0,29 1,29 4,38 Fracture 0,28 1,22 4,39 Fracture0,30 1,27 4,23 Fracture 0,27 1,29 4,80 Fracture 0,28 1,22 4,32 Fracture0,29 1,27 4,38 Fracture 0,29 1,29 4,40 Fracture 0,28 1,21 4,27 Fracture0,32 1,26 3,98 Fracture 0,30 1,28 4,24 Fracture 0,31 1,20 3,92 Fracture0,30 1,26 4,24 Fracture 0,30 1,28 4,24 Fracture 0,30 1,19 3,98 Fracture0,30 1,24 4,20 Fracture 0,30 1,27 4,18 Fracture 0,29 1,19 4,07 Fracture
FAD
Kesimpulan
• Dari analisa FEM menunjukkan bahwa konsentrasi tegangan terbesar pada pipa disebabkan berturut-turut oleh bentuk korosi long blunt notch, semi elliptical, dan semi spherical, dimana konsentrasi tegangan SCF mencapai hingga 13 kali tegangan nominal pipa. Ketiga bentuk korosi memiliki aspek rasio dan kedalaman yang sama, sehingga dapat disimpulkan bahwa jika semakin kecil radius notch tip makan akan semakin besar pula SCF.
• Sedangkan dari perhitungan SIF menggunakan metode volumetric fracture diketahui tegangan terbesar terjadi pada arah radial dari ligamen korosi. Dan berdasarkan bentuk korosi, SIF terbesar berturut-turut terjadi pada long blunt notch, semi elliptical, dan semi spherical yaitu 48.43 MPa√m, 44.23 MPa√m, dan 22.65 MPa√m.
Kesimpulan
• Besar peluang kegagalan dipengaruhi juga oleh besarnya tegangan SIF pada pipa. Dan dari ketiga bentuk pipa, hanya bentuk korosi semi spherical yang memiliki peluang kegagalan terkecil dan memenuhi safety class DNV RP F101, yaitu 8 x 10-5. Sedangkan peluang kegagalan terbesar terjadi pada pipa dengan bentuk korosi long blunt notch yaitu 4.84 x 10-3.
• Dari hasil simulasi Monte Carlo dan menggunakan polar koordinat pada FAD SINTAP, semua bentuk korosi memiliki jenis kegagalan fracture, dimana θ > 36° atau Kr / Lr > 1.1.
Terima kasihWassalammulaikum Wr. Wb.
Failure Engineering. Analysis
DAFTAR PUSTAKA
• American Petroleum Institute (2000). API Spec 5L: Specification For Line Pipe 42nd Edition. Washington.
• American Petroleum Institute (2000). API RP 579: Fitness for Service. Washington.
• Det Norske Veritas (2010). DNV RP F101: Corroded Pipelines.• Adib, H., et al,. (2006). Evaluation of the Effect of Corrosion
Defects on the Structural Integrity of X52 Gas Pipelines Using the SINTAP Procedure and Notch Theory. Elsevier. France.
• Adib, H., et al. (2006). Structural integrity evaluation of X52 gas pipes subjected to external corrosion defects using the SINTAP procedure. Elsevier. France.
• Meliani, M. Hadj, et al,. (2007). Corrosion Defect Assessment on Pipes Using Limit Analysis and Notch Fracture Mechanics. Elsevier. France.
DAFTAR PUSTAKA
• Nevasmaa, P., Wallin, K., (1997). Structural Integrity Assessment Procedures for European Industry (SINTAP), VTT Manufacturing Technology.
• Thohiroh, L. H. (2005). Perancangan Pipa Bawah Laut South Sumatera-West Java (SSWJ) Phase II. S1 skripsi. JurusanTeknik Kelautan. Institut Teknologi Sepuluh Nopember. Surabaya.
• Bai, Young. (2003). Marine Structure Design. Elsevier. Oxford.
• Soegiono. (2007). Pipa Laut. Airlangga University Press. Surabaya.
• Broek, D. (1989). Elementary Engineering Fracture Mechanics.Kluwer Academic Publisher. USA.
• Thisted, Ronald A. (2010). What is a P-Value. Departmen of Statistic and Health Studies. University of Chicago. Chicago.
DAFTAR PUSTAKA
• Nowak, Adrej S. Collins, Kevin R. (2000). Reliability of Structures. Mc Graw Hill. Singapore.
• Rosyid, Daniel M. (2007). Pengantar Rekayasa Keandalan. Airlangga University Press. Surabaya.