OPTIMALISASI INSPEKSI SISTEM PERPIPAAN LOW
TEMPERATURE COOLING WATER ENGINE 1 DI PLTMG LANGGUR 20MW
Azharul Lathiful Ahmad1*, Sujono1
1Teknik Mesin Kilang, PEM Akamigas, Jl. Gajah Mada No. 38, Cepu, Blora, 58315
*E-mail: azharullathif03@gmail.com
ABSTRAK
Jalur pipa cooling water low temperature engine 1 merupakan sistem perpipaan dengan variasi NPS 6 inch SCH 40, NPS 2 inch SCH 80, NPS 1 inch SCH 80 dengan material ASTM A 53 Grade B.
Setelah ditemukan adanya korosi pada expansion tank, penulis mencoba melakukan pengukuran tebal aktual. Ketebalan terendah didapat pada pipa 1 inch yaitu sebesar 0,157 inch dengan corrosion rate sebesar 0,011 inch/tahun, analisa teoritis remaining life jalur pipa tersebut adalah 3,446 tahun. Ber- dasarkan perhitungan jarak support ideal untuk pipa 6 inch adalah sebesar 9,94 m, jarak support ide- al untuk pipa 1 inch adalah sebesar 4,657 m, dan jarak support ideal pipa 2 inch adalah sebesar 6,243 m. Apabila hendak dilakukan hydrostatic test pada pipa, maka tekanan ijin maksimum untuk pipa 6 inch adalah sebesar 1.352,452 psig, tekanan ijin maksimum pipa 1 inch sebesar 4.775,665 psig, tekanan ijin maksimum pipa 2 inch sebesar 2.105,263 psig. Setelah ditemukan korosi pada ex- pansion tank cooling water low temperature engine 1, ditemukan kemungkinan penyebab terjadinya korosi, diantaranya adalah kapasitas aliran fluida pipa melebihi kemampuan kapasitas maksimal pipa berdasarkan metode least annual cost. Kapasitas aliran fluida sekarang adalah sebesar 44,03 gpm, sedangkan kapasitas maksimal untuk pipa 6 inch adalah sebesar 22,054 gpm, kapasitas maksimal pi- pa 1 inch sebesar 3,480 gpm, dan kapasitas maksimal pipa 2 inch sebesar 7,050 gpm, pemilihan jenis coolant yang salah juga merupakan faktor penyebab terjadinya korosi sehingga perlu dilakukan penggantian jenis coolant.
Kata kunci: corrosion rate, jarak support, kapasitas aliran, MAWP, coolant
1. PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Di era sekarang ini penggunaan energi semakin meningkat dan bervariasi seiring dengan kebutuhan hidup masyarakat sehari-hari. PLTMG Langgur 20MW merupakan sa- lah satu pembangkit listrik yang dikerjakan untuk memenuhi kebutuhan masyarakat di wilayah Pulau Kei Kecil. Pembangkit ini menghasilkan listrik yang ditransferkan dari pu- taran engine dual fuel antara bahan bakar minyak berupa biodiesel (B30) dan natural gas.
Beberapa sistem yang mendukung operasi engine antara lain ; air intake system, fuel system, cooling system, lubrication system, dan power generator system. Cooling system merupakan sistem pendinginan engine untuk mencegah terjadinya overheat. Komponen dari cooling system diantaranya adalah radiator, cooling water, sistem perpipaan, pompa, mixing tank, dan expansion tank .
Pada expansion tank untuk low temperature cooling water engine 1 didapati korosi pada dinding tanki. Salah satu cara untuk mengatasi permasalahan tersebut adalah dengan melakukan pengecekan pada setiap peralatan proses, baik yang mengalirkan ataupun komponen yang didinginkan cooling water, dengan begitu akan dapat ditemukan sumber penyebab expansion tank untuk low temperatue engine 1 mengalami korosi. Dengan kondisi korosi yang didapati pada expansion tank low temperature engine 1, Penulis
mencoba untuk mengetahui penyebab terjadinya korosi dan melakukan perhitungan re- maining life pada pipa cooling water. Kemudian, untuk menjaga kondisi pipa selalu op- timal diperlukan panduan kegiatan inspeksi yang akan penulis susun berdasarkan API 570.
1.2 Tujuan Penulisan
Tujuan penulis melakukan optimalisasi inspeksi kondisi pipa cooling water low tem- perature engine 1 adalah :
a. Mengetahui penyebab korosi pada expansion tank b. Mengetahui kapasitas maksimal operasi pipa
c. Mengetahui corrosion rate pada pipa cooling water engine 1 d. Mengetahui remaining life pipa cooling water engine 1
1.3 Batasan Masalah
Dalam penulisan Kertas Kerja Wajib (KKW), Penulis membatasi permasalahan penulisan sebagai berikut :
a. Pembahasan pada pipa cooling water engine 1 b. Penyebab korosi expansion tank pada engine 1
c. Penyusunan panduan kegiatan inspeksi pipa cooling water engine 1
2. METODE
Metode penulisan penelitian yang digunakan dalam optimalisasi inspeksi sistem perpipaan low temperature cooling water engine 1 ini bersumber pada :
a. Studi pustaka dari text book, standar, literature, penelitian terdahulu maupun proses seperti berikut :
β’ Pemahaman diagram alir low temperature cooling water engine 1 di PLTMG Langgur 20MW;
β’ Pemahaman tentang komposisi material, sifat sifat mekanik pada pipa menggunakan standar ASME section II;
β’ Pemahaman tentang inspeksi pada sistem perpipaan menggunakan standar API 570;
β’ Pendalaman referensi β referensi yang digunakan untuk mendukung perhitungan pada optimalisasi inspeksi sistem perpipaan low temperature cooling water engine 1 b. Praktik kerja lapangan untuk mendapat data operasi dan variable lain yang dapat
dijadikan bahan pertimbangan;
c. Melakukan diskusi, bimbingan dengan dosen dan pihak terkait;
d. Urutan dan tahapan rekayasa diagram alir yaitu sebagai berikut:
3. PEMBAHASAN
A. Penjelasan Hasil Penelitian
Hasil analisa fenomena di lapangan menunjukkan expansion tank pada sistem perpipaan low temperature cooling water engine 1 mengalami korosi yang diindikasi terjadi karena pemilihan Nalcool 2000 yang tidak cocok digunakan sebagai cooling water di PLTMG Langgur 20MW karena menurut safety data sheet Nalccol 2000, konstruksi material yang tidak sesuai dengan penggunaan Nalcool 2000 adalah mild steel, stainless steel 304, stainless steel 316L, aluminum, copper, brass, buna-n, neoprene, plexiglass, fluoroelastomer, polytetrafluoroethylene / polypropylenecopolymer. Pipa cooling water menggunakan standar fabrikasi ASTM A53 dengan kandungan carbon, mangan, fospor, copper, nickel, chromium, molybdenum, vanadium. Karena pipa cooling water termasuk pipa mild steel (baja karbon) dan terdapat copper pada komponen penyusunnya maka pemilihan Nalcool 2000 sebagai coolant tidak dianjurkan. Selain itu, setelah dilakukan pengecekan komposisi cooling water didapatkan kandungan chlorine. Menurut buku literatur βCorrosion Resistance Tablesβ dengan parameter kandungan chlorine, material carbon steel hanya mampu menahan corrosion rate β€ 0,02 inch/tahun dengan rentang suhu 60 β 80 Β°F, sedangkan corrosion rate terbesar low temperature cooling water engine 1 adalah 0,046 inch/tahun pada pipa 2 inch. Penyebab lain terjadinya korosi adalah kapasitas operasi melebihi kapasitas maksimal operasi pipa. Selain itu, pipa 1 inch pada sistem perpipaan low temperature cooling water engine 1 tidak sesuai dengan hasil
Mulai
Perhitungan Mekanikal Meliputi :
β’ Diameter ekonomis
β’ Kapasitas maksimal pipa
β’ Corrosion rate
β’ Thickness required
β’ Remaining life
Penyusunan kegiatan inspeksi sesuai kondisi perpipaan sekarang
Selesai
Studi Pustaka : Standards, handbook, jurnal Studi Lapangan : Data Operasi, Data sheet
Menentukan Tema dan Batasan Masalah
perhitungan diameter ekonomis pipa merupakan penyebab lain terjadinya korosi pada low temperature engine 1.
Gambar 1. Korosi Expansion Tank Low Temperature Engine 1 B. Pedoman Penulisan
Setelah ditemukannya korosi pada expansion tank low temperature cooling water engine 1, penulis mencoba melakukan perhitungan mekanikal untuk melakukan pengecekan apakah instalasi perpipaan terpasang sudah sesuai standar yang sudah ditetapkan. Data kondisi operasi perpipaan adalah sebagai berikut :
Gambar 2. Diagram Alir Pipa Cooling Water Low Temperature Engine 1 Tabel 1. Data Operasi Cooling Water
Tabel 2. Data Spesifikasi Pipa 1 inch Low Temperature Cooling Water Engine 1
Tabel 3. Data Spesifikasi Pipa 2 inch Low Temperature Cooling Water Engine 1
Tabel 4. Data Spesifikasi Pipa 6 inch Low Temperature Cooling Water Engine 1
Perhitungan mekanikal meliputi : 1) Diameter ekonomis
Perhitungan Diameter Ekonomis Pipa ini menggunakan metode Least Annual Cost (LAC).
de = 0,267 Γ Q0,479 Γ Sg0,142 Γ m0,027 (1)
Keterangan :
β’ Q : 44,03 gpm
β’ ο : 2,7 cp
β’ Sg : 1,042
de = 0,267 Γ Q0,479 Γ Sg0,142 Γ m0,027
de = 0,267 Γ 44,030,479 Γ 1,0420,142 Γ 2,70,027
de = 1,69 inch (ditentukan menggunakan diameter nominal 2 inch)
Untuk penyaluran cooling water sekarang bisa terpenuhi dengan diameter nominal pipa 2 inch sebagai diameter ekonomisnya.
2) Perhitungan Kapasitas Maksimal Pipa
Perhitungan kapasitas maksimal pipa 6 inch menggunakan metode Least Annual Cost (LAC).
Q0,479 = 0,267 Γ ππ0,142π Γπ0,027 (2)
Keterangan :
β’ d (Inside Diameter) : 6,065 inch
β’ Sg : 1,042
β’ ο : 2,7 cp
Q0,479 = π
0,267 Γ ππ0,142Γπ0,027
Q0,479 = 6,065
0,267 Γ 1,0420,142Γ2,70,027
Q = 22,054 gpm
Jadi, kapasitas maksimal pipa 6 inch adalah sebesar 22,054 gpm.
Untuk pipa 1 inch, perhitungan kapasitas maksimalnya adalah sebagai berikut : Keterangan :
β’ d (Inside Diameter) : 0,957 inch
β’ Sg : 1,042
β’ m : 2,7 cp
Q0,479 = π
0,267 Γ ππ0,142Γπ0,027
Q0,479 = 0,957
0,267 Γ 1,0420,142Γ2,70,027
Q = 3,480 gpm
Jadi, kapasitas maksimal pipa 1 inch adalah sebesar 3,480 gpm.
Untuk pipa 2 inch, perhitungan kapasitas maksimalnya adalah sebagai berikut : Keterangan :
β’ d (Inside Diameter) : 1,939 inch
β’ Sg : 1,042
β’ m : 2,7 cp
Q0,479 = 0,267 Γ ππ0,142π Γπ0,027
Q0,479 = 0,267 Γ 1,0421,9390,142Γ2,70,027
Q = 7,050 gpm
Jadi, kapasitas maksimal pipa 2 inch adalah sebesar 7,050 gpm.
3) Perhitungan Corrosion Rate
Perhitungan corrosion rate pipa 1 inch menggunakan standar metode perhitungan API 570 (Piping Inspection Code).
Corrosion rate = π‘πππ πππ β π‘πππ‘π’ππ
ππππ πππ€βππππ π΅π’πππ (3)
Keterangan :
β’ tdesign : 0,179 inch
β’ tactual : 0,157 inch
β’ Year now : 2021
β’ Year build : 2019
Corrosion rate =0,179 β 0,157 2021β2019
Corrosion rate = 0,011 inch/tahun
Jadi, besar corrosion rate pipa 1 inch cooling water engine 1 adalah 0,011 inch/tahun Perhitungan corrosion rate pipa 2 inch menggunakan standar metode perhitungan API 570 (Piping Inspection Code).
Corrosion rate = π‘πππ πππ β π‘πππ‘π’ππ ππππ πππ€βππππ π΅π’πππ
Keterangan :
β’ tdesign : 0,218 inch
β’ tactual : 0,125 inch
β’ Year now : 2021
β’ Year build : 2019
Corrosion rate =0,218 β 0,125 2021β2019
Corrosion rate = 0,046 inch/tahun
Jadi, besar corrosion rate pipa 2 inch cooling water engine 1 adalah 0,046 inch/tahun Perhitungan corrosion rate pipa 6 inch menggunakan standar metode perhitungan API 570 (Piping Inspection Code).
Corrosion rate = π‘πππ πππ β π‘πππ‘π’ππ ππππ πππ€βππππ π΅π’πππ
Keterangan :
β’ tdesign : 0,280 inch
β’ tactual : 0,224 inch
β’ Year now : 2021
β’ Year build : 2019
Corrosion rate =0,280 β 0,224 2021β2019
Corrosion rate = 0,028 inch/tahun
Jadi, besar corrosion rate pipa 6 inch cooling water engine 1 adalah 0,028 inch/tahun.
4) Perhitungan Thickness Required
Perhitungan thickness required pipa 1 inch digunakan untuk mengetahui minimal ketebalan pipa, sesuai standar pada ANSI B31.3
tmin = P Γ D
(2 ΓSh ΓEΓW)+(2 ΓP ΓY) (4)
Keterangan :
β’ Tekanan operasi (P) = 33,3587 psig;
β’ Diameter luar pipa (D) = 1,315 inch;
β’ Korosi yang diijinkan setiap tahunnya (CA) = 0,118 inch/tahun;
β’ Tegangan bahan pipa yang diijinkan (Sh) = 20000 psi;
β’ Faktor kekuatan sambungan pipa (E) = 1,00;kl
β’ Faktor reduksi kekuatan sambungan las (W) = 1,00;
β’ Koefisien material pipa (ferritic steel, Toperasi β€ 900Β° F)(Y) = 0,4.
tmin =(2 ΓSh ΓEΓW)+(2 ΓP ΓY)P Γ D
tmin = 33,3587 Γ 1,315
(2 Γ20000 Γ1Γ1)+(2 Γ33,3587 Γ0,4)
tmin = 0,00109 inch treq = tmin + CA treq = 0,00109 + 0,118 treq = 0,11909 inch
Perhitungan thickness required pipa 6 inch digunakan untuk mengetahui minimal ketebalan pipa, sesuai standar pada ANSI B31.3
tmin = P Γ D
(2 ΓSh ΓEΓW)+(2 ΓP ΓY)
Keterangan :
β’ Tekanan operasi (P) = 31,9083 psig;
β’ Diameter luar pipa (D) = 6,625 inch;
β’ Korosi yang diijinkan setiap tahunnya (CA) = 0,118 inch/tahun;
β’ Tegangan bahan pipa yang diijinkan (Sh) = 20000 psi;
β’ Fmaktor kekuatan sambungan pipa (E) = 1,00;
β’ Faktor reduksi kekuatan sambungan las (W) = 1,00;
β’ Koefisien material pipa (ferritic steel, Toperasi β€ 900Β° F)(Y) = 0,4.
tmin = P Γ D
(2 ΓSh ΓEΓW)+(2 ΓP ΓY)
tmin = 33,3587 Γ 1,315
(2 Γ20000 Γ1Γ1)+(2 Γ33,3587 Γ0,4)
tmin = 0,00109 inch treq = tmin + CA treq = 0,00109 + 0,118 treq = 0,11909 inch
5) Perhitungan Remaining Life
Perhitungan remaining life (RL) pipa 1 inch menggunakan standar metode perhi- tungan API 570 (Piping Inspection Code).
RL =π‘πππ‘π’ππ β π‘ππππ’ππππ
πΆπ (5)
Keterangan :
β’ tactual : 0,157 inch
β’ trequired : 0,11909 inch
β’ CR : 0,011 inch/tahun
RL =π‘πππ‘π’ππ β π‘ππππ’ππππ
πΆπ
RL =0,157 β 0,11909 0,011
RL = 3,446 tahun
Perhitungan remaining life (RL) pipa 6 inch menggunakan standar metode perhitungan API 570 (Piping Inspection Code).
RL =π‘πππ‘π’ππ β π‘ππππ’ππππ
πΆπ
Keterangan :
β’ tactual : 0,224 inch
β’ trequired : 0,123 inch
β’ CR : 0,028 inch/tahun
RL =π‘πππ‘π’ππ β π‘ππππ’ππππ
πΆπ
RL =0,224 β 0,123 0,028
RL = 7,802 tahun
Setelah ditemukan korosi pada jaringan sistem perpipaan low temperature cooling water engine 1, tepatnya di expansion tank penulis melakukan perhitungan mekanikal dengan hasil perhitungan adalah sebagai berikut :
1) Berdasarkan perhitungan diameter ekonomis, pipa 1 inch tidak cocok digunakan un- tuk kondisi operasi sekarang, karena diameter ekonomis operasi harusnya menggunakan pipa dengan NPS 2 inch
2) Kapasitas aliran sekarang adalah 44,03 gpm sedangkan kapasitas maksimal masing masing pipa cooling water, pipa 6 inch sebesar 22,054 gpm, pipa 1 inch sebesar 3,480 gpm, pipa 2 inch sebesar 7,050 gpm
3) Perhitungan corrosion rate pipa 1 inch adalah sebesar 0,011 inch/tahun, pipa 2 inch adalah sebesar 0,046 inch/tahun, pipa 6 inch adalah sebesar 0,028 inch/tahun
4) Sisa umur pipa 1 inch adalah sebesar 3,446 tahun, sisa umur pipa 6 inch adalah sebe- sar 7,802 tahun
Dalam operasinya, sistem perpipaan kurang diperhatikan kegiatan perawatan dan in- speksi rutin yang perlu dilakukan agar pipa dapat beroperasi secara optimal. Kegiatan in- speksi yang perlu dilakukan adalah sebagai berikut :
Pelaksanaan inspeksi berisi kegiatan inspeksi rutin dan inspeksi teknik pada saat terjadi gangguan pada instalasi perpipaan. Material inspeksi berupa instalasi perpipaan cooling water engine 1 beserta fasilitas penunjangnya di lingkungan PLTMG Langgur 20MW.
Petugas inspeksi haruslah memiliki kriteria sebagai berikut :
a) Pendidikan minimal Diploma. III/sederajat, SMK Teknik sejenis b) Memiliki pengalaman minimal 3 tahun sebagai inspektor
c) Menguasai standar perpipaan sesuai API 570
Metode pelaksanaan inspeksi dibagi menjadi dua yaitu on-stream inspection dan off- stream inspection. Metode pelaksanaan on-stream inspection dilaksanakan minimal 1 (sa- tu) kali setiap 6 (enam) bulan untuk meyakinkan kondisi operasi peralatan. Macam kegiatan pemeriksaan pada on-stream inspection adalah sebagai berikut :
a) Lakukan visual inspection terhadap pipa pada setiap line numbernya
b) Cek kemungkinan terjadinya indikasi korosi, penipisan, kerusakan atau ke- bocoran pada sambungan flange, fitting dan valve
c) Periksa kelurusan pipa, jika bergeser atau saging kembalikan pada posisi ke- lurusannya
d) Periksa kedudukan pipa pada support system. Perhatikan kemungkinan penipisan akibat pergeseran (gesekan) pipa.
e) Perhatikan vibrasi dan pergerakan pipa
f) Perhatikan lingkungan kedudukan pipa. Intensifkan pemeriksaan pada daerah pipa yang tergenang minyak atau air yang memungkinkan terjadinya korosi g) Perhatikan fouling internal berdasarkan service. Perhitungkan peningkatan pres-
sure sebagai indikasi penyempitan. Buktikan dengan radiography test
h) Lakukan pengukuran ketebalan pipa dengan alat ukur thickness meter dan catat hasilnya untuk Analisa berikutnya
i) Catat kondisi operasi (pressure, temperature, flow)
j) Catat penyimpangan yang terjadi dan diskusikan dengan pengawas operasi.
Untuk inspeksi dengan metode off-stream inspection dilakukan minimal satu kali da- lam 36 bulan pada saat stop plant dan turn around inspection. Pemeriksaan off-stream in- spection meliputi hal-hal sebagai berikut :
a) Pre-Inspection
β’ Pastikan pemeriksaan on-stream inspection dilakukan dengan lebih inten- sif
β’ Periksa kondisi aktual sistem perpipaan
β’ Pengkajian ulang semua laporan kegiatan inspeksi dan perbaikan yang su- dah dan belum dilaksanakan
β’ Susun prioritas pemeriksaan dari hasil on-stream inspection
β’ Siapkan surat permohonan untuk penggunaan scaffolding & lampu pen- erangan
b) Apabila perpipaan tertutup insulasi, buka insulasi untuk melakukan pemerik- saan sisi dalam insulasi
c) Apabila kondisi sistem perpipaan dalam keadaan terbuka, perhatikan kondisi coating dan permukaan pipa
d) Lakukan visual inspection di bagian dalam pipa bila memungkinkan
e) Jika internal visual inspection tidak bisa dilakukan, gunakan alat endoscophy untuk memeriksa bagian dalam perpipaan
f) Perhatikan kondisi sambungan las yang memungkinkan terjadinya vibrasi g) Lakukan penetrant test untuk mendeteksi crack pada perpipaan
h) Periksa kondisi gasket dan pastikan dengan menggunakan alat ukur
i) Apabila terindikasi korosi pada sistem perpipaan, ambil sampel fluida sebagai bahan analisa penyebab terjadinya korosi
j) Lakukan pengukuran thickness dan pemeriksaan metallography (bila perlu) pa- da perpipaan yang kemungkinan besar mengalami korosi
k) Lakukan tes infrared thermography untuk pemeriksaan korosi dibawah per- mukaan pipa
l) Lakukan pembaruan coating jika terdapat indikasi korosi dibawah insulasi
m) Apabila terdapat sambungan las pada sistem perpipaan, lakukan pengujian hy- drostatic test untuk meyakinkan kekuatan sistem perpipaan
n) Besar tekanan hydrostatic test mengacu pada MAWP
o) Setelah pelaksanaan inspeksi, lakukan tindakan perawatan dan perbaikan, kemudian lakukan pemeriksaan setelah perbaikan dilakukan
p) Apabila rekomendasi perbaikan telah dilakukan, buat pembukuan laporan in- speksi. Isi laporan inspeksi (inspection report) mencakup spesifikasi perpipaan, temuan kerusakan, prediksi penyebab, dan rekomendasi perbaikan
q) Ukuran kesuksesan kegiatan inspeksi sistem perpipaan adalah sudah dil- aksanakan tindak lanjut terhadap rekomendasi berupa perbaikan yang sudah sesuai dengan rekomendasi sehingga pipa dalam keadaan aman dan siap diope- rasikan.
Setelah dilakukan pengecekan didapati juga bahwa penggunaan jenis coolant masih kurang tepat untuk kondisi operasi perpipaan sekarang. Sekarang ini jenis coolant yang digunakan adalah Nalcool 2000. Menurut safety data sheet product, konstruksi material yang tidak sesuai dengan penggunaan Nalcool 2000 adalah mild steel, stainless steel 304, stainless steel 316L, aluminum, copper, brass, buna-n, neoprene, plexiglass, fluoroelas- tomer, Polytetrafluoroethylene/polypropylenecopolymer. Pipa cooling water menggunakan standar fabrikasi ASTM A 53 dengan kandungan carbon, mangan, fospor, copper, nickel, chromium, molybdenum, vanadium. Dikarenakan pipa cooling water ter- masuk pipa mild steel (baja karbon) dan terdapat copper pada komponen penysunnya.
Maka, pemilihan Nalcool 2000 sebagai coolant tidak dianjurkan.
4. SIMPULAN
Berdasarkan hasil analisa dari perhitungan evaluasi dan optimalisasi inspeksi sistem per- pipaan low temperature cooling water engine 1 dapat diambil kesimpulan sebagai berikut :
1. Penyebab terjadinya korosi pada expansion tank low temperature engine 1 adalah Coolant Nalcool 2000 yang tidak cocok digunakan sebagai cooling water di PLTMG Langgur 20MW. Menurut safety data sheet Nalcool 2000, konstruksi pipa sekarang tidak cocok digunakan untuk mengalirkan Nalcool 2000. Kondisi operasi fluida yang memiliki kandungan chlorine juga merupakan penyebab lain terjadinya korosi.
Menurut buku literatur βCorrosion Resistance Tablesβ dengan parameter kandungan chlorine, material carbon steel hanya mampu menahan corrosion rate β€ 0,02 inch/tahun dengan rentang suhu antara 60-80Β°F, sedangkan corrosion rate terbesar cooling water low temperature engine 1 adalah 0,046 inch/tahun pada pipa 2 inch.
Penyebab lain terjadinya korosi adalah kapasitas operasi melebihi kapasitas maksi- mal operasi pipa dan perputaran siklus fluida coolant pada engine 1 lebih besar dibanding engine 2 karena kondisi suhu engine 1 yang lebih besar dibanding engine 2. Pipa 1 inch pada pipa cooling water tidak sesuai dengan hasil perhitungan diame- ter ekonomis pipa merupakan penyebab lain terjadinya korosi pada low temperature expansion tank engine 1.
2. Kapasitas alir fluida sekarang adalah 44,03 gpm, Kapasitas maksimal operasi pipa 6 inch adalah sebesar 22,054 gpm. Kapasitas maksimal operasi pipa 1 inch adalah sebesar 3,480 gpm. Kapasitas maksimal pipa 2 inch adalah sebesar 7,050 gpm.
3. Corrosion rate pipa 6 inch adalah sebesar 0,028 inch/tahun, corrosion rate pipa 1 inch adalah sebesar 0,011 inch/tahun, corrosion rate pipa 2 inch adalah sebesar 0,046 inch/tahun.
4. Remaining life pipa 6 inch adalah 7,802 tahun dan remaining life pipa 1 inch adalah
3,446 tahun. Remaining life pipa 2 inch tidak dapat dihitung karena tekanan operasi pada pipa tidak dapat ditemukan.
5. DAFTAR PUSTAKA
[1] Helguero M., Victor, βPiping Stress Handbook Second Editionβ, Gulf Publishing Company, Texas, 1986, pp.102.
[2] API 570, βPiping Inspection Code : In-service Inspection, Rating, Repair, and Alteration of Piping Systemsβ, American Petroleum Institute, USA, 2009, pp.44.
[3] ASME B31.3, βProcess Pipingβ, The American Society of Mechanical Engineers, USA, 2010, pp.20.3
[4] Sulardi, βInspeksi Teknik Sistem Perpipaan Industri Pengolahan Migas, Jurnal JIEOM Vol.2, No. 1, Indonesia, 2019, pp.2
[5] ---, βNalco-Nalcool-2000-MSDSβ, Australia, 2019, pp.3
Daftar Simbol
Q Sg
ο d P D CA Sh E W Y CR tactual
=
=
=
=
=
=
=
=
=
=
=
=
=
Kapasitas aliran, gpm Specific gravity
Kekentalan fluida, centipoise Diameter dalam pipa, inch Tekanan operasi, psi Diameter luar pipa, inch Korosi yang diijinkan, inch/tahun Tegangan izin pipa, psi
Modulus elastisitas pipa, psi Faktor pengurangan kekuatan las Koefisien pabrikasi pipa Laju korosi, inch/tahun Ketebalan pipa sekarang, inch
