OPTIMALISASI INSPEKSI SISTEM PERPIPAAN LOW ...

Azharul Lathiful Ahmad, SNTEM, Volume 1, November 2021, hal. 776-787

776

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: [email protected]

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


777

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 :

• Pemahaman diagram alir low temperature cooling water engine 1 di PLTMG

Langgur 20MW;

• Pemahaman tentang komposisi material, sifat sifat mekanik pada pipa menggunakan

standar ASME section II;

• Pemahaman tentang inspeksi pada sistem perpipaan menggunakan standar API 570;

• Pendalaman referensi – 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:


778

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 “Corrosion Resistance Tables” dengan parameter kandungan chlorine, material

carbon steel hanya mampu menahan corrosion rate ≤ 0,02 inch/tahun dengan rentang

suhu 60 – 80 °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 :

• Diameter ekonomis

• Kapasitas maksimal pipa

• Corrosion rate

• Thickness required

• 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


779

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


780

Tabel 2. Data Spesifikasi Pipa 1 inch Low Temperature Cooling Water Engine 1




781

Perhitungan mekanikal meliputi :

1) Diameter ekonomis

Perhitungan Diameter Ekonomis Pipa ini menggunakan metode Least Annual Cost

(LAC). de = 0,267 × Q0,479 × Sg0,142 × m0,027 (1)

Keterangan :

• Q : 44,03 gpm

• : 2,7 cp

• Sg : 1,042 de = 0,267 × Q0,479 × Sg0,142 × m0,027

de = 0,267 × 44,030,479 × 1,0420,142 × 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 = 𝑑

0,267 × 𝑆𝑔0,142×𝜇0,027 (2)

Keterangan :

• d (Inside Diameter) : 6,065 inch

• Sg : 1,042

• : 2,7 cp

Q0,479 = 𝑑

0,267 × 𝑆𝑔0,142×𝜇0,027

Q0,479 = 6,065

0,267 × 1,0420,142×2,70,027 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 :


• Sg : 1,042

• m : 2,7 cp

Q0,479 = 𝑑

0,267 × 𝑆𝑔0,142×𝜇0,027

Q0,479 = 0,957

0,267 × 1,0420,142×2,70,027 Q = 3,480 gpm


Untuk pipa 2 inch, perhitungan kapasitas maksimalnya adalah sebagai berikut :

Keterangan :


• Sg : 1,042

• m : 2,7 cp

Q0,479 = 𝑑

0,267 × 𝑆𝑔0,142×𝜇0,027


782

Q0,479 = 1,939

0,267 × 1,0420,142×2,70,027 Q = 7,050 gpm


3) Perhitungan Corrosion Rate

Perhitungan corrosion rate pipa 1 inch menggunakan standar metode perhitungan

API 570 (Piping Inspection Code).

Corrosion rate =𝑡𝑑𝑒𝑠𝑖𝑔𝑛 − 𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙

𝑌𝑒𝑎𝑟 𝑁𝑜𝑤−𝑌𝑒𝑎𝑟 𝐵𝑢𝑖𝑙𝑑 (3)

Keterangan :

• tdesign : 0,179 inch

• tactual : 0,157 inch

• Year now : 2021

• Year build : 2019

Corrosion rate =0,179 − 0,157

2021−2019

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 =

𝑡𝑑𝑒𝑠𝑖𝑔𝑛 − 𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙

𝑌𝑒𝑎𝑟 𝑁𝑜𝑤−𝑌𝑒𝑎𝑟 𝐵𝑢𝑖𝑙𝑑

Keterangan :



• Year now : 2021



2021−2019


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 =𝑡𝑑𝑒𝑠𝑖𝑔𝑛 − 𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙

𝑌𝑒𝑎𝑟 𝑁𝑜𝑤−𝑌𝑒𝑎𝑟 𝐵𝑢𝑖𝑙𝑑

Keterangan :



• Year now : 2021



2021−2019


Jadi, besar corrosion rate pipa 6 inch cooling water engine 1 adalah 0,028

inch/tahun.


783

4) Perhitungan Thickness Required

Perhitungan thickness required pipa 1 inch digunakan untuk mengetahui minimal

ketebalan pipa, sesuai standar pada ANSI B31.3

tmin =P × D

(2 ×Sh ×E×W)+(2 ×P ×Y) (4)

Keterangan :

• Tekanan operasi (P) = 33,3587 psig;

• Diameter luar pipa (D) = 1,315 inch;

• Korosi yang diijinkan setiap tahunnya (CA) = 0,118 inch/tahun;

• Tegangan bahan pipa yang diijinkan (Sh) = 20000 psi;

• Faktor kekuatan sambungan pipa (E) = 1,00;kl

• Faktor reduksi kekuatan sambungan las (W) = 1,00;

• Koefisien material pipa (ferritic steel, Toperasi ≤ 900° F)(Y) = 0,4.

tmin =P × D

(2 ×Sh ×E×W)+(2 ×P ×Y)

tmin =33,3587 × 1,315

(2 ×20000 ×1×1)+(2 ×33,3587 ×0,4)

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 × D

(2 ×Sh ×E×W)+(2 ×P ×Y)

Keterangan :

• Tekanan operasi (P) = 31,9083 psig;

• Diameter luar pipa (D) = 6,625 inch;

• Korosi yang diijinkan setiap tahunnya (CA) = 0,118 inch/tahun;

• Tegangan bahan pipa yang diijinkan (Sh) = 20000 psi;

• Fmaktor kekuatan sambungan pipa (E) = 1,00;

• Faktor reduksi kekuatan sambungan las (W) = 1,00;

• Koefisien material pipa (ferritic steel, Toperasi ≤ 900° F)(Y) = 0,4.

tmin =P × D

(2 ×Sh ×E×W)+(2 ×P ×Y)

tmin =33,3587 × 1,315

(2 ×20000 ×1×1)+(2 ×33,3587 ×0,4)

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).


784

RL =𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 − 𝑡𝑟𝑒𝑞𝑢𝑖𝑟𝑒𝑑

𝐶𝑅 (5)

Keterangan :


• trequired : 0,11909 inch

• CR : 0,011 inch/tahun


𝐶𝑟

RL =0,157 − 0,11909

0,011

RL = 3,446 tahun

Perhitungan remaining life (RL) pipa 6 inch menggunakan standar metode perhitungan

API 570 (Piping Inspection Code).


𝐶𝑟

Keterangan :


• trequired : 0,123 inch

• CR : 0,028 inch/tahun


𝐶𝑟

RL =0,224 − 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


785

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

• Pastikan pemeriksaan on-stream inspection dilakukan dengan lebih inten-

sif

• Periksa kondisi aktual sistem perpipaan

• Pengkajian ulang semua laporan kegiatan inspeksi dan perbaikan yang su-

dah dan belum dilaksanakan

• Susun prioritas pemeriksaan dari hasil on-stream inspection

• 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


786

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 “Corrosion Resistance Tables” dengan parameter kandungan

chlorine, material carbon steel hanya mampu menahan corrosion rate ≤ 0,02

inch/tahun dengan rentang suhu antara 60-80°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


787

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, “Piping Stress Handbook Second Edition”, Gulf Publishing Company,

Texas, 1986, pp.102.

[2] API 570, “Piping Inspection Code : In-service Inspection, Rating, Repair, and Alteration of

Piping Systems”, American Petroleum Institute, USA, 2009, pp.44.

[3] ASME B31.3, “Process Piping”, The American Society of Mechanical Engineers, USA,

2010, pp.20.3

[4] Sulardi, “Inspeksi Teknik Sistem Perpipaan Industri Pengolahan Migas, Jurnal JIEOM

Vol.2, No. 1, Indonesia, 2019, pp.2

[5] ----------, “Nalco-Nalcool-2000-MSDS”, Australia, 2019, pp.3

Daftar Simbol

Q Sg

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

OPTIMALISASI INSPEKSI SISTEM PERPIPAAN LOW ...

Documents

Transcript of OPTIMALISASI INSPEKSI SISTEM PERPIPAAN LOW ...