Simulasi Numerik Pipa Penyalur Terkorosi Dengan Variasi Kedalaman dan Orientasi

https://doi.org/10.22146/jmdt.64301

Ahmad Khusaini(1*), Gesang Nugroho(2)

(1) Departemen Teknik Mesin dan Industri, Fakultas Teknik, Universitas Gadjah Mada. Jl. Grafika No. 2, Kompleks UGM, Yogyakarta 55281, Indonesia
(2) Departemen Teknik Mesin dan Industri, Fakultas Teknik, Universitas Gadjah Mada. Jl. Grafika No. 2, Kompleks UGM, Yogyakarta 55281, Indonesia
(*) Corresponding Author

Abstract


Penelitian terkait kekuatan sisa pipa penyalur  dengan cacat terkorosi merupakan proyek penting dalam industri pipa minyak dan gas. Hal tersebut  dipelajari selama bertahun-tahun, menggunakan beberapa metode eksperimental, numerik, analitik maupun secara empiris. Beberapa kriteria penilaian dengan code yang telah dikenal adalah ASME B31G, Modified ASME B31G, DNV RP 101, RSTRENG dan sebagainya. Namun, pendekatan empiris dari banyak data eksperimental sering menunjukkan bahwa metode analitikal dengan menggunakan code ini terlalu konservatif untuk mengevaluasi pipa dengan bahan baja grade tinggi dalam hal  kekuatan (strength). Pada penelitian ini dilakukan simulasi pengaruh korosi berbentuk kotak tunggal dengan variasi kedalaman dan orientasi cacat terkorosi  terhadap sisa kekuatan pipa penyalur dengan menggunakan perangkat lunak elemen hingga Abaqus. Variasi dilakukan pada rasio kedalaman (depth) terhadap ketebalan nominal 30%, 40%, 50%, 60%, 70% dan 80%. Cacat  divariasikan pada arah longitudinal 300 mm x 200 mm x depth dan sirkumferensial  300 mm x 600 mm x depth. Pipa penyalur tersebut dipilih dari material API 5L X70 PSL 2. Simulasi dengan metode elemen hingga  dalam makalah ini untuk menentukan tekanan kegagalan pada pipa penyalur dengan cacat korosi eksternal dan internal berdasarkan kriteria kegagalan kekuatan von Mises. Hasil penelitian menunjukkan bahwa tekanan kegagalan pipa penyalur yang terkorosi menurun jika nilai rasio d/t  naik untuk semua cacat baik internal maupun eksternal meskipun  nilai z  atau (L2/D.t)  konstan. Tekanan kegagalan lebih tinggi pada lokasi internal dibanding eksternal baik pada arah longitudinal maupun sirkumferensial meskipun secara kalkulasi analitikal dianggap sama. Deviasi yang terjadi maksimum 10.55% pada arah longitudinal dan 5.83% pada arah sirkumferensial. Pada rentang kedalaman (depth) 50% - 60% defect menunjukkan konvergensi antara data analitikal dan data hasil simulasi FEA. Pada design normal operating pressure 2,34 MPa (23,4 Bar) pipa penyalur masih relatif aman untuk  cacat sampai 80% dari ketebalan nominal, pada dimensi panjang cacat terkorosi 300 mm arah longitudinal.


Keywords


pipa, korosi, finite element analysis, pembebanan internal.

Full Text:

PDF


References

Abdelghani. M., Tewfik. G., Djahida., Ahmed. S.S., 2018, Prediction of The Rupture Pressure of Transmission

Pipelines With Corrosion Defects, Journal of Pressure Vessel Technology, AUG 2018, Vol. 140/41701-13.

Advantica, 2008, Corrosion Assessment Guidance for High Strength Steels, Pipeline Research Council International, PRCI, Washington, DC.

Al-Owaisi. S.S, Becker. A.A., Sun. W., Al-Shabibi. A., Al-Maharbi. M., Pervez. T., Al-Salmi. H., 2018, An experimental investigation of the effect of defect shape and orientation on the burst pressure of pressurised pipes Engineering Failure Analysis 93, (2018) 200–213

Andrade. E.Q and Benjamin. A.C., 2006, Finite Element Modeling Of The Failure Behavior Of Pipelines Containing Interacting Corrosion Defects, 25th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering, OMAE2006-92600, Hamburg, Germany

API Spec 5L, 2012, Specification for Line Pipe, 44th ed. American Petroleum Institute

ASME B31.3, 2012, Process Piping, ASME Code

ASME B31.4, 2012, Pipeline Transportation Systems for Liquids and Slurries, ASME Code

ASME B31.8, 2014, Gas Transmission and Distribution Piping System, ASME Code

ASME B31.G, 2017, Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines, ASME Code

Chen. Y, Zhang. H, Zhang. J, Liu. X, Li. X, Zhou. J., 2014, Residual bending capacity for pipelines with corrosion defects. J Loss Preven Process Ind, ELSEVIER 2014;32:70–7

Cai. J, Jian. X, Lodewijis. G, Pei. Z, Zhu. L., 2019, Experimental investigation of residual ultimate strength of damaged metallic pipelines, J Offshore Mech Arct Eng 2019;141(2):011703–11711

Chauhan. V dan Swankie. T, 2010, Project #153M Guidance for Assessing the Remaining Strength of Corroded Pipelines, GL Noble Denton.

Chen. Z., Yan. S., Ye. H., Shen. X., Jin. Z., 2017, Effect Of The Y/T On The Burst Pressure For Corroded Pipelines With High Strength, Journal of Petroleum Science and Engineering 157 (2017) 760–766

Cunha. S.B., Netto. T.A., 2017. Analytical assessment of the remaining strength of corroded pipelines and comparison with experimental criteria[J]. J. Press. Vessel Technol. 139 (3), 031701

Dassault Systemes, 2014, Abaqus 6.13-1: analysis user's manual, , Providence, RI, USA

DNV. Recommended Practice RP-F101, 2015, Corroded pipelines. Det Norske Veritas, Norway

Kiefner, J.F., Vieth, P.H., 1989, A Modified Criterion for Evaluating the Remaining Strength of Corroded Pipe[R]. Battelle Columbus Div., OH (USA)

Lee. Y.K., Kim. Y.P., Moon. M.W., Bang. W.H., Oh. K.H., Kim. W.S., 2005, The prediction of failure pressure of gas pipeline with multi corroded region, Material science forum Vols. 475-479 (2005) pp.3323-3326 © 2005 Trans Tech Publications, Switzerland

Ma. B., Shuai. J., Liu. D., 2013, Assessment on failure pressure of high strength pipeline with corrosion defects [J]. Eng. Fail. Anal. 32, 209–219

Weyn. A, Roovers. P, Lefevre.T, 2006, Validation Of The ASME B31G And RSTRENG Methodologies For The Determination Of The Burst Pressure Of Corroded Pipes In API 5L X70-Pipes

Yeom. K.J., Lee. Y.K., Oh. K.H., 2015, Integrity assessment of a corroded API X70 pipe with a single defect by burst pressure analysis [J]. Eng. Fail. Anal. 57, 553–561.

Zheng. C., Lei. S., 2006, Research on bursting pressure formula of mild steel pressure vessel[J]. J. Zhejiang Univ. Sci. A 7 (2), 277–281

Zhu. X.K., Leis. B.N., 2004, Accurate prediction of burst pressure for line pipes. [J]. Pipeline Integr. 4, 195–206.

Zhu. X.K., Leis. B.N., 2005, Influence of yield-to-tensile strength ratio on failure assessment of corroded pipelines[J]. J. Press. Vessel Technol. 127 (4), 436–442



DOI: https://doi.org/10.22146/jmdt.64301

Article Metrics

Abstract views : 614 | views : 780

Refbacks

  • There are currently no refbacks.


Creative Commons License
This work is licensed under a Creative Commons Attribution-ShareAlike 4.0 International License.