analisa tegangan sistem perpipaan line btf ...repository.ppns.ac.id/2324/1/0815040048 - muhammad...

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)





NRP. 0815040048

DOSEN PEMBIMBING :

HEROE POERNOMO, S.T., M.T.

ABDUL GAFUR, S.T., M.T.

PROGRAM STUDI TEKNIK PERPIPAAN

JURUSAN TEKNIK PERMESINAN KAPAL


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:


0815040048

Diajukan Untuk Memenuhi Salah Satu Syarat Kelulusan

Program Studi Teknik Perpipaan

Jurusan Teknik Permesinan Kapal


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


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


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,


0815040048

ix





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


xi

STRESS ANALYSIS PIPING SYSTEM OF LINE BTF-PJUTIP-

CTP-PI-DW-005 ORF (ONSHORE RECEIVING FACILITY) DUE

TO SOIL SETTLEMENT


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


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


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. 16 Hasil Nilai Tegangan Akibat Expansion Load Case 1 ...................... 43



Tabel 4. 19 Hasil Nilai Tegangan Akibat Hydrostatic Test Case 1 ...................... 46



Tabel 4. 22 Hasil Nilai Tegangan Akibat Operating Load Case 1 ....................... 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


Tabel 4. 30 Nilai Axial Force dan Bending Moment menggunakan Software


Tabel 4. 31 Hasil Nilai Longitudinal Hub Stress Case 1 ...................................... 53



xviii

Tabel 4. 34 Hasil Nilai Radial Flange Stress Case 1 ............................................ 56



Tabel 4. 37 Hasil Nilai Tangensial Flange Stress Case 1 ..................................... 58



Tabel 4. 40 Hasil Nilai Bolting Stress Case 1 ....................................................... 60



Tabel 4. 43 Arah Gaya Support pada Case 1 ........................................................ 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


Gambar 4. 6 Grafik Tegangan Akibat Hydrostatic Load Tiap Segmen (Posisi


Gambar 4. 7 Grafik Tegangan Akibat Operating Load Tiap Segmen (Posisi


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


Gambar 4. 12 Grafik Nilai Bolting Stress Tiap Flange (Posisi Flange Dapat


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.

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


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)


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


LOAD CASE PIPE SUPORT

Displacement

DX (mm)

DY (mm)

DZ (mm)


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


LOAD CASE PIPE SUPORT

Displacement

DX (mm)

DY (mm)

DZ (mm)


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


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


(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


42


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


(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


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


(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


Report Value Stress Due Expansion Load in CAESAR II Existing Condition

44



Gambar 4. 5 Grafik Tegangan Akibat Expansion Load Tiap Segmen (Posisi Segmen

Dapat Dilihat pada Gambar 4.3)


(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



(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


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




(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



(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



(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


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




(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


Report Value Stress Due Operating Load in CAESAR II Existing Condition


(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



(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


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


Tabel 4. 30 Nilai Axial Force dan Bending Moment menggunakan Software CAESAR II pada


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


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 NUMBER (NODE)


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 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


CASE 2 WITH HOLD DOWN (DEPTH SOIL SETTLEMENT 4 cm)


STRESS VALUE

FLANGE NUMBER


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


CASE 3 ADJUSTED PIPE SUPPORT (DEPTH SOIL SETTLEMENT 4 cm)


STRESS VALUE

FLANGE NUMBER


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


NO.

Stress of Flange

STRESS VALUE

FLANGE NUMBER


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




STRESS VALUE

FLANGE NUMBER


psi psi %

1


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




STRESS VALUE

FLANGE NUMBER


psi psi %

1


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).





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


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



STRESS VALUE

FLANGE NUMBER


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




STRESS VALUE

FLANGE NUMBER


psi psi %

1


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




STRESS VALUE

FLANGE NUMBER


psi psi %

1


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).






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



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



STRESS VALUE

FLANGE NUMBER


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




STRESS VALUE

FLANGE NUMBER


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




STRESS VALUE

FLANGE NUMBER


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


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



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



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)


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)


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


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


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


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


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


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



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


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


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


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


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


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


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



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


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


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


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


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


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


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)



300#.FLG


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)



300#.FLG


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.



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



300#.FLG







Number of Bolts ....................................... 16.000

Bolt Diameter ....................................(mm.) 25.400








Pressure [P]...............................( KPa ) 3000.000







Hub Length [h]....................................(mm.) 69.900
















Nubbin Width .....................................(mm.)

Facing Sketch ......................................... 2.000

Facing Column ......................................... 2.000




300#.FLG







SAFETY

FACTOR








stress): 310264 KPa


stress: 420 N.m.


(mm.)






















300#.FLG










--------- ----- ------- -----


Radial Flange ..... 129128 137895 106246 137895


Maximum Average ... 135668 137895 111627 137895

Bolting ........... 165626 344738 80102 172369




OPERATING SEATING

--------- -------


Radial Flange ....... 1.07 1.30



Bolting ............. 2.08 2.15



300#.FLG







Number of Bolts ....................................... 16.000

Bolt Diameter ....................................(mm.) 25.400








Pressure [P]...............................( KPa ) 3000.000







Hub Length [h]....................................(mm.) 69.900
















Nubbin Width .....................................(mm.)

Facing Sketch ......................................... 2.000

Facing Column ......................................... 2.000




300#.FLG







SAFETY

FACTOR








stress): 310264 KPa


stress: 420 N.m.


(mm.)






















300#.FLG










--------- ----- ------- -----


Radial Flange ..... 130126 137895 106632 137895


Maximum Average ... 136716 137895 112032 137895

Bolting ........... 166854 344738 80102 172369




OPERATING SEATING

--------- -------


Radial Flange ....... 1.06 1.29



Bolting ............. 2.07 2.15



300#.FLG







Number of Bolts ....................................... 16.000

Bolt Diameter ....................................(mm.) 25.400








Pressure [P]...............................( KPa ) 3000.000







Hub Length [h]....................................(mm.) 69.900
















Nubbin Width .....................................(mm.)

Facing Sketch ......................................... 2.000

Facing Column ......................................... 2.000




300#.FLG







SAFETY

FACTOR








stress): 310264 KPa


stress: 420 N.m.


(mm.)






















300#.FLG










--------- ----- ------- -----


Radial Flange ..... 61264 137895 80014 137895


Maximum Average ... 64367 137895 84066 137895

Bolting ........... 82175 344738 80102 172369




OPERATING SEATING

--------- -------


Radial Flange ....... 2.25 1.72



Bolting ............. 4.20 2.15



300#.FLG







Number of Bolts ....................................... 16.000

Bolt Diameter ....................................(mm.) 25.400








Pressure [P]...............................( KPa ) 3000.000







Hub Length [h]....................................(mm.) 69.900
















Nubbin Width .....................................(mm.)

Facing Sketch ......................................... 2.000

Facing Column ......................................... 2.000




300#.FLG







SAFETY

FACTOR








stress): 310264 KPa


stress: 420 N.m.


(mm.)






















300#.FLG










--------- ----- ------- -----


Radial Flange ..... 70429 137895 83556 137895


Maximum Average ... 73996 137895 87788 137895

Bolting ........... 93445 344738 80102 172369




OPERATING SEATING

--------- -------


Radial Flange ....... 1.96 1.65



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


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



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






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





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





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




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



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

analisa tegangan sistem perpipaan line btf ...repository.ppns.ac.id/2324/1/0815040048 - muhammad...

Documents