Ramberg-Osgood, Non Linear Material
Diskusi ini dibuka atas permintaan saudari Dessy.. untuk itu kami persilahkan saudari Dessy untuk memulai topik nya dan menjelaskan apa yang ingin didiskusikan di sini.. dan saya harapkan kita semua dapat turut serta berbagi apa yang kita ketahui… Sebagaimana diketahui Ramberg-Osgood adalah suatu persamaan yang menjelaskan tentang hubungan antara stress dan strain dalam satu material properties. Secara umum bisa dibaca di wikipedia. Dan benda ini (=Ramberg-Osgood) adalah hal yang sering kita gunakan dalam hal analisis kita. Karena ketika stress yang diperoleh pipe kita sudah lebih dari nilai yield nya maka material pipe kita akan mulai mengalami perubahan secara non-linear. Selanjutnya mungkin saudari Dessy bisa mulai curhat nih tentang apa yang ingin didiskusikan disini secara spesifik. Diskusi bisa langsung dengan mengisi comment di bawah ini:
17 Comments »
Leave a Reply
Menerima becak’an OFFPIPE!
Perlu bantuan analisa untuk subsea pipeline installation? Kita siap menerima dengan harga miring tapi servis memuaskan.. Dijamin LEGAL karena kita akan memakai software secara legal dan bisa dipertanggungjawabkan (=bisa diaudit dan dicek).
Menu Utama:
* Static Normal Lay,
* Initiation, Laydown, A&R
* Dynamic Normal Lay,
* PLET / SSIV / SLED,
* S-Lay dan J-Lay monggo.Menu Sampingan:
* Side Walk, Davit Lifting, AWTI
* Mooring Analysis,
* Stinger Design,
* Subsea Equipment Lowering,
* Spool / Jumper Installation,
* Pipe in Pipe, and more!Don't hesitate to contact me!
vladimir.medio@yahoo.com
Welcome
Silahkan mencicipi semua tulisan di blog ini, semoga bisa bermanfaat untuk kita semua.. Gratis download tp pakai etika yah, ijin dulu (isi comment), jgn asal nyelonong, itu namanya MALING! Merdeka atau Mati!
Contact Admin
Space for advertisement
Alumni Arek ITS Cuk!
Identitas visitor
-
-
-
Recent Comments
muhammad on Pipeline Engineering Part… Andre on Pipeline Engineering Part… fathur on Pipeline Engineering Part… fathur on Pipeline Engineering Part… Azhar on Foto Posma L.Sirait on jurnal-vladimir-medio rzzq on About Piping System dini kustyawan on Bab 03 Piping Documentati… sidik on Bab 10 Pipe Span Calculat… dadang on Piping and Pipeline Eng. tabe on Bab 06 Piping Design Load… dewa on About Piping System ekow on Flow Induced Vibration ronnie on About Piping System ronnie on Bab 02 Fabrication and In…
Hello Vlad, trims sebelumnya. Saya punya masalah dengan pipeline dengan internal clad. Pipeline berdiameter 610 m dan 14.3 mm thickness (API 5L X60) dan internal Clad 3 mm thickness, dengan Yield Stress yang lebih rendah yaitu 170 MPa tapi SMTS hampir sama dengan Steel Pipe dan E=1.9×10^5 MPa. Jadi yang yielding duluan itu pastinya Clad setelah dihitung dengan manual.
Misalkan dengan Tension=750 KN dan radius overbend 240 m, saya dapatkan BM = 1384.576 KN.m dan Axial Tension = 671 KN. Jadi saya hitung manual bending stress dan axial stress pada CLAD dengan fb=M*y/moment inertia dan fa=Axial tension/gross area dan saya dapatkan Combine Stress = 168 MPa > 87% SMYS according DNV2000. Sedangkan stress pada steel pipe masih 85%, berarti clad sudah overstress dibandingkan pipe steel. Apakah ini bisa dihitung seperti ini atau dengan cara lain seperti Strain Criteria. Bila dengan Strain Criteria, bagaimanakah caranya? dan apa design basis untuk ini? krn tentunya perlu referensi pendukung krn akan di evaluasi oleh client.
Thanks.
Oya satu hal lagi. Untuk membentuk curve strain-stress relationship, kita memerlukan informasi material strain pada saat Yield dan Tensile bukan?
Apakah ada referensi untuk material API 5L? Misalkan untuk X52, X42, X60 X65?
Hi Dessy,
Ini material clad nya apa yah? Umumnya kan clad itu harus lebih kuat dari pada steel nya karena gak mungkin kan clad nya malah yang jadi limiting crietria? Trus buat apa dunk beli pipa2 kuat2 kalo clad nya malah gak kuat?? Coba di cek lagi apa bener grade nya clad itu dibawah steelnya?? Btw, sapa yang desain ini pipa kok clad nya lebih kecil gradenya dr steel nya?
Kalo bicara masalah laying analysis, let’s say kita pake OFFPIPE, maka stress yang dhasilkan adalah maximum stress di pipa tepatnya di outside layer, jadi di pipa bagian luar.. sehingga pastinya stress yang di dalam (clad) lebih kecil dr maximum stress itu… Seberapa kecilnya bisa kita hitung secara manual dengan prinsip bending moment pada tubular.. Tapi kayaknya gak beda terlalu jauh deh sama maximum stressnya (mungkin sih..)..
Kalo pun hasil stressnya melebihi allowable based on DNV (crietria stress hanya utk stinger tip dan sagbend di DNV – load controlled ) ya mau gmn lagi? Kalo mau didekati dengan strain itu harus di bagian overbend, karena bagian ini menggunakan displacement constrolled criteria.. Tp kita harus tau gmn strees/strain relationshipnya utk material clad ini.. sepanjang pengalaman saya yang masih minim, kita tidak pernah bermasalah dengan clad, karena clad selalu lebih kuat dari steel nya jadinya kita gak pernah utak atik mslah strain di clad. Jadi utk masalah ini saya belum ada jawabannya.
Utk membentuk stress/strain curve, bener banget kita memerlukan data strain dari mulai yielding nya dan beberapa point sampe tensile jadi nanti data itu di plot dan membentuk curva. Tapi curve nya juga bisa di generate jika kita tau 2 komponen Ramberg Osgood yaitu alpha coefisien dan N exponent yang kemudian bisa kita masukan ke formula seperti gambar di atas.
Nah yang susah adalah menentukan 2 coefisien ini meskipun sebenarnya ada sih data2 dari previous project dan bisa kita pakai sebagai referensi.. atau juga bisa dilihat di jurnalnya si Alastair C Walker yang Strain Based Design of Pipeline, disitu ada tablenya RO coefisien utk API 5L Grade..
Btw, jadi selama ini gmn analisa strain nya? Oia, kalo client nanya referensinya bilang aja dr blog saya hahaha… pisss… becanda…
Gitu dulu yah semoga gak membuat tambah bingung hehe…. mungkin ada rekans lain yang bisa menambahkan?
Thanks.
Vlad.
Selama ini memakai DNV ’81, membatasi stress di 85% dan dynamic analysis 96% tapi kadang dynamic analysis pun dengan stress di 85%.
Betul sekali Vlad, saya pernah mengerjakan Clad Pipeline dengan strength yg sama dengan Pipe Steel, dan bukan lebih rendah. Tapi mungkin pertimbangan Client adalah ‘Cost’. BM juga sudah dihitung dengan distance dari neutral axis ke serat terluar CLAD bukan outer of steel.
Berarti pendekatan strain tidak bisa digunakan menyatakan bahwa CLAD is still OK at stinger tip and sagbend.
Jadi saya akan merekomendasikan untuk menambah tension sampai 2100 KN dan menambah panjang stinger.
Trims untuk referensi koefisien RO. Saya akan cari Journal ini.
Kalo emang stress nya gede di stinger tip atau sagbend maka salah satu caranya dengan menaikan tension, usahakan pada saat static si pipe tidak nyentuh stinger tip karena biasanya akan menghasilkan significant stress increment pada saat dynamic. Memanjangkan stinger boleh2 aja kalo emang kita ada masalah pada bending moment atau strain di overbend, karena memanjangkan stinger artinya memeperbesar radius dari pipe, sehingga memperkecil bending moment. Sedangkan di stinger tip biasanya bending moment besar karena masih kurang tension di pipe terutama pada kasus2 pipa dengan diamater besar dan berat.. Tp jika tension udah mentok (barge nya cuma punya kapasitas terbatas) maka buoyancy bisa menjadi alternatif.. Jadi saran saya, tension coba dimaksimalkan dengan stinger yang ada (stinger tidak perlu dirubah, karena utk buat stinger baru akan makan waktu dan biaya)..
Masalahnya Tension nya sudah mentok, walau buoy bisa membantu overbend tapi di sagbend pasti bermasalah dengan BM yang besar. Dynamic Analysis akan menjadi masalah ke depannya karena pipe dan stinger akan lebih dekat ke permukaan yang sangat dipengaruhi wave force.
*masih penasaran mode on*
Vlad, Saya tidak lihat sudah ada readily table for RO diatas
Trims ya… this is a very good reference.
OK… thanks yah…
Kalo ada info perkembangan terbaru ttg kasus ini kabar2in dsini yah… hehe…
hahaha.. penasaran nih hehe…
tp biasanya malah kalo tension mentok dan bending moment gede di sagbend malah pake buoy sangat membantu sekali sih.. cuma perlu dperhatikan sih efisiensinya ke lay rate karena akan memperngaruhi lamanya installasi.. tp selama buoy kecil dan gak perlu banyak mungkin lebih menjadi alternatif drpd ganti tension atau bikin stinger baru… seperti kasus saya skrang ini akhirnya sepertinya kita bakal pake buoy cuma lagi dioptimisasi lagi perlu brp buoy yg efisien karena masangnya ga gampang, apalagi diskonek nya kalo gede buoy nya… hmmm… anyway..
“Dan benda ini (=Ramberg-Osgood) adalah hal yang sering kita gunakan dalam hal analisis kita. Karena ketika stress yang diperoleh pipe kita sudah lebih dari nilai yield nya maka material pipe kita akan mulai mengalami perubahan secara non-linear.”
Dalam OFFPIPE, saya berpendapat RO Coefficient hanya diperlukan apabila analysis dilakukan berdasarkan Strain-based Limitation.
Jika menggunakan Stress-base Limitation, RO tidak diperlukan kerana pipe tidak akan mengalami plastic deformation and permanent elongation.
Namun, ada masalah dimana saya diperlukan untuk menggunakan RO di dalam OFFPIPE tetapi masih patuh dengan Stress-base Limitation; Water Depth 140m, Normal S-Lay. Jadi saya agak hairan disini. Apatah lagi apabila menggunakan RO Coefficient di alam OFFPIPE, outputnya dalam di dalam strain bukan lagi stress. Mengapa saya perlu menggunakan RO Coefficient?
Apa pendapat kalian.
Based on latest DNV, utk overbend kita harus pakai strain, sedangkan stinger tip dan sagbend masih pakai stress yaitu 0.87 SMYS (nilainya bisa di konvert ke strain menggunakan formula ramberg osgood, contohnya utk material X65 nilai 0.87 SMYS equal to 0.20%). Jadi strain dan stress akan selalu berhubungan dan tidak terpisahkan. Relationship nya bisa kita lihat di strain/stress curve relationship untuk setiap material.
Utk OFFPIPE nya, kita run strain based dengan memasukan nilai RO jadi kita tidak run stress based lagi. Sedangkan untuk mengetahui hasil stress nya bisa dengan mem-plot nilai strain di strain/stress curve untuk mendapatkan nilainya stress nya.
ia, DNV OS F101 2010 memang menyusahkan. hahahahahhaha.
Tetapi saya menggunkan PTS (Petronas Technical Specification), masih lagi stress criteria limitation.
Untuk static run, 72% overbend and sagbend.
Untuk dynamic run, 96% overbend and 72% sagbend.
Hello Irwan, sebetulnya PTS itu masih mengacu DNV 1981, kalau clientnya mengerti pasti lebih memudahkan untuk kontraktornya tapi kalau clientnya hanya tau “latest” bisa mempersulit kontraktor (baca: engineer).
Iya Desy. Kamu memang benarrrrrr.
Saya tidak bersedia, Marine Warranty lagi mahu semua data ada valid reference dari PTS.
Adakah Simplified Laying Criteria dalam DNV OS F101 digunakan untuk sub sea dan deep water?
maksud saya, untuk deepwater, adakah dibenarkan menggunkan higher strain limit?