Upload
vuongtruc
View
246
Download
3
Embed Size (px)
Citation preview
TUGAS AKHIR
ANALISIS SISTEM PROTEKSI KOROSI UNTUK PIPA PETROLEUMGAS, MATERIAL API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Study kasus diHess Indonesia Pangkah Ltd di Manyar – Gresik
Disususn Oleh :
Maryanta Purwanta
NIM : 2008040012
PROGRAM STUDI TEKNIK MESIN
FAKULTAS TEKNIK
UNIVERSITAS GRESIK
2012
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
i
Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
LEMBAR PENGESAHAN
ANALISIS SISTEM PROTEKSI KOROSI UNTUK PIPA PETROLEUMGAS, MATERIAL API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Study kasus diHess Indonesia Pangkah Ltd di Manyar – Gresik
Oleh :
Nama : Maryanta Purwanta
NIM : 2008040012
diterima dan disahkan
pada tanggal…………………
Pembimbing I Pembimbing II
Moch. Sochib, ST, MT. Dra. Adriyanti, MPd.
Mengetahui :
Dekan, Ka Prodi T. Mesin
Ir. Sunarto, MT Wardjito, ST, MT.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
ii
Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
ANALISIS SISTEM PROTEKSI KOROSI UNTUK PIPA PETROLEUMGAS, MATERIAL API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Study kasus diHess Indonesia Pangkah Ltd di Manyar – Gresik
Telah dipertahankan didepan penguji
Pada tanggal …………..
Dewan penguji
Penguji I : Sugeng Hariyadi, ST, MT.
Penguji II : Wardjito, ST, MT.
Tugas Akhit ini telah diterima sebagai
salah satu persyaratan untuk memperoleh gelar sarjana
Dekan Ketua Program Studi
Ir. Sunarto, MT Wardjito, ST, MT.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
iii
Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
KATA PENGANTAR
Dengan mengucap Alhamdulillah, segala puji dan syukur kami panjatkan
kehadirat Alloh SWT, yang telah melimpahkan rahmat, taufiq dan hidayahnya
sehingga penulis dapat menyelesaikan Tugas Akhir ini.
Tugas Akhir sebagai persyaratan sebelum menyelesaikan studi pada
Sarjana Teknik Mesin, Universitas Gresik.
Dalam pelaksanaan penelitian ini berbagai proses telah dilalui oleh penulis
yang sampai akhirnya Tugas Akhir ini dapat diselesaikan dengan baik, harapan
penulis manfaat tesis ini dapat berguna bagi perusahaan Hess Indonesia Pangkah
Ltd dan menambah jumlah penelitian ilmiah di Universitas Gresik serta berguna
bagi semua pihak.
Penulisan Tugas Akhir ini yang berjudul “Analisis sistim proteksi
korosi untuk pipa Petroleum Gas material API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40,
8560m)” dari Hess Indonesia Pangkah Ltd di Manyar ke PT. Pembangkitan Jawa
Bali (PJB) di Gresik, tidak akan terwujud tanpa adanya bantuan dari semua pihak,
baik secara langsung maupun tidak langsung. Maka bersama ini saya
mengucapkan terima kasih yang sebesar-besarnya kepada yang terhormat :
1. Bapak Prof. Dr. Drs. H. Sukiyat, SH, Msi. Rektor Universitas Gresik
2. Ir. Sunarto, MT. Dekan Fakultas Teknik Universitas Gresik
3. Moch. Sochib, ST, MT. selaku pembimbing – I
4. Dra. Adriyanti, MPd. selaku pembimbing – II
5. Sugeng Hariyadi, ST, MT. selaku dewan penguji – I
6. Wardjito, ST, MT. selaku dewan penguji – II
7. Staf Maintenance, Hess Indonesia Pangkah Ltd di Manyar – Gresik.
8. Teman – teman kuliah di Fakultas Teknik Universitas Gresik
9. Istri dan anak kami tercinta
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
iv
Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Namun secara keseluruhan penulis menyadari bahwa Tugas Akhir ini
masih jauh dari sempurna sehingga segala kritik dan saran yang membangun
sangat diharapkan.
Gresik, Juni 2012
Penulis
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
v
Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
ABSTRAKSI
Pipa under ground dan under water perlu diadakan perlindungan korosidan yang sesuai adalah Proteksi Katodik. Korosi itu sendiri sesungguhnya tidakdapat dihentikan namun hanya bisa dicegah atau diperlambat lajunya.
Di Hess Indonesia Pangkah Ltd yang berlokasi di Manyar mensuplaiPetroleum Gas ke PT. Pembangkitan Jawa Bali (PJB) di Gresik sepanjang 8560meter menggunakan pipa dengan material API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40). Dari hasilpengukuran terjadi penurunan tegangan proteksi dibawah (-0,850 Volt DC). Makakondisi ini perlu dilakukan penelitian dan analisis yang mendalam, agar pipa tidakterjadi korosi.
Kemudian diadakan penelitian dan perhitungan kembali desain yangterpasang adalah: Luas area yang diproteksi 670,29m2, arus proteksi yangdiperlukan 40,22 ampere, jumlah anode yang diperlukan 10,34 buah, makaberdasarkan besaran nilai tersebut desain telah sesuai dengan kebutuhan proteksiyang diperlukan, bahkan Panel Rectifier yang terpasang telah dinaikkan ke 125%dari perhitungan secara teoritis.
Setelah diadakan penelitian yang mendalam menggunakan metodastandard internasional, ditemukan pada pipa unit-2 adanya kebocoran arus sebesar12 ~ 14 ampere pada Flange Isolasi IF-6 di Tie-In akhir pipa Hess yang menujuke PJB yang berlokasi di area PJB Gresik. Agar sistem proteksi katodik kembalinormal maka disarankan untuk melepas kabel jumper yang memisahkan proteksipipa unit-1 dan pipa unit-2 dengan maksud untuk mengamankan pipa unit-1sepanjang 8400 meter dan mengorbankan (sementara) pipa unit-2 sepanjang 160meter tanpa proteksi katodik, sambil menunggu perbaikan selanjudnya.
Turunnya tegangan proteksi dibawah (-0,850 Volt DC) diakibatkan karenaterjadinya hubung singkat (short circuit) di Flange Isolasi IF-6, maka dari hasilpenelitian disarankan untuk memberikan proteksi tambahan secara terpisah padapipa unit-2 yang terjadi short circuit.
Kata kunci: Pipa, korosi, katodik, proteksi
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
vi
Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
ABSTRACT
Pipes under ground and under water shall be protect from corrosion andthe appropriate corrosion protection is cathodic protection. Corrosion itself is infact not be stopped but can only be prevented or slowed the pace.
At Hess Indonesia Pangkah Ltd. located in Manyar, Petroleum Gas deliverto PT. Pembangkitan Jawa Bali (PJB) in Gresik, 8560 meters along the pipematerial using API-5L x52 (ø 20 ", Sch. 40). From the measurement results underthe protection voltage decrease (-0.850 Volts DC). Then this condition needs to bedone in-depth research and analysis, in order to pipe corrosion does not occur.
Then the research and design re-calculations are attached: a protectedarea of 670.29 m2, the current 40.22 amps of protection required, the necessaryamount of anode 10.34 each, then based on the calculations the design complieswith the requirements of protection required , Rectifier Panel mounted even beenraised to 125% of the theoretical calculations.
Having conducted extensive research using the international standardmethod, was found the leakage current of 12 ~ 14 amperes in the pipe line unit-2on Flange Isolation of IF-6 (at the end of Tie-In the pipe line from Hess to PJBGresik area). To normalize cathodic protection system then it is advisable toremove the jumper wire that separates the protection of pipeline unit-1 and unit-2with a view to securing the pipe unit-1 along the 8400 meter and lets (temporary)pipe line units-2 along the 160 meters without cathodic protection, while waitingrepairs. Falling under the protection voltage (-0.850 Volts DC) caused by theoccurrence of short circuit in Isolation Flange of IF-6, then from the results of thestudy is recommended to provide additional protection to the pipeline unit-2separately.
Key word: Pipes, corrosion, cathodic, protection
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
vii
Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
DARTAR ISIHalaman
Cover ............................................................................................................ iLembar pengesahan....................................................................................... iiLembar pengujian.......................................................................................... iiiKata pengantar .............................................................................................. ivAbstraksi ....................................................................................................... vDaftar isi........................................................................................................ viiDaftar gambar................................................................................................ ixDaftar lampiran ............................................................................................. x
BAB I PENDAHULUAN ......................................................................... 11.1. Latar belakang................................................................................ 11.2. Rumusan masalah........................................................................... 21.3. Tujuan penelitian............................................................................ 21.4. Manfaat penelitian bagi perusahaan............................................... 31.5. Manfaat penelitian bagi perguruan tinggi ...................................... 31.6. Manfaat penelitian bagi mahasiswa ............................................... 31.7. Batasan masalah ............................................................................. 4
BAB II TINJAUAN PUSTAKA ................................................................ 52.1. Dasar-dasar proteksi katodik.......................................................... 5
A. Korosi Metal .................................................................................. 6B. Sistem Proteksi Katodik................................................................. 8C. Sistem Anoda korban ..................................................................... 9D. Sistem Injeksi Arus DC.................................................................. 11E. Sistem proteksi baja dalam tanah................................................... 13
2.2. Prosedur Operasi ............................................................................ 16A. Sistem proteksi Anoda Korban ...................................................... 16B. Sisitem proteksi ICCP.................................................................... 21
2.3. Material Pipa .................................................................................. 242.4. Jenis Isolasi .................................................................................... 25
BAB III METODE PENELITIAN............................................................... 293.1. Lokasi dan waktu penelitian........................................................... 293.2. Alur Penelitian ............................................................................... 303.3. Jenis penelitian dan permasalahannya ........................................... 313.4. Metoda troubleshooting untuk proteksi Anoda Korban ................ 323.5. Metoda troubleshooting untuk proteksi ICCP ............................... 343.6. Metoda pengecekan untuk Insulation Flange ................................ 38
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
viii
Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Halaman3.7. Variabel penelitian ......................................................................... 44
BAB IV ANALISA PEMBAHASAN MASLAH........................................ 454.1. Pembahasan Umum ....................................................................... 454.2. Perhitungan Desain proteksi katodik ............................................. 46
A. Area yang akan diproteksi.............................................................. 46B. Arus Proteksi yang diperlukan ....................................................... 46C. Jumlah Anode yang diperlukan...................................................... 47D. Tahanan Pentanahan (Groundbed Resistance)............................... 48E. Tahanan Kabel (Cable resistance) ................................................. 49F. Rugi tegangan kabel (Cable voltage drop) .................................... 49G. Tegangan yang diperlukan untuk Rectifier .................................... 50H. Desain kapasitas Rectifier .............................................................. 51I. Distribusi potensial (Attenuation calculation) ............................... 51
4.3. Hasil pengecekan yang telah dilakukan ......................................... 544.4. Ringasan hasil pengecekan ............................................................ 57
BAB V KESIMPULAN DAN SARAN...................................................... 615.1. Kesimpulan hasil pengecekan ........................................................ 615.2. Saran-saran..................................................................................... 625.3. Biaya yang dibutuhkan................................................................... 67
BAB VI DAFTAR PUSTAKA .................................................................... 70
DAFTAR GAMBAR2.2.1. Korosi sell dan jenis reaksi korosi Elekrokimia untuk baja dalam
tanah / air........................................................................................ 62.1.2. Arus Korosi sell dari Anoda ke Katoda dalam tanah..................... 62.1.3. Jenis korosi sell yang terjadi pada pipa baja tertimbun didalam
Tanah.............................................................................................. 72.1.4. Kurva Polarisasi Baja dalam lingkungan air netral........................ 82.1.5. Diagram Pourbaix Baja terendam dalam air.................................. 92.1.6. Arus korosi yang terjadi pada Anoda korban................................. 102.1.7. Sistim proteksi pada Sacrificial Anode Cathodic Protection......... 112.1.8. Arus korosi yang terjadi pada sistim Arus Injeksi ......................... 122.1.9. Sistim proteksi Impressed Current Cathodic Protection ............... 132.1.10. Pengukuran potensial Proteksi Katodik ......................................... 142.2.1. Pengukuran potensial pipa ke tanah............................................... 173.1.1. Lokasi Penelitian............................................................................ 293.2.1. Alur Penelitian ............................................................................... 30
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
ix
Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
3.6.1. Gambar rangkaian pengetesan Insulation Flange.......................... 383.6.2. Gambar sekema pengetesan Insulation Flange.............................. 404.3.1. Gambar masalah “short” yang terjadi di PJB Tie-In area ............. 564.4.1. Gambar ICCP dalam keadaan Normal ........................................... 594.4.2. Gambar ICCP dalam keadaan IF-6 “SHORT” .............................. 60
LAMPIRAN DATA1.1. Data pengukuran di IF-6 pada Januari 2012 .................................. 721.2. Data pengukuran di IF-5 pada Januari 2012 .................................. 741.3. Data pengukuran di IF-4 pada Januari 2012 .................................. 76
LAMPIRAN FORM2.2.1. Form pengecekan SACP untuk pipa underground ........................ 772.2.2. Form pengecekan ICCP untuk pipa underground ......................... 78
LAMPIRAN GAMBAR3.2.1. Insulating Flange Arrangement...................................................... 853.2.3. Gambar Wiring Diagram ICCP untuk pipa Gas Petroleum........... 86
2
LAMPIRAN TABELTabel 3.2.1 Tabel Material pipa dan yield strength…………………………...80Table 3.2.2 Pipe Seam Joint Factors……………………...….………………81Table 3.2.3 Desain Factors untuk Pipa Baja……………………………..………82Tabel 3.2.4 Pipeline Internal Design Pressures and Test Pressures………...83Tabel 2.1.1. Daftar potensial material dalam tanah dan air……………...…….84
LAMPIRAN GAMBARGambar 3.2.1 Insulating Flange Arrangement………...……………...…………85Gambar 3.2.3 Gambar Wiring Diagram ICCP untuk pipa Gas Petroleum….…..86
DAFTAR GAMBARGambar 2.1.1 Korosi sell dan jenis reaksi korosi Elekrokimia
untuk baja dalam tanah / air……………………...…………..……6Gambar 2.1.2 Arus Korosi sell dari Anoda ke Katoda dalam tanah .........……….6
HalamanGambar 2.1.3 Jenis korosi sell yang terjadi pada pipa baja tertimbun didalam
tanah…………………………………...…..………………..……..7Gambar 2.1.4 Kurva Polarisasi Baja dalam lingkungan air netral………...……...8Gambar 2.1.5 Diagram Pourbaix Baja terendam dalam air……………..........…..9Gambar 2.1.6 Arus korosi yang terjadi pada Anoda korban……….………..…..10Gambar 2.1.7 Sistim proteksi pada Sacrificial Anode Cathodic Protection …....11Gambar 2.1.8 Arus korosi yang terjadi pada sistim Arus Injeksi………...….….12
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
x
Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Gambar 2.1.9 Sistim proteksi Impressed Current Cathodic Protection…......….13Gambar 2.1.10 Pengukuran potensial Proteksi Katodik ……………….....……..14Gambar 2.2.1 Pengukuran potensial pipa ke tanah…………………...….….…..17Gambar 3.1.1. Lokasi Penelitian……………………..………………..…...…….29Gambar 3.2.1 Alur Penelitian…………..……………………………….....….…30Gambar 3.6.1. Gambar rangkaian pengetesan Insulation Flange……...…….…..38Gambar 3.6.1 Gambar sekema pengetesan Insulation Flange……….…….……40Gambar 4.3.1 Gambar masalah “short” yang terjadi di PJB Tie-In area……….56Gambar 4.4.1 Gambar ICCP dalam keadaan Normal…………………...............59Gambar 4.4.2 Gambar ICCP dalam keadaan IF-6 “SHORT”…………….….….60
LAMPIRAN PHOTO…………..…………………...…………………..….….....87Photo 1. Insulating Flange di PJB Tie-In Area yang diperkirakan telah terjadi
“short”………………………………………….………………..….…..87Photo 2. Peralatan yang digunakan untuk pengetesan kebocoran arus di
Insulating Flange (Battery kering12V, Variable Resistor, Digital Multimeter, Digital DC Clampmeter dan Cu/CuSO4 Ref. Cell)….…….88Photo 3. Pengukuran Voltage Drop diantara sisi Flange dengan injeksi arus
di IF-6 PJB Tie-In Area…………………....…………………...…...…..89Photo 4. Pengukuran aliran arus yang melewati test circuit di IF-6. Nilai arus yang besar mengindikasikan resistansi yang rendah di flange…..…..…90Photo 5. Pengukuran aliran arus yang melewati test circuit di IF-6. Positive circuit di sambungkan ke baut, tidak ada arus yang mengalir, hal ini mengidikasikan bahwa baut insulation sleeve and washer
kondisinya bagus……………………………………………..…...…...91Photo 6. Salah satu baut ditemukan tanpa Insulating Sleeve di IF-4 (Incoming
Petroleum Gas Pipeline di Hess Metering Unit)…..……………….….92Photo 7. Seluruh Hess Metering Unit structure mendapat ICCP Current dan menjadi terproteksi, karena terjadi kebocoran di insulation IF-4….…...93
LAMPIRAN REFERENSI……………………………………….………………94Referensi Standard ISO 15589-1……………………….………………..…..…..94Referensi Standard NACE RP0200-2000 REV. No. 21001……………..…..…..96
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
1
Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 Latar belakang
Hess Indonesia Pangkah Ltd, adalah sebuah peruasaah Minyak dan Gas
Bumi. Korporasi Energi yang terpadu mencakupi eksplorasi, produksi dan kilang
yang menghasilkan Minyak mentah (Crude Oil), LPG dan Gas.
1. Minyak mentah (Crude oil) setelah melalui proses pemisahan
(treater) ditampung di Tanki Minyak Mentah dan secara berkala
akan dijual ke pembeli menggunakan Kapal Tanker melalui dermaga
pelabuhan Maspion menggunakan pipa 10” sepanjang 3500 meter
2. LPG (Liquefied Petroleum Gas) merupakan gas hasil produksi yang
komponen utamanya adalah gas propane (C3 H8) dan butane (C4
H10) yang dicairkan. Sementara itu, ELPIJI adalah merek dagang dari
LPG yang dipasarkan oleh PERTAMINA kepada masyarakat
sebagai kebutuhan atau penggunaan bahan bakar.
3. Gas yang lainnya adalah setelah melalui fasilitas proses akan
langsung dikirim meggunakan pipa sepanjang 8560 meter material
API-5L X52 (Diameter ø 20”, Sch. 40) dari Kawasan Industri
Maspion di Manyar melewati jalur bawah laut dan bawah tanah ke
PT. Pembangkitan Jawa Bali (PJB) di Gresik Jawa Timur.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
2Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Khusus untuk jalur pipa gas dari Hess Indonesia Pangkah Ltd ke PJB
Gresik, yang menggunakan meterial API-5L X52 diameter ø 20” dengan
ketebalan 11,9mm / Schedule 40 yang melewati bawah laut dan bawah tanah
sepanjang 8560 meter. Telah dilakukan proteksi korosi pada pipa dengan
menggunakan lapisan coating wrapping tape Three Layer Polyethylene Coating
3LPE (2,9 mm) dan sistim proteksi Impressed Current Cathodic Protection
(ICCP).
Pada saat ini tegangan proteksi tidak tercapai sehingga perlu diadakan
analisis yang mendalam agar supaya proteksi korosi pipa menjadi bagus dan
bekerja normal kembali sesuai desain.
1.2 Perumusan masalah
1. Apakah desain arus proteksi katodik sudah optimal dan bekerja dengan
benar?
Hal ini harus dilakukan analisis yang mendalam untuk menentukan
proteksi katodik tersebut sudah tepat atau belum.
2. Mengapa tegangan proteksi pada ujung pipa menurun dibawah – 0,850
Volt DC?
Diperlukan kajian yang kongkret dan pengambilan data lapangan yang
komplit untuk menentukan langkah apa saja yang harus dilakukan
dengan terjadinya penurunan nilai proteksi katodik ini.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
3Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
1.3 Tujuan penelitian
1. Untuk mengetahui kelayakan desain proteksi katodik pada pipa ø 20”
under ground dan under water yang dipakai untuk mensuplai
Petroleum Gas dari Hess Indonesia Pangkah Ltd di Manyar ke PT.
Pembangkitan Jawa Bali di Gresik sepanjang 8560 meter.
2. Untuk menganalisa dan megetahui penyebab turunnya tegangan pada
daerah ujung pipa (yang berlokasi di area Metering unit PJB Gresik)
1.4 Manfaat penelitian bagi perusahaan
1. Untuk membantu perusahaan memberikan informasi tentang masalah
yang terjadi pada pada pipa ø 20” under ground dan under water yang
dipakai untuk mensuplai Petroleum Gas dari plant ke PT.
Pembangkitan Jawa Bali di Gresik sepanjang 8560 meter.
2. Memberikan pilihan-pilihan jalan keluar masalah tersebut dengan
beberapa opsi dan pilihan terbaik kepada perusahaan
3. Membantu perusahaan untuk menganalisa waktu dan biaya yang tepat
dalam rencana perpaikan kedepan.
1.5 Manfaat bagi Perguruan tinggi
1. Penelitian ini dapat memperkaya referensi karya ilmiah dari
mahasiswa Fakultas Teknik Mesin, Universitas Gresik.
2. Meningkatkan daya saing perguruan tingi di tanah air.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
4Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
1.6 Manfaat bagi Mahasiswa
1. Mempertajam kemampuan analisis dan berfikir secara sistimatis.
2. Berfikir secara praktis dan logika yang tepat.
3. Menambah pengalaman untuk mencari sumber masalah dan jalan
keluarnya yang sesungguhnya sering terjadi dalam industri.
1.7 Batasan masalah
1. Penelitian pada pipa under ground dan under water yang dipakai untuk
mensuplai Petroleum Gas dari Hess Indonesia Pangkah Ltd di Manyar
ke PT. Pembangkitan Jawa Bali di Gresik sepanjang 8560 meter
dengan menggunakan metaerial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40).
2. Kondisi tanah seragam.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
5
Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
BAB II
KAJIAN PUSTAKA
2.1 DASAR-DASAR PROTEKSI KATODIK
A. Korosi metal (Metallic Corrision)
Korosi logam dapat diklasifikasikan menjadi dua jenis yaitu korosi basah
(wet corrosion) dan korosi kering (dry corrosion). Korosi basah disebabkan oleh
kontak langsung antara permukaan logam dengan lingkungan korosif, misalnya
air laut, tanah, atau elektrolit korosif lainnya. Sementara korosi kering terjadi bila
permukaan logam untuk terkena ke atmosfer korosif atau atmosfer suhu tinggi.
Korosi kering tidak dapat dicegah dengan menggunakan sistem perlindungan
katodik.
Pada dasarnya, dalam proses korosi basah, akan ada banyak sel galvanik
mikro pada permukaan logam. Hal ini dapat disebabkan oleh karakteristik logam
yang berbeda (kimia / fisik), yang berbeda dari temperatur permukaan, dan
berbeda konsentrasi oksigen pada elektrolit. Pada setiap sel galvanik mikro, akan
ada bagian yang bertindak sebagai katoda dan anoda yang lainnya, di mana reaksi
elektrokimia akan berlangsung secara terus menerus. Potensi bagian katoda
menjadi lebih negatif, dan sebaliknya pada bagian anoda, karena itu arus galvanik
akan mengalir dari bagian anoda ke katoda sebagai bagian ion logam, sesuai
hukum Faraday. Di bagian lain, kata-kata yang bertindak sebagai anoda akan
menjadi terkorosi.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
6Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Berikut ini beberapa gambaran ilustrasi yang sering terjadi dalam proses korosi
yang biasanya terjadi pada pipa bawah tanah, perbedaan lingkungan, perbedaan
konsentrasi oksigen, perbedaan konsentrasi air, tanah yang tidak homogen dan
perbedaan material antara yang baru dan yang lama.
Gambar 2.1.1. Korosi sell dan jenis reaksi korosi Elekrokimia untuk baja dalamtanah / air
Gambar 2.1.2. Arus Korosi sell dari Anoda ke Katoda dalam tanah
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
7Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Corrosion Cell Caused by Different
Environment
Corrosion Cell Caused by Different
Oxygen Concentration
Corrosion Cell Caused by Different
Water Concentration
Corrosion Cell Caused by Non
Homogenous Soil
Corrosion Cell Caused by Different
Environments
Galvanic Corrosion Caused by New
and Old Pipeline
Gambar 2.1.3. Jenis korosi sell yang terjadi pada pipa baja tertimbun didalamtanah
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
8Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
B. Sistim Proteksi Katodik
Sistem perlindungan katodik adalah metode untuk mencegah
(menurunkan) laju korosi dengan memasok arus DC arah terbalik terhadap arus
korosi galvanik. Arus proteksi katodik akan mengalir dari material lain (bertindak
sebagai bagian anoda) ke struktur logam yang dilindungi, oleh karena itu semua
permukaan.logam.yang.dilindungi.seakan.menjadi.bagian.katoda.
Secara umum, perlindungan yang lebih baik dapat dihasilkan jika struktur
yang dilindungi memiliki lapisan yang baik, karena lapisan ini akan mengurangi
luas permukaan struktur logam yang secara langsung kontak dengan elektrolit
korosif. Oleh karena itu dapat mengurangi jumlah perlindungan yang dibutuhkan
saat ini dan juga biaya.
Ada dua metode untuk memasok perlindungan saat ini, pertama dengan
menggunakan Anoda Korban (Sarificial Anode) dan kedua dengan menggunakan
Injeksi Arus DC (Impression Current Cathodic Protection).
Gambar 2.1.4. Kurva Polarisasi Baja dalam lingkungan air netral
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
9Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Gambar 2.1.5. Diagram Pourbaix Baja terendam dalam air
C. Sistim Anoda korban (System Sacrificial Anode)
Sistem anoda korban secara alami menghasilkan arus DC yang dihasilkan
dari pasangan galvanik antara logam harus dilindungi dan anoda korban itu
sendiri. Material yang akan digunakan untuk anoda korban adalah logam yang
secara alami memiliki potensial yang lebih negatif (lebih aktif), misalnya untuk
melindungi struktur baja dapat menggunakan (1) Magnesium alloy, (2) paduan
Aluminium, (3) paduan Seng. Anoda korban untuk terhubung langsung ke
struktur baja dilindungi, baik dengan pengelasan, dibaut, atau menggunakan
kabel, dan keduanya harus digabungkan.kedalam.elektrolit.yang.sama.
Anoda korban (lebih elektronegatif) menjadi bertindak sebagai anoda dan
akan dikonsumsi karena reaksi oksidasi logam menjadi ion (bentuk lebih lanjut
tergantung pada jenis lingkungan). Reaksi ini akan digabungkan dengan reaksi
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
10Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
reduksi pada permukaan baja yang dilindungi, yang menghambat / mengganti
reaksi korosi sebelumnya. Massa anoda korban akan dikonsumsi untuk mencegah
baja menjadi berkarat. Tingkat konsumsi anoda tergantung pada jenis paduan
anoda, perbandingan luas permukaan aktif antara anoda dan struktur dilindungi,
dan juga Kekorosifan lingkungan.
Gambar 2.1.6 Arus korosi yang terjadi pada Anoda korban (Pipa)
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
11Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Gambar 2.1.7. Sistim proteksi pada Sacrificial Anode Cathodic Protection
(Structure / Steel)
D. Sistem Injeksi Arus DC (System DC Impressed Current)
Di dalam sistem Impressed Current, arus listrik disuplai dari sumber daya
DC eksternal, biasanya menggunakan transformator penyearah yang
mengkonversi satuan daya input AC menjadi output DC yang disesuaikan dengan
keperluan yang diinginkan. Sebagai bahan anoda biasanya menggunakan "inert"
(non-consumable/low rate consumable material). Impressed current anode
terhubung ke terminal positif unit penyearah transformator, sementara struktur
pipa yang untuk dilindungi dihubungkan ke terminal negatif. Tegangan DC yang
berbeda pada unit transformator rectifier akan menyebabkan mengalir arus DC
dari anoda ke surcafe struktur.yang.dilindungi.melalui.elektrolit.
Saat ini ada beberapa tipe impressed current anode, misalnya high silicon chrome
cast iron, mixed metal oxide, lead silver, platinized titanium, dll. Seleksi jenis
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
12Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
anoda arus cocok dengan kondisi struktur yang diproteksi dan juga lingkungan
(elektrolit).
Gambar 2.1.8. Arus korosi yang terjadi pada sistim Arus Injeksi
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
13Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Gambar 2.1.9. Sistim proteksi Impressed Current Cathodic Protection
E. Sistim proteksi baja dalam tanah
Potensial logam yang dikembangkan ketika kontak / tenggelam / terkubur
dalam elektrolit (tanah, air, dll) disebutkan sebagai potensial alam dari logam itu.
Nilai potensial alam menunjukkan kemudahan / tingkat kesulitan dari logam yang
akan.terionisasi.pada.lingkungan.itu.
Potensial alami Baja karbon dalam air tanah / netral umumnya sekitar (-0,5
~ -0,8 volt), diukur dengan menggunakan elektroda standar Cu/CuSO4 (Tembaga
/ Copper Sulfat). Baja umumnya mempunyai potensial lebih positif, menunjukkan
tingkat tahan korosi yang lebih tinggi atau kondisi permukaan terkorosi lebih
tinggi. Daftar praktis untuk logam yang berada ditanah netral dan air bias dilihat
di Tabel 2.1.1.
Jika arus DC yang akan dipasok ke baja (pada dasarnya harus diberikan
dengan elektron), potensial logam menjadi bergeser menjadi lebih negatif. Nilai
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
14Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
potensial digunakan untuk kriteria perlindungan katodik. Baja dianggap
mempunyai tingkat perlindungan yang cukup tercapai jika potensi baja dapat
menurun sampai minimum -0,85 V vs Cu/CuSO4. Angka ini setara dengan -0,80
V vs Ag / AgCl jika diukur dengan menggunakan Ag / AgCl (Silver / Perak
Klorida) elektroda referensi atau setara dengan +0,25 V Zn vs, jika diukur dengan
menggunakan elektroda referensi Seng kemurnian tinggi.
(Kiri = Tidak terproteksi dan Kanan = Terproteksi)
Gambar 2.1.10. Pengukuran potensial Proteksi Katodik
Secara teoritis, lebih negatif potensial baja akan menghasilkan laju korosi
yang lebih rendah. Namun, potensial yang terlalu negatif juga dapat menyebabkan
kerusakan pada lapisan yang dilindungi dan dalam beberapa kasus, gas hydrogen
berevolusi.bisa.menyebabkan.embrittlement.(penggetasan).baja.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
15Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Berikut adalah nilai potensial perlindungan yang direkomendasikan untuk
pipa baja yang ditanam dalam tanah dilapisi oleh lapisan Three Layer
Polyethylene atau Polyethylene Tape Wrapping (Petroleum Gas Pipeline,
Condensate Pipe & Drain Pipeline):
Nilai potensial untuk pipa baja underground dengan coating 3LPE
Environment : Neutral Soil / Water
Reference
Electrode
Minimum (Positive Limit) Maximum (Negative Limit) #1
Cu/CuSO4 -0,85 V -2,00 V
Dibawah ini nilai potensial proteksi yang direkomendasikan untuk Stuktur Baja
dalam tanah / dalam air yang dilapisi / coating menggunakan cat epoxy / bare.
Nilai potensial untuk struktur baja underground dengan coating cat epoxy / bare
Environment : Neutral Soil / Water
Reference Electrode Minimum (Positive Limit) Maximum (Negative Limit) #1
Cu/CuSO4 -0,85 V -1,20 V
Ag/AgCl -0,80 V -1,15 V
Zinc +0,25 V -0,10 V
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
16Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
2.2 SISTEM OPERASI
A. SISTEM PROTEKSI ANODA KORBAN “SACP” (Sacrificial Anode
Cathodic Protection)
Sistim Proteksi SACP adalah sistim Proteksi Katodik yang bekerja
sendiri (self working Cathodic Protection system). Dalam keadaan normal,
tegangan pipa yang diproteksi tidak bisa diatur (sekalipun di Test Station
Box dipasang resistor), dan sangat tergantung dari desain, material anoda
korban dan kondisi dari struktur lapisannya (structure coating condition).
Apakah masih mampu untuk mensuplai arus yang dibutuhkan ke struktur
dan hasilnya harus diukur apakah mencapai batasan minimal proteksi atau
tidak.
Berikut ini contoh data sistim pipa bawah tanah yang diproteksi
menggunakan sistim SACP.
No Description LocationOutside
DiameterLength Coating Type
PipeOperating
Temperature
Closed Drain (DC/TD/WP) & Amine Drain (AD) Pipes
1 Pipe4” U/G 4.5” 865 mPE Wrapping
Tape 30C
2 Pipe3” U/G 3.5” 100 mPE Wrapping
Tape 30C
3 Pipe2” U/G 2.375” 345 mPE Wrapping
Tape 30C
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
17Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
1. Pengecekan Rutin
Pengecekan rutin dan penggantian anoda (jika diperlukan) harus
selalu dilakukan untuk mendapatkan keseluruhan struktur tetap selalu
terproteksi dengan baik. Seorang operator / tehnisi harus melakukan
pengecekan rutin sbb:
a) Pengukuran potensial pipa yan diproteksi.
Gambar 2.2.1. Pengukuran potensial pipa ke tanah
1) Cek dan catat semua hasil pengukuran anode dan kabel yang
tehubung ke pipa yang diproteksi yang berada di semua Test
Station Box, diukur menggunakan portable DC Volt meter dan
portable Cu/CuSO4 Ref. Cell. (Copper / Copper Sulphate
Reference Electrode).
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
18Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
2) Taruh portable Cu/CuSO4 di tanah yang basah, dan ujung
kabelnya disambungkan ke negative pole nya (warna hitam)
portable DC Volt meter, dan kemudian kabel positive pole nya
(warna merah) disambungkan ke terminal Pipa di Test Station
Box.
3) Yang terbaca dari pengukuran adalah POTENSIAL PIPA
YANG DIPROTEKSI dilokasi tersebut.
4) Catat semua hasil pengukuran dan disimpan sebagai dokumen
referensi.
b) Mengukur Potensial Dasar Pipa yang diproteksi (Pipe
Natural Potential):
1) Melepas kabel jumper (Resistor) yang menghubungkan antara
terminal pipa dan terminal anode di Test Station Box.
2) Ukur menggunakan portable DC Volt meter dan portable
Cu/CuSO4 Ref. Cell. (Copper / Copper Sulphate Reference
Electrode).
3) Taruh portable Cu/CuSO4 di tanah yang basah, dan ujung
kabelnya disambungkan ke negative pole nya (warna hitam)
portable DC Volt meter, dan kemudian kabel positive pole nya
(warna merah) disambungkan ke terminal Pipa di Test Station
Box.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
19Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
4) Yang terbaca dari pengukuran adalah POTENSIAL DASAR
PIPA dilokasi tersebut.
5) Catat semua hasil pengukuran dan disimpan sebagai dokumen
referensi.
c) Mengukur Potensial Dasar Anode:
1) Melepas kabel jumper (Resistor) yang menghubungkan antara
terminal pipa dan terminal anode di Test Station Box.
2) Ukur menggunakan portable DC Volt meter dan portable
Cu/CuSO4 Ref. Cell. (Copper / Copper Sulphate Reference
Electrode).
3) Taruh portable Cu/CuSO4 di tanah yang basah, dan ujung
kabelnya disambungkan ke negative pole nya (warna hitam)
portable DC Volt meter, dan kemudian kabel positive pole nya
(warna merah) disambungkan ke terminal Anode di Test
Station Box.
4) Yang terbaca dari pengukuran adalah POTENSIAL ANODE
dilokasi tersebut.
5) Catat semua hasil pengukuran dan disimpan sebagai dokumen
referensi.
d) Mengukur keluaran Arus Anode:
1) Melepas kabel jumper (Resistor) yang menghubungkan antara
terminal pipa dan terminal anode di Test Station Box.
2) Ukur menggunakan portable DC milli Ampere meter.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
20Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
3) Sambungkan kabel positive pole nya (warna merah) dari
portable DC milli Ampere meter ke kabel pipa dan kemudian
kabel positive pole nya (warna merah) disambungkan ke
terminal Anode di Test Station Box.
4) Yang terbaca dari pengukuran adalah ARUS KELUARAN
ANODE dilokasi tersebut.
5) Catat semua hasil pengukuran dan disimpan sebagai dokumen
referensi.
Bandingkan semua hasil pengecekan tersebut diatas dengan hasil
pengecekan yang sebelumnya. Normalnya nilai potensial pipa yang di proteksi
dan nilai potensial dasar anode tidak akan berbeda banyak dalam jangka waktu
selama periode tiga bulan. Variasi hasil bacaan (penambahan / penurunan)
seharusnya hanya disebabkan oleh perbedaan kondisi pentanahan (basah / kering /
panas / dingin) dan juga posisi dari sell referensi.
Contoh form lembar pengecekan rutin tiga bulanan untuk sistim pipa
bawah tanah yang diproteksi menggunakan sistim SACP bisa dilihat di Form
2.2.1
2. JAWAL PENGECEKAN BERKALA
Pengecekan secara berkala (pengukuran di Test Station Box)
direkomendasikan dilakukan setiap tiga bulanan.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
21Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
B. SISTIM PROTEKSI ICCP (Impressed Current Cathodic Protection)
Sistem proteksi ICCP (Impressed current cathodic protection) adalah
sistem Proteksi Kotodik yang bisa diatur. Keluaran DC (DC Output Voltage &
Current) dari Panel Kontrol diatur secara Manual atau secara Otomatis untuk
mempertahankan tingkat pipa potensial terlindungi. Untuk pengecekan secara
teratur dan penyesuaian (jika diperlukan) hal ini dilakukan untuk mempertahankan
system proteksi bekerja dengan baik. Operator perlu melakukan pemeriksaan dan
penyesuaian.
1. Pengecekan Awal
a) Periksa dan catat kondisi operasional dari Panel ICCP (DC Output
Voltage, DC Output Current, Pipe Potential).
b) Bandingkan pembacaan saat ini dengan pembacaan
sebelumnya, dalam kondisi normal:
1) Jika panel dioperasikan dalam mode Manual-Constant
Current, Arus DC output saat ini akan menjadi sekitar konstan,
sedangkan Tegangan DC dan Potensi Pipa tidak akan
berfluktuasi banyak (misalnya variasi kurang dari 5%).
2) Jika panel dioperasikan dalam mode Manual-Constant
Voltage, Tegangan DC output akan menjadi sekitar konstan,
sementara arus DC dan Potensi Pipa tidak akan berfluktuasi
banyak (misalnya variasi kurang dari 5%).
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
22Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
3) Jika Panel dioperasikan dalam Mode Automatic, potensi Pipa
akan mendekati konstan (dalam variasi -100 mV sampai
dengan + 100 mV dari nilai potensi preset), sementara Arus
dan Tegangan DC tidak akan berfluktuasi banyak (misalnya
variasi kurang dari 5 % dari preset) dalam kondisi seperti itu,
sistem ICCP bekerja dengan baik dan tingkat potensi pipa
akan menjadi sekitar sama dengan sebelumnya.
c) Jika kondisi pengecekan nilainya mirip dengan kondisi pengecekan
yang sebelumnya, sistem ICCP bekerja dengan bagus dan dalam
kondisi operasi normal.
d) Namun, jika ada banyak yang berbeda antara Arus DC, Tegangan
DC, dan pembacaan Potensial Pipa (Kenaikan / penurunan), itu
menunjukkan adanya masalah dalam sistem ICCP. Bisa jadi ada
"short circuit" antara pipa yang dilindungi dan pipa di atas tanah,
struktur atau kabel negatif / positif ICCP putus / rusak, atau
masalah dalam anoda ICCP groundbed. Jika ada masalah dengan
"short circuit" maka harus dilakukan troubleshooting (pencarian
masalah) untuk mencari tahu masalah yang terjadi pada sistem
proteksi katodik.
2. Pengecekan Komplit
a) Mengecek dan mencatat kondisi operasi Panel Kontrol (Tegangan
keluaran DC, Arus keluaran DC, Potensial Pipa).
b) Mengecek besarnya potensial di semua Test Station Box.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
23Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
c) Jika dalam pengecekan di Test Station Box ditemukan ada indikasi
penurunan dari nilai potensial pipa, maka kondisi operasi dari Panel
ICCP harus di adjust (disesuaikan) sampai nilai di semua Test
Station Box menunjukkan kriteria normal seperti sebelumnya. Ikuti
prosedur “Manual for resetting the DC Current / DC Voltage (in
Manual Mode) or Pipe Potential (Automatic Mode)”.
d) Jika ditemukan ada perubahan yang signifikan dari nilai kriteria
proteksi sehingga nilai minimum proteksi pipa tidak tercapai,
meskipun Panel ICCP telah di adjust maximal. Ini berarti telah
terjadi “short” (arus pendek) antara pipa underground yang
diproteksi dengan pipa above ground / structure atau terjadi
kerusakan kabel negative / positive nya system ICCP.
Troubleshooting (pencarian masalah) harus segera dilakukan untuk
mencari masalah yang terjadi pada system Proteksi Katodik.
Contoh form lembar pengecekan rutin tiga bulanan untuk sistim pipa bawah
tanah yang diproteksi menggunakan sistim ICCP, dapat dilihat di Tabel 2.2.2
3. Jadwal Pengecekan.
a). Pengecekan khusus (pada Panel ICCP) direkomendasikan dilakukan
mingguan (satu minggu sekali) dan dilakukan oleh operator / teknisi
yang berpengalaman.
b) Pengecekan secara komplit (Panel ICCP, Test Station Box dan
Positive/Negative Junction Box) direkomendasikan minimal setiap
tiga bulan sekali.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
24Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
2.3 MATERIAL PIPA (API 5L X52)
Yang dimaksud dengan material API 5L X52 adalah:
A. API adalah kependekan dari American Petroleum Institute, yaitu
standarisasi yang digunakan sebagai acuan untuk industri
perminyakan dan gas bumi.
B. API spec 5L adalah berisi standard spesifikasi untuk pipa yang
bisa dipakai untuk pengiriman gas, air dan minyak didalam gas
alam dan industri perminyakan.
C. API spec 5L juga mencakup tentang pipa baja tanpa pengelasan
(seamless) dan pipa baja dengan pengelasan (welded). Juga
termasuk (plain-end, threaded-end, and belled-end pipe, as well as
through-the-flowline (TFL) pipe), dan pipa yang ujung pipanya
dipersiapkan untuk digunakan dengan sepesial kopling.
D. Grade X 52 adalah mempunya minimum yield strength 52000 PSI
dan Grade X 66 mempunyai minimum ultimate tensile strength
66000 PSI.
Selain dari hal tersebut diatas persyaratan keselamatan tertentu
juga harus diperhitungkan sesuai peraturan negara dan kondisi didaerah
yang didasarkan pada kedekatannya dengan pemukiman penduduk dan
industri lainnya yang terkait.
Daftar tabel grade dari material pipa dan yield strength dapat
dilihat di Tabel 3.2.1 dan Tabel 3.2.2
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
25Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
2.4 JENIS ISOLASI
Jenis Isolasi menggunakan 3LPE seperti berikut:
3LPEThree Layer Polyethylene Coating
1. Fusion Bonded Epoxy2. Copolymer Adhesive3. Polyethylene
Bredero Shaw is the world’s leading provider of Three Layer PolyethyleneSystems (3LPE). Bredero Shaw’s 3LPE System is a multilayer coating composedof three functional components. This anti-corrosion system consists of a highperformance fusion bonded epoxy (FBE) followed by a copolymer adhesive andan outer layer of polyethylene which provides tough, durable protection. 3LPESystems provide excellent pipeline protection for small and large diameterpipelines with moderate to high operating temperatures.
Long Term Corrosion Protection
The FBE component provides excellent adhesion to steel, providingsuperior long term corrosion resistance and protection of pipelinesoperating at moderate temperatures.
Excellent resistance to cathodic disbondment which reduces the total costof cathodic protection during the operation of the pipeline.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
26Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Engineered Solutions
Advanced manufacturing techniques allow the 3LPE System to becustomized to your specific project.
Can be applied to pipe diameters from 51 mm (2”) to over 1220 mm(48”).
Can be applied in a wide range of thicknesses to cost effectively meet uniqueproject specifications and performance requirements
Very Good Mechanical Protection
The tough outer layer of PE protects pipelines during transportation andinstallation thereby reducing costly repairs while also providing added in-ground protection against shear forces, chemicals and abrasive soilconditions.
By increasing the thickness of the PE outer layer, the 3LPE System canprovide a high level of mechanical protection across many diverseenvironments without requiring the use of costly select backfill.
Global Availability
Can be manufactured in a single plant or in multiple coating plants toimprove project logistics.
High capacity within the Bredero Shaw plant network allows the client to benefitfrom single source advantages, providing more cost effective management of pipecoating needs.
Oil & GasPipelines
Large DiameterPipelines
Small DiameterPipelines
WaterworksPipelines
• CSA Z245.21-02 • AS 1518
• DIN 30670 • ISO 9001:2008
For additional standards and specifications with which this productcomplies,please contact your Bredero Shaw representative.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
27Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
CAPABILITY/PROPERTY 3LPE
Minimum Pipe Diameter 51 mm (2”)
Maximum Pipe Diameter 1220 mm + (48”+)
Minimum Pipe Length 5.5 m (18’)
Maximum Pipe Length 24.4 m (80’)
Minimum Recommended Operating Temperature -40°C (-40°F)
Maximum Recommended Operating Temperature 85°C (185°F)
Values shown are typical and may vary from plant to plant.Consult Bredero Shaw for special requirements.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
28Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Standard pemasangan isolasi pada pipa
Standard pemasangan tersebut diatas banyak dipakai sebagai standardpemaasangan di beberapa Negara seperti dibawah ini:
North AmericaFontana, CaliforniaPearland, Texas
Latin AmericaMonterrey, MexicoVeracruz, MexicoBelo Horizonte, Brazil
EMARLeith, ScotlandOrkanger, NorwayJubail, Saudi ArabiaRas Al Khaimah, UAE
Asia PacificRayong, ThailandKuantan, MalaysiaKabil, Batam Island, IndonesiaKembla Grange, Australia
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
29
Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
BAB III METODE PENELITIAN
3.1 LOKASI DAN WAKTU PENELITIAN
Penelitian ini dilakukan pada pipa ø 20” schedule 40 sepanjang
8560 meter untuk mengirimkan Gas Petroleum dari Hess Indonesia
Pangkah Ltd yang berlokasi di Kawasan Industri Maspion, Jl. Beta
Maspion, Manyar Gresik, sampai ke PT. Pembangkitan Jawa Bali (PJB) Jl.
Harun Thohir Gresik, yang dilakukan pada bulan Januari 2012.
UniversitasUniversitas GresikGresikFasilitas Produksi HESS
HESSHESS
PipaPipa øø 2020””, Sch. 40, 8560m, API, Sch. 40, 8560m, API--5LX2, 3LPE5LX2, 3LPE
Gambar 3.1.1. Lokasi Penelitian
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
30Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
3.2 ALUR PENELITIAN
Gambar. 3.2.1 Alur Penelitian
Mulai
Observasi Pendahuluan
Identifikasi masalah Perumusan masalah Tujuan penelitian
Kajian Pustaka
Pengumpulan data
Perhitungan desain
Pengukuran di lapangan
Analisa penyebab masalah
Kesimpulan dan saran
Selesai
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
31Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
3.3 JENIS PENELITIAN DAN PERMASALAHANNYA
Penelitian ini dilakukan untuk mengetahui permasalahan yang
terjadi pada jalur pipa gas petroleum underground dan underwater
material API 5L X 52 (ø 20”, Sch 40, 8560m dengan lapisan coating
3LPE) yang diproteksi menggunakan sistim ICCP (Impession Current
Catodik Protection). Jalur pipa dari Hess Indonesia Pangkah di Manyar
sepanjang 8650 meter menuju ke Hess Metering unit yang berlokasi di PT.
PJB di Gresik pada saat ini tegangan proteksi minimalnya (-0,85 Volt DC)
dipoin akhir tidak tercapai, sehingga diperlukan pencarian penyebab
masalah (troubleshooting).
Sisitim ICCP ini telah beropersai dengan bagus sesuai desain
selama lima tahun mulai Juni 2007 dan bekerja tanpa ada masalah yang
berarti. Kemudian pada bulan Januari 2012 sewaktu dilakukan pengecekan
rutin tiga bulanan, diketahui telah terjadi ganguan yang serius di sistim
ICCP sehingga kejadian ini dilaporkan ke management perusahaan. Sesuai
prosedur maka management perusahaan mengeluarkan Work Order
(perintah kerja) untuk menindak lanjuti kasus tersebut.
Masalah tersebut harus dilakukan pengecekan yang mendalam
untuk mengetahui dimanakah terjadinya “SHORT” atau hubungan pendek
apakah di pipa, Insulation Flange, atau penyebab lainnya yang
mengakibatkan jalur pipa yang seharusnya terproteksi menjadi tidak
terproteksi.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
32Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
3.4 METODA TROUBLESHOOTING UNTUK PROTEKSI ANODA
KORBAN
Berikut ini adalah metoda yang dipakai untuk troubleshooting jika
terjadi masalah pada proteksi pipa jenis Anoda Korban / Sacrificial Anode.
Jika secara keseluruhan nilai proteksi pipa tiba-tiba berkurang signifikan
jika dibandingkan dengan hasil pengukuran yang sebelumnya, investigasi
yang lebih detil harus dilakukan. Kebanyakan masalah tersebut biasanya
disebabkan oleh “SHORT” condition (terjadi hubung singkat) antara pipa
bawah tanah yang diproteksi dengan material metal yang tidak diproteksi
(termasuk dengan grounding bare copper yang ditanam). Kebanyakan dari
kemungkinan yang terjadi adalah adanya kerusakan yang terjadi pada
insulation flange kits. Hal ini karena adanya kerusakan pada insulating
sleeve, hilang atau pemasangan yang salah pada insulation washer, atau
terjadi kerusakan pada insulation gasket. Pengukuran harus dilakukan
keseluruh Insulation Flange pada keadaan seperti dibawah ini:
1. Pengukuran dilakukan menggunakan portable DC Volt meter di kedua
belah sisi flange.
2. Perbedaan tegangan (voltage) antara kedua sisi flange (yang diproteksi
dan bagian yang tidak diproteksi) adalah mengindikasikan bagus
tidaknya kondisi insulation flange. Insulation Flange dalam kondisi
bagus jika perbedaan tegangannya minimal 150 milli Volt lebih
negative jika dibandingkan dengan yang tidak diproteksi.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
33Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
3. Pengukuran resistance (tahanan) juga harus dilakukan antara masing-
masing baut dan antara kedua sisi flange. Insulating Washer dan
Insulating Flange dinyatakan dalam kondisi bagus jika nilai bacaannya
minimal 10 kilo Ohm.
4. Jika terjadi “short” (hubung singkat) pada insulating flange harus
segera diadakan perbaikan, untuk mengembalikan sistim SACP bagus
kembali seperti kondisi seperti semula.
Dikarenakan pada umumnya sistim proteksi katodik pipa bawah tanah
adalah interkoneksi dengan anode bounding (termasuk juga bounding nya Test
Station Box), dan dikarenakan semua grounding struktur juga interkoneksi dengan
plant grounding system, maka jika terjadi “short” di salah satu Insulating Flange
maka akan berdampak pada keseluruhan sistim SACP. Dengan demikian maka
tidaklah mudah untuk mencari Insulating Flange manakah yang mengalami
“short”.
Pencarian masalah (troubleshooting) harus segera dilakukan jika terjadi
hasil bacaan yang tidak normal.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
34Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
3.5 METODA TROBLESHOOTING UNTUK PROTEKSI ICCP
Berikut ini adalah metoda yang dipakai untuk troubleshooting jika
terjadi masalah pada proteksi pipa jenis Impression Curent Cathodic
Protection (ICCP)
1) Jika ditemukan ada perubahan pembacaan yang signifikan di Panel
ICCP (kenaikan yang besar pada Tegangan dan Arus DC atau
penurunan yang besar pada Potensial Pipa).
a) Pertama check Panel ICCP nya.
b) Buka pintu depan Panel ICCP.
c) Menggunakan Multimeter portable ukur Tegangan AC Input,
pastikan Tegangan AC Input normal (230V AC +/- 10%,
50Hz).
d) Mengukur Tegangan DC antara Positive dan Negative
terminal, pastikan bacaannya sesuai dengan Tegangan DC
yang ada di Panel meter.
e) Mengukur Arus DC menggunakan DC mili volt meter di
Shunt Resistor (60mV = 60A), kemudian hitung dan pastikan
hasil perhitungannya sama dengan yang ada di DC Amps
Panel meter. Jika memungkinkan diukur juga menggunakan
portable DC Clamp Meter sebagai pembanding hasil
bacaannya. Jika terjadi perbedaan bacaan yang besar, hal ini
berarti ada masalah dengan Digital Meter yang ada di Panel
Meter, Digital Meter harus diganti dengan yang bagus.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
35Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
2) Check kondisi Fuse (sekering) untuk AC Input, DC Output dan
Diode). Jika ada fuse yang putus maka Panel ICCP akan terganggu
operasinya.
3) Turn Off (matikan) Panel ICCP, dan kemudian ukur Tegangan di
Terminal Negative menggunakan portable Cu/CuSO4 reference cell.
Jika bacaan dari natural pipe potential menunjukkan (-0.5 ~ -0.7
Volts vs CSE), hal ini mengindikasikan bahwa Kabel utama
Negative antara ICCP Panel dan Pipa tidak ada yang putus atau
rusak. Perlu diketahui jika bacaanya sekitar (-0.1 ~ -0.3 Volts vs
CSE), ini mengindikasikan bahwa Kabel utama Negative terjadi
kerusakan atau putus karena bacaan tersebut adalah untuk natural
potensal dari Cooper metal. Kemudian check kabel continuity
menggunakan portable Ohm meter dan sambungan kabel yang
panjang, hal ini unutk memastikan kabel putus atau tidak.
4) Dalam kondisi Panel ICCP Off, ukur tahanan antara terminal pipa
(negative), terminal anoda (positive) dengan terminal pentanahan
(Grounding). Semua hasil bacaan tersebut haruslah mempunyai
tahanan yang sangat tinggi (dalam kisaran Mega Ohm) hal ini untuk
mengindikasikan tidak ada hubungan pendek (short) diantara
komponen-komponen diatas. Jika dalam pengukuran tersebut ada
ditemukan nilai tahanannya yang rendah (dalam kisaran Ohm)
diantara pipa yang diproteksi dan pentanahan (grounding), hal ini
mengindikasikan bahwa ada hubungan pendek (short) diantara pipa
bawah tanah yang diproteksi (underground) dengan pipa / material
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
36Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
lainnya yang berada di atas tanah (uperground) / yang tidak
diproteksi.
5) Dalam hal yang seperti ini, harus diadakan pengecekan secara visual
dan diukur semua tahanan Insulation Flange nya. Kemudian harus
segera diperbaiki semua kondisi yang tahanannya rendah (short).
6) Jika tidak disebabkan oleh adanya pekerjaan konstruksi baru
(kususnya yang berhubungan dengan pekerjaan penggalian tanah
atau ada pekerjaan modifikasi pipa), maka telah terjadi kerusakan
kabel (bisa jadi kabel positive anode dan bounding antara pipa)
tetapi hal seperti ini jarang sekali terjadi. Perlu diketahui sebenarnya
hal ini bisa dilakukan dengan mengadakan pengecekan aliran
arusnya menggunakan portable DC Clampmeter dijalur kabel
tersebut atau di Shunt Resistor (yang terpasang di Positive /
Negative Junction Box). Kalau terjadi kerusakan kabel hal ini
diindikasikan oleh hasil bacaannya yaitu nol ampere (cek
menggunakan As Built Drawing). Penggalian harus dilakukan untuk
mengetahui kerusakan kabel yang terjadi dan juga untuk
memperbaiki kabel di lokasi tersebut.
7) Pembacaan yang tidak normal di Test Station Box (kebanyakan
terlalu rendah dan tidak setabil) juga kemungkinannya disebabkan
oleh rusaknya sambungan measurement kabel di lokasi pipa yang
diproteksi (kabel terputus atau kabel tertarik disebabkan rusaknya
sambungan cadweld). Untuk memastikan hal ini, cek kembali nilai
potensialnya di dekat sambungan kabel tersebut.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
37Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
8) Gangguan yang bersifat sementara kadang-kadang juga disebabkan
oleh pekerjaan pengelasan yang dilakukan didekat area pipa yang
diproteksi. Pembacaan berfluktuasi (bisa jadi di Panel ICCP dan
semua Test Station Box) dapat terjadi selama pekerjaan pengelasan
berlangsung. Setelah pekerjaan pengelasan selesai maka sistim
ICCP akan normal kembali, gangguan seperti hal tersebut tidak akan
mengakibatkan kerusakan pada sistim ICCP. Perlu diketahui dan
diperhatikan bahwa jangan penah menggunakan pipa yang
dilengkapi proteksi katodik dipakai untuk menyambung grounding
system dari mesin las.
9) Diperlukan pengawasan sepesial jika ada pekerjaan pengelasan yang
berlangsung pada pipa yang diproteksi katodik. Lebih baik Panel
ICCP dimatikan sewaktu ada pekerjaan pengelasan pada pipa, hal
ini untuk menghindari adanya pelepasan arus balik yang besar
(reverse discharge current) yang dapat merusak komponen pada
Panel ICCP.
Pencarian masalah (troubleshooting) harus dilakukan langsung
(secepatnya) jika terjadi pembacaan yang tidak normal, meskipun sudah
dilakukan penyesuaian pengaturan (adjustment) di Panel ICCP.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
38Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
3.6 METODA PENGECEKAN INSULATION FLANGE
Untuk memverifikasi performance dari insulation flange, hal ini
dapat dilakukan dengan pengujian dengan metoda "resistor" yang
diinjeksikan menggunakan arus DC yang konstan dan kemudian diukur
voltage drop / penurunan tegangan DC diantara flange. Resistansi dapat
dihitung dengan membagi tegangan drop dengan arus injeksi. Semakin
tinggi nilai resistansi akan menunjukkan kinerja insulation flange masih
bagus, dan sebaliknya semakin rendah nilai resistansi akan menunjukkan
kinerja insulation flange adalah jelek.
Gambar 3.6.1. Gambar rangkaian pengetesan Insulation Flange.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
39Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Rangkaian listrik diatas dapat diformulasikan seperti dibawah ini:
VI = ———————————— Rv + Rcp + Rf + Rp + Rcn
Dimana
I = Aliran Arus didalam sirkuit (Ampere) bervariasi
V = Tegangan sumber dari battery (Volt) konstan
Rv = Resistance dari variable resisitor (Ohm/Ω) konstan
Rcp = Resistance dari kabel positip (Ohm/Ω) kecil/diabaikan
Rf = Resistance dari Flange (Ohm/Ω) bervariasi
Rp = Resistance dari Pipa (Ohm/Ω) kecil/diabaikan
Rcn = Resistance dari kabel negatip (Ohm/Ω) kecil/diabaikan
Dari rumus di atas,akan terlihat, fungsi dari Insulation Flange terlihat
bagus jika flange resistensi (Rf) akan tinggi, dan karena itu arus yang mengalir
akan menajdi kecil. Dan sebaliknya, jika kinerja flange rendah, resistansi flange
juga akan rendah sehingga aliran arus menjadi tinggi.
Metode di atas diambil berdasarkan Standar NACE RP 0200-2000,
Standard Recommended Practice Steel-Cased Pipeline Practices, Appendix-B.2
Internal Resistance Test (Attachment-4). Aslinya, metode ini diambil untuk
pengujian setiap ada "short" kondisi antara pipa bawah tanah dan baja casing di
perlintasan jalan. Hal ini direkomendasikan jika hasil perhitungan kurang dari 0,01
Ω (= 10 milli Ω), casing dan pipa dianggap sebagai kondisi "short". Kriteria yang
sama akan digunakan dalam permasalahan ini.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
40Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Perlu adanya tambahan pengukuran voltage drop dari pipa (seperti Current
Span Metode) akan diambil untuk menentukan arah arus yang mengalir, yaitu arus
melalui flange atau tidak melalui flange. Oleh karena itu, penyebab "short" dapat
dikonfirmasikan.
Skematik dari pengetesan Insulation Flange dapat dilakukan seperti
digambarkan di bawah ini:
Gambar 3.6.2. Gambar sekema pengetesan Insulation Flange.
Langkah-langkah pengetesan dilakukan sebagai berikut:
1. Pertama, sebelum injeksi arus dilakukan, mengukur Tegangan Drop pipa
antara setiap titik dengan menggunakan DC Millivoltmeter. Dalam setiap
pengukuran, kabel tes positif harus dihubungkan ke titik pertama dan
kabel tes negatif harus dihubungkan ke titik yang kedua (misalnya VA-B,
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
41Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
kabel tes positif untuk titik A dan kabel tes negatif ke titik B). Oleh
karena itu arah arus dapat didefinisikan dengan baik positive (+) ke
negative (-)
2. Ukur potensial pipa alami ke potensial tanah (tidak ada arus yang
diinjeksi) dengan menggunakan portable Cu/CuSO4 sel referensi dan DC
meter volt di Point A, B, C, D, E, F dan G. Dalam kesemua pengukuran,
kabel tes negatif harus dihubungkan ke portable Cu/CuSO4 referensi sel,
sedangkan kabel tes positif adalah untuk mengukur pada pipa.
3. Baterai 12Vdc dirakit dengan variabel resistor dan kabel tes seperti
gambar di atas. Sisi negatif terhubung ke terminal di Test Station Box
164-CPTB-109 (pipa bawah tanah), dan sisi positif terhubung ke titik
negative (- A) pipa atas tanah.
4. Mengukur arus yang mengalir pada kabel positif dan negatif dengan
menggunakan DC Clampmeter.
5. Ukur tegangan drop antara flange (VA-B) dengan menggunakan DC
Milivoltmeter. Resistance flange dapat dihitung dengan membagi
Tegangan Drop (VA-B) dengan arus yang mengalirkan (I).
6. Ukur tegangan drop (VC-D, VC-E, dan VF-G) untuk mengidentifikasi
arah arus pada pipa. Jika tegangan drop dihasilkan dari titik C ke titik E
dan tidak ada tegangan drop yang ada dari titik F ke titik G, maka
tentunya arus telah melewati melalui flange dan tidak melalui struktur
metalik bawah tanah lainnya, sesuai diduga sebelumnya. Namun jika
tegangan drop berasal dari antara titik F ke titik G dan tidak ada tegangan
drop yang ada antara titik C ke titik E, maka dapat dipastikan arus
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
42Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
mengalir melalui struktur logam asing bawah tanah, bukan melalui flange
yang dicurigai. Besarnya penurunan tegangan pipa harus kira-kira sesuai
perhitungan (Pipa Diameter luar 20 ", Tebal pipa 0,469", tegangan drop
pipa sekitar 0,010 mV / m panjang dengan arus yang mengalir 1 Amps).
7. Mengukur potensi pipa dengan menggunakan portable Cu/CuSO4
referensi sel dan DC volt meter di Point A, B, C, D, E, dan G. Nilai yang
terukur harus sesuai dengan tegangan drop yang diukur melalui flange.
8. Mengubah koneksi baterai dengan sisi positif terhubung ke titik - B (pipa
bawah tanah).
9. Ulangi langkah pengukuran 4 - 7 untuk memeriksa apakah pengukuran
sebelumnya sudah benar.
10. Mengubah koneksi baterai dengan sisi positif ke masing-masing baut dan
kemudia mengukur arus dengan menggunakan DC Clampmeter. Jika ada
arus dapat mengalir, itu berarti bahwa baut short ke flange (baik karena
sleeve atau washer). Dan ukur sebaliknya, jika tidak ada arus sama sekali,
itu berarti insulation sleeve dan washer dalam kondisi bagus (tidak short
sama sekali).
11. Sebagai perbandingan, tes serupa dilakukan untuk Insulation Flange di
Hess Metering Area (IF-5). Insulation Flange telah dikonfirmasi sebagai
"tidak short", karena dapat memberikan tegangan yang berbeda
signifikan dan resistance antara bawah tanah dan sisi atas tanah.
Pengujian yang lainnya telah dilakukan dengan menggunakan sistim
injeksi ICCP yang sudah terpasang dari plant Hess di Manyar, dengan
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
43Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
menghubungkan kembali kabel untuk bagian pipa ini di Junction Box 164-
CPJB-104. Tes ini akan menunjukkan secara singkat, yang mengarah
insulation flange itu bermasalah. Normalnya insulation flange dapat
dinyatakan bagus jika terdapat minimal 100 mV tegangan yang berbeda
antara sisi yang dilindungi (bawah tanah, lebih negatif) dan sisi tidak
dilindungi (di atas tanah, kurang negatif), sesuai yang direkomendasikan oleh
ISO Standard 15589-1 Petroleum and Natural Gas Industries-Cathodic
Protection of Pipeline transportation systems- Part 1: On-Land Pipelines,
Annex-A, Point A.3.2. Nilai yang sama juga direkomendasikan oleh NACE
Standard RP 0200-2000, Standard Recommended Practice Steel-Cased
Pipeline Practices, Appendix-B.1 Potential Survey (Attachment-4). Dalam
beberapa kasus, jika ada kerugian arus melalui struktur lain logam atau sistem
grounding, juga dapat dideteksi. Potensial dari struktur logam yang kontak
dengan pipa yang dilindungi akan bergeser lebih negatif sesuai dengan pipa itu
sendiri. Arus yang tinggi harus diinjeksikan (dan rugi), pergeseran potensial
yang lebih besar ke struktur yang kontak dengan metalik. Aliran arus lainnya
yang melalui kabel grounding juga dapat diukur pada setiap sambungan kabel
grounding. Arah aliran arus harus menuju "titik short" dan kembali ke Panel
ICCP.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
44Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
3.7 VARIABEL PENELITIAN
Luas area yang akan diproteksi (m²)
Arus proteksi yang diperlukan (Amper)
Jumlah Anode yang diperlukan (Set)
Tahanan Pentanahan / Groundbed (.cm)
Tahanan Kabel / Cable resistance ()
Rugi tegangan kabel / Cable voltage drop (Volt)
Tegangan yang diperlukan untuk Rectifier (Volt)
Desain kapasitas Rectifier (Volt/Amper)
Distribusi potensial / Attenuation calculation
Diameter pipa 20”
Jenis isolasi 3LPE
Panjang pipa 8400 meter
Ketebalan pipa 11,9 mm
Kedalaman pipa dalam tanah -3 meter
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
45
Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
BAB IV
ANALISIS PEMBAHASAN MASALAH
4.1 PEMBAHASAN UMUM
Perlu diketahui bahwa sistim ICCP (Impression Current Cathodic
Protection) untuk jalur pipa Gas Petroleum (ø 20”, Sch. 40, 8560m
dengan material API 5L X 52 yang dilapisi coating 3LPE) dari Hess
Indonesia Pangkah di Manyar menuju ke Hess Metering unit yang
berlokasi di area PT. PJB di Gresik, pada saat ini tegangan proteksi
minimalnya (-0,85 Volt DC) dipoin akhir tidak tercapai. Semua hasil
pengecekan yang telah dilakukan pada bulan Januari 2012, diindikasikan
adanya Insulating Flange (IF-6) di point akhir PJB area telah terjadi
hubung singkat “short” sebagai penyebab utama. Penelitian ini pada
dasarnya untuk memastikan penyebab “short” tersebut berasal dari
Insulating Flange (IF-6) di area PJB atau mungkin disebabakn oleh faktor
yang lainnya (seperti: terjadi kontak dengan struktur metal bawah tanah
yang lainnya), sebagai dasar metoda perbaikan yang akan dilakukan sesuai
dengan temuan sumber masalahnya.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
46Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
4.2 PERHITUNGAN DESAIN PROTEKSI KATODIK (ICCP)
A. Area yang akan diproteksi
Area yang akan diproteksi dapat dikalkulasikan sebagai berikut:
A=π x D x L x Cb (Underground pipe line)
Dimana:A = Area yang akan diproteksi (m²)D = Diameter pipa luar (m)L = Panjang pipa (m)Cb = Estimasi Final Coating breakdown (5%)
A = π x 0,508 x 8400 x 5%
= 670,29 m²
B. Arus proteksi yang diperlukan
Arus yang diperlukan untuk memproteksi pipa dapat dikalkulasikan
sebagai berikut:
Ip = A x Cd
Cd = Cd30 + Cd30 x (Tp – 30) x i/10
Dimana:
Ip = Arus proteksi yang diperlukan (Amper)
A = Area yang akan diproteksi (m²)
Cd30 = Bare steel current density di 30°C (20mA/ m²)
i = Increment bare steel current density di temp. >30°C (25% / 10C)
Tp = Rata-rata temperature di jalur pipa (°C)
Cd = Bare steel current density di Tp°C (mA/ m²)
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
47Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Hasil perhitungannya adlah sebagai berikut:
Cd = Cd30 + Cd30 x (Tp – 30) x i/10
= 0.030 + 0.030 x 1 x 1
= 0.060 mA/ m²
Ip = A x Cd
= 670.29 x 0.060
= 40.22 Amper
C. Jumlah Anode yang diperlukan
Jumlah Anode yang diperlukan berdasarkan total arus proteksi
yang diperlukan dan desain keluaran arus individu dari setiap Anode,
dapat di formulakan sebagai berikut:
N = I x SF / Ia
Dimana:N = Jumlah Anode ynag diperlukan (Buah)I = Total arus proteksi yang diperlukan (Amper)SF = Safety Factor (1.25)Ia = Desain keluaran arus dari setiap Anode (5 Amper)
Dan perhitungannya adalah sebagai berikut:
N = I x SF / Ia
= 41.35 x 1.25 / 5
= 10.34
= Dibulatkan menjadi 12 buah Anode
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
48Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
D. Tahanan Pentanahan / (Groundbed Resistance)
Anoda groundbed telah direncanakan untuk pemasangan secara
berjejer (parallel) secara tegak lurus (vertical). Tahanan pentanahan pada
Groundbed yang dipasang berjejer vertical dapat dikalkulasi menggunakan
formula sebagai berikut:
ρ 8 x L 2 x LRa = ——{ In (——) – 1 + (——) In (0.656N) } (parallel shallow vertical)
2 π NL D S
Dimana:R = Groundbed/Anode ke tahanan tanah ()a = Tahanan tanah (dikedalaman -3.0) (500-cm)L = Panjang dari Anode (152,4 cm)D = Diameter dari Anode (20 cm)N = Jumlah Anode (12 buah)S = Jarak diantara Anode (300 cm)
Perhitungannya adalah sebagai berikut:
500 8x152.4 2x152.4Ra = ——————{ In (————) – 1 + (————) In (0.656x12) }
2xπx12x152.4 20 300
= 0.227
E. Tahanan Kabel (Cable resistance)
Tahanan kabel harus dikalkulasi menggunakan formula sebagai berikut:
Rcn = pcn x Ln
Dimana:Rcn = Tahanan kabel Kontrol ()pcn = Tahanan kabel Konduktor (/m)Ln = Panjang Kabel (m)n = n1 untuk kabel dari Rectifier ke pipe line (Main Negative)p1 untuk kabel dari Rectifier ke Anode Junction Box (Main Positive)p2 untuk kabel dari Anode Junction Box ke Anode (Branch Positive)
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
49Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Berdasarkan kapasitas arus dari pada kabel, maka rangkaian
tersebut dapat didiskripsikan sebagai berikut:
Kabel untuk Rectifier (N), Rectifier (P) dan Positive Junction Box
menggunakan ukuran kabel #4 (AWG), tahanan linier 0.833 (C/km),
kapasitas arus dalam tanah 85Amper dan desain maksimum kabel
41.35Amper
F. Rugi tegangan kabel (Cable voltage drop)
Rugi tegangan kabel dihitung berdasarkan resistansi kabel dan desain dari
arus yang mengalir melalui kabel tersebut dapat dihitung sebagai berikut:
Vc = Rc x Ic
Dimana:Vc = Kabel voltage drop (Volt)Rc = Resistansi kabel ()Ic = Desain arus yang mengalir(Amper)
Hasil kalkulasi resistansi kabel dan tegangan drop dapat dihitung sebagai
berikut:
Vc = Rc x Ic
= 0.0008 x 41.35
= 0.033 (/m)
G. Tegangan yang diperlukan untuk Rectifier
Tegangan DC yang diperlukan untuk panel Rectifier dapat dihitung
sebagai berikut:
V = (Ia x Ra) + Vc + Vb
Dimana:V = Tegangan DC Rectifier yang diperlukan (Volt)Ia = Arus Groundbed Anode (Amper)
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
50Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Ra = Resistant Groundbed Anode ()Vc = Total voltage drop kabel (Volt)Vb = Tegangan balik Anode (2.0 volt)
Dan hasil perhitungannya sebagai berikut:
V = (Ia x Ra) + Vc + Vb
= (41.35 x 0.227) + 6.84 + 2.0
= 18.20 volt
H. Desain kapasitas Rectifier
Desain tegangan DC dan kapasitas arus untuk panel rectifier dapat
dikalkulasikan sebagai berikut:
VTR = V / UTR dan ITR = I / UTR
Dimana:
VTR = Desain dari kapasitas tegangan DC Transformer (Volt)ITR = Desain dari kapasitas arus DC Transformer (Amper)V = Tegangan DC Rectifier yang dibutuhkan (Volt)I = Arus DC Rectifier yang dibutuhkan (Amper)UTR = Faktor Utilisasi Transformer (0.80)
Hasil perhitungannya sebagai berikut:
VTR = V / UTR
= 18.20 / 0.80 => 22.75 dibulatkan menjadi 45 volt
ITR = I / UTR
= 40.22 / 0.80 => 50.275 dibulatkan menjadi 60 Amper
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
51Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
I. Distribusi potensial (Attenuation calculation)
Perhitungan distribusi dari potensial pipa (attenuation) dapat diselesaikan
menggunakan formula sebagai berikut:
1) Resistant Pipa
ρp
r = ————————π x tp x (ODp – tp)
Dimana:r = resistant pipa (Ω.mˉ1)ρp = resistant pipa linier (0.18 x 10ˉ6 Ω.m)tp = minimum ketebalan pipa (0.00635 m)ODp = diameter luar pipa (0.5080 m)
2) Coating Conductance
π x ODpg = ————— ώ
Dimana :r = pipe resistance (Ω.mˉ1)pp = linier pipe resistance (0.18 x 10ˉ6 Ω.m)tp = minimum pipe wall tickness (0.00635 m)ODp = pipe outside diameter (0.5080 m)
3) Attenuation Konstan
ά = √ r x g
Dimana:ά = attenuation constant (mˉ1)r = pipe resistance (Ω.mˉ1)g = coating conductance (Ωˉ1.mˉ1)
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
52Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
4) Karakteristik resisitant pipa
rp = √ r/g
Dimana:rp = pipe characteristic resistance (Ω)r = pipe resistance (Ω.mˉ1)g = coating conductance (Ωˉ1.mˉ1)
5) Shifting potensial pipa
En – Ea——— = cosh (ά x Lp)En – Eb
Dimana:En = pipe’s potensial natural (-0.6 Volt, assumed)Ea = pipe’s natural nearest to groundbed (-2.0 Volt, maximum)Eb = pipe’s potential at end point (Volt)ά = attenuation constant (m-1)Lp = pipe’s length (8560 m)
Batasannya: Ea ≥ -2.00 V vs Cu/CuSO4 (pipe’s potential rearest to groundbed/
Drainage point
Ea ≤ -0.85 V Cu/Cu SO4 (pipe’s potential at end point)
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
53Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
4.3 HASIL PENGECEKAN YANG TELAH DILAKUKAN
Berdasarkan dari hasil pengecekan yang dilakukan pada Januari 2012,
lihat lampiran pengukuran lapangan (Lampiran 1, 2 & 3)
Sudah sangat jelas bahwa ø 20” pipa bawah tanah Gas Petroleum dari
Hess Metering Unit yang menuju ke Tie-In point di PT. PJB Gresik
sepanjang 160 meter telah terjadi "electrically short" (arus listrik hubung
singkat) dengan struktur lain yang tidak dilindungi, sehingga terjadi
kebocoran arus +/- 12 ~ 14 ampere pada sistim ICCP dan menyebabkan
pipa secara keseluruhan menjadi tidak terlindungi secara memadai. Dengan
demikian kebocoran arus saat ini sepertinya tidak hanya disebabkan oleh
kerusakan isolasi kabel atau isolasi coating lapisan pipa, tetapi hal ini
disebabkan oleh electrically short (arus listrik hubung singkat) yang dapat
menyerap arus yang cukup besar pada sistim ICCP. Untuk mengetahui
sumber masalah yang sesungguhnya, maka semua komponen yang berkaitan
dengan jalur pipa harus diperiksa dan dianalisa.
Di bawah ini adalah ringkasan dari hasil cek sebelumnya yang telah
dilakukan oleh Hess Electrical Department pada bulan Januari 2012:
1. Kabel dari Junction Box 164-CPJB-104 ke Pipa bawah tanah di Hess
Metering Unit dinyatakan bagus. Dari hasil pengukuran tidak ada
kondisi yang berbeda ketika kabel dilepas dan dihubungkan kembali.
2. Kabel dari Test Box 164-CPTB-109 ke Pipa Bawah Tanah di daerah
PJB dinyatakan bagus. Dari hasil pengukuran tidak ada kondisi yang
berbeda ketika kabel dilepas dan dihubungkan kembali.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
54Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
3. Insulation Flange Kits (insulating gasket, insulating sleeve dan insulating
washer) di sisi Hess Metering Unit (IF-5) dinyatakan bagus. Hal ini
ditandai dengan perbedaan potensial yang cukup jelas dan resistansi
yang cukup tinggi antara kedua sisi flange (sisi bawah tanah dan atas
tanah).
4. Terjadi kebocoran arus sebesar +/- 12 ~ 14 ampere pada sistim IF-6 hal
ini ditandai dengan perbedaan potensial dan resistansi diantara flange
ke flange pada IF-6 adalah sangat kecil, masing-masing hanya 20 mili
Volt dan 0,09 Ω. Angka-angka ini hanya mungkin terjadi melalui
kontak logam langsung. Ini adalah alasan untuk membuat flange ini
sebagai tersangka utama penyebab "short".
5. Insulation Sleeve dan Insulation Washer di PJB Tie-In (IF-6)
dinyatakan bagus. Hal ini ditandai dengan resistensi yang cukup
tinggi antara masing-masing baut ke flange (kedua sisi). Nilai terkecil
masih dalam kisaran kΩ (kilo ohm).
6. Kemungkinan lain yang tersisa, yaitu terhubung ke struktur metalik
terdekat bawah tanah, kemudian diperiksa dengan mengukur resistansi
antara flange di IF-6 (Kedua belah pihak Underground dan
Aboveground) ke struktur terdekat metalik bawah tanah (Pipa Pemadam
Kebakaran / Hydrant, kabel grounding). Semua hasil pengukuran
menunjukkan nilai resistensi yang kecil yaitu bervariasi 10 - 30 Ω,
tetapi masih jauh lebih tinggi dari resistensi Flange ke Flange di IF-6
yang hanya (0,09 Ω). Secara teknis, lokasi "short" akan ditunjukkan
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
55Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
oleh nilai resistansi terkecil. Jadi, kemungkinan ini (short ke struktur
logam asing bawah tanah) kecil, tetapi masih mungkin.
Semua hasil pemeriksaan di atas hanya tersisa dua kemungkinan
penyebab yang tersisa untuk masalah “short” ini, melalui Flange
Gasket atau melalui struktur (terdekat) benda asing bawah
tanah.
Gambar 4.3.1. Gambar masalah “short” yang terjadi di PJB Tie-In area
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
56Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
4.4 RINGKASAN HASIL PENGECEKAN
Tabulasi data hasil pengecekan ada di Lampiran-1. Kesimpulannya dapat
diambil dan diformulasikan seperti dibawah ini:
1. Masalah “short” di daerah PJB Tie-In disebabkan oleh "rendahnya
kinerja Insulating Flange" di IF-6. Hal ini ditunjukkan dengan nilai
resistansi yang sangat kecil yang dihasilkan dari pengujian, yaitu ± 0,09 Ω,
kurang dari yang direkomendasikan oleh Standar (> 10 Ω). Sebagai
perbandingan, IF-5 (Hess Metering unit ke PJB) memiliki nilai resistansi
yang jauh lebih tinggi sekitar 96 milli Ω (> 10 Ω). Karena semua
Insulating Sleeve dan Washer telah dikonfirmasi bagus, tidak ada short
antara pipa 20” yang dilindungi dengan struktur terdekat logam asing
dibawah tanah, maka satu-satunya kemungkinan adalah Insultion Flange.
2. Terus terang kami tidak bisa menentukan model kegagalan Insulation
Flange di (IF-6). Beberapa kemungkinan di bawah ini dapat,terjadi:
a) Gasket yang terpasang saat ini adalah dengan model seperti
Envelope Gasket tipe-F (tanpa lubang baut), jika posisi gasket
tidak center, ada kemungkinan akan memberikan celah yang tidak
simetris antara permukaan flange pada bagian tengah, dan karena
itu tekanan yang diterima oleh gasket itu sendiri bisa menjadi
tidak merata. Jika torsi kekencangan cukup tinggi, maka beberapa
bagian lemah pada gasket bisa terjadi kerusakan (misalnya bagian
yang bercelah), dan akhirnya terjadi short antara kedua
permukaan flange.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
57Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
b) Isolasi dari jenis gasket yang terpasang ini adalah “thin layer
PTFE envelope” (jenis gasket yang tipis) pada kedua permukaan
gasket, sementara filler nya terlihat seperti bukan bahan yang
berkekuatan dielektrik tinggi (terlihat seperti sebagai bahan
asbes?). Jika hal ini terjadi maka material yang mengandung
cairan dapat terserap oleh filler yang terbuat dari bahan asbes
tersebut, dan karena itu bisa terjadi short antara kedua sisi flange.
c) Beberapa kotoran / puing-puing bisa terjebak pada celah anulus
flange (di dalam / luar gasket isolasi). Apapun jenis kegagalan, itu
telah menghasilkan kinerja Flange Isolasi menjadi rendah, dan
karena itu gagal untuk memberikan isolasi untuk sistem proteksi
katodik.
3. Insulation Flange IF-4 (Pipa dari plant Hess) juga menunjukkan masalah.
Potensi pipa atas tanah (di dalam metering unit) telah menjadi lebih
negatif, -0,965 Volt Vs Cu/CuSO4, seolah-olah itu juga dilindungi.
Perbandingan dengan data sebelumnya pada 13 November 2008 adalah
sebagai berikut:
13-11-2008 5-1-2012 NotesPotential Pipe U/G vs Cu/CuSO4(Volt)
-1.225 -1.160 Decrease
Potential Pipe A/G vs Cu/CuSO4(Volt)
-0.590 -0.965 Increase
Potential Difference (mVolt) 635 195 DecreaseResistance (Ω) 6.35 M 190 k Decrease
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
58Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Ini berarti bahwa beberapa saat ICCP terjadi kebocoran flange melalui
isolasi dan membuat semua struktur metering menjadi lebih negatif (nilai
potensial hampir sama juga diukur pada grounding lug dekat IF-5).
Masalah ini bisa disebabkan oleh kekurangan satu insulation sleeve (lihat
Gambar-6-7, Lampiran-3) atau telah terjadi degradasi kinerja isolasi dari
gasket.
Sebagai dampak dari kebocoran ini, potensial perlindungan pipa secara
keseluruhan dari plant Hess ke Metering unit sedikit menurun, sesuai
tabulasi di atas.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
59Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Berikut ini gambar ilustrasi dari keadan sistim ICCP untuk
mempermudah pembacaan parameter dari keaadaan yang terjadi.
Gambar 4.4.1 Gambar ICCP dalam keadaan Normal
Gambar 4.4.2 Gambar ICCP dalam keadaan IF-6 “SHORT”
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
60Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
4.5 BIAYA YANG DIBUTUHKAN
Berdasarkan perhitungan biaya penggantian Isulation Gasket di (IF-6)
dan kehilangan produksi selama 8 jam dapat dikalkulasikan sebagai berikut:
Biaya Material & Man Power
Biaya material Insulation Flange kit : Rp. 15,000,000.-
Biaya pekerja (Man power) : Rp. 7,500,000.-
Biaya Nitrogen & Pemadam kebakaran : Rp. 10,000,000.- +
27,500,000.-
Kehilangan produksi
Gas ($2,38/MMBTU) : 16 MMSCF : Rp. 380,080,000.-
Crude Oil ($100/bbls): 3,660 Bbls : Rp. 3,294,000,000.-
LPG ($1,000/Ton): 122 Tons : Rp. 1, 098,000,000.- +
4,772,080,000.-
Grand total biaya : Rp. 4,799,580,000.-
4.6 CATATAN DARI BP. MIGAS
Setelah dihitung biaya untuk penggantian Flange Isolasi di IF-6 dan biaya
pekerja sekitar Rp. 27.500.000,- tetapi dalam pekerjaan tersebut juga terjadi
kehilangan produksi yang tidak sedikit yaitu sekitar 5 milyar rupiar. Karena
sesuatu hal dan lain-lain BP Migas selaku wakil pemerintah tidak mengijinkan
pekerjaan tersebut diatas dan harus segera dicarikan solusi terbaik tanpa
mematikan suplai petroleum gas ke PJB. Berdasarkan pertimbangan tersebut
diperlukan kajian yang mendalam untuk mengembalikan sistem proteksi katodik
berfungsi normal kembali sesuai dengan desain dan standard operasi Hess.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK 61
Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
BAB V
KESIMPULAN DAN SARAN
5.1 KESIMPULAN HASIL PENGECEKAN
Berdasarkan tabulasi data hasil pengecekan yang ada di Bab. IV
Lampiran-1. Kesimpulannya dapat diambil dan diformulasikan seperti
dibawah ini:
1. Desain dari Impression Current Cathodic Protection (ICCP) yang
terpasang telah sesuai dengan standard proteksi yang dipakai sebagai
acuan proteksi Katodik di Hess Indonesia Pangkah Ltd, bahkan telah
dinaikkan ke 125% dari hasil perhitungan desain.
2. Masalah “short” di daerah PJB Tie-In disebabkan oleh "rendahnya
kinerja Insulating Flange" di IF-6. Hal ini ditunjukkan dengan nilai arus
yang melewati IF-6 (hasil pengujian) sebesar +/- 12 ~ 14 ampere dan
resistansi yang sangat kecil yang dihasilkan dari pengujian, yaitu ± 0,09 Ω,
kurang dari yang direkomendasikan oleh Standar (> 10 Ω). Sebagai
perbandingan, IF-5 (Hess Metering unit ke PJB) memiliki nilai resistansi
yang jauh lebih tinggi sekitar 96 Ω (> 10 Ω). Karena semua Insulating
Sleeve dan Washer telah dikonfirmasi bagus, tidak ada short antara pipa ø
20” yang dilindungi dengan struktur terdekat logam asing dibawah tanah,
maka satu-satunya kemungkinan adalah Insultion Flange.
V 1,2 Arus yang melewati IF-6, I = —— —— 13,33 ampere R 0,09
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
62Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
5.2 SARAN-SARAN
1. Untuk segera melepas jamper kabel di Junction Box 164-CPJB-04 untuk
memisahkan antara pipa unit-1 (sepanjang 8400m yang masih terproyeksi
dengan bagus) dengan pipa unit-2 (sepanjang 160m yang terjadi kebocoran
arus ke PJB)
2. Masalah yang disebabkan oleh rendahnya kinerja Insulating Gasket di IF-
6 (Tie-in PJB) harus diperbaiki dengan mengganti Insulating Gasket yang
rusak. Bahan material dari insulating gasket yang baru harus full face type
E (dengan lubang baut), sehingga posisi gasket akan tetap dan simetris.
Bahan material gasket haruslah berkekuatan dielektrik tinggi (high
dielectric strength), berkekuatan tekan tinggi (high compressive strength),
dan penyerapan air rendah (low water absorption), sehingga tidak mudah
terjadi kerusakan atau kegagalan.
3. Jika perbaikan / penggantian insulation kit flange tidak dapat dilakukan
dalam waktu singkat (dalam beberapa bulan berikutnya), misalnya jadwal
perbaikan mungkin harus menunggu beberapa tahun / dan tidak ada
kepastian, maka Sistem Proteksi Katodik yang bersifat sementara
(Temporary Sacrificial Anode) khusus untuk pipa dari Hess Metering Unit
ke Tie-in di PJB bisa menjadi alternatif kedua harus segera diambil,
meskipun itu tidak akan cukup efektif. Percobaan yang telah dilakukan
dengan menginjeksikan arus dari Hess plant ICCP System, saat ini 1,8
Ampere mengalir ke bagian pipa, dan hanya sedikit meningkatkan tingkat
pipa potensial menjadi -0,812 V pada Metering unit (penurunan hanya -33
mV) dan -0,785 V pada PJB Tie-in (penurunan hanya -14 mV). Sebagai
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
63Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
perbandingan, selama komisioning itu hanya perlu 60 mA untuk membuat
potensi pipa mencapai -1,164 mV vs Cu/CUSO4. Kondisi ini
dimungkinkan pada PJB Tie-In point ø 20 "pipa gas memiliki koneksi ke
jaringan beberapa pipa underground (misalnya Kodeco, Pertamina, In-
Plant Piping, dll). Jadi arus injeksi apapun saat ini yang disuplay untuk
pipa Hess ø 20" petroleum gas akan diserap oleh semua pipa underground
yang lainnya di PJB. Dengan kata lain, akan membutuhkan arus yang
cukup tinggi hanya untuk melindungi sebagian jalur pipa ø 20" dari Hess
Metering unit ke PJB Tie-In (sekitar 160 meter). Secara kasar, hanya untuk
meningkatkan tingkat perlindungan pipa memenuhi kriteria proteksi
katodik (-0.85 Volt vs Cu/CuSO4), harus diperlukan arus dc sekitar 12-15
Amps. Jika menggunakan anoda korban / sacrificial anode (package
magnesium anode), akan membutuhkan sekitar 15 buah Magnesium
Anoda Standard Potential dengan ukuran 32 lbs (magnesium berat bersih
14,5 kg), dipasang dalam resistivitas tanah yang rendah (misalnya di
samping area parkir mobil Metering unit, resistivitas tanah adalah sekitar
200 Ω.cm pada kedalaman-2m), tetapi life time nya bisa menjadi hanya
sekitar satu sampai dua tahun saja. Jika menggunakan temporary
Impression Current Cayhodic Protection, akan membutuhkan sekitar 5
buah MMO Anoda 2.5/100 cm dikemas dalam tabung yang dilengkapi
dengan celah udara (coke breeze) dan panel Transformer Rectifier yang
berukuran kecil (misalnya DC 30V-20A, portabel, indoor). Secara teoritis,
waktu hidup ICCP anoda bisa 20 tahun.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
64Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Meskipun kondisi operasi Panel CPTR di area Hess plant masih mungkin
untuk ditingkatkan (Kapasitas output DC 45V-60A, kondisi operasi saat
ini adalah sekitar 6V-8A), tetapi tidak direkomendasikan untuk
meningkatkan arus yang tersedia hanyalah untuk membuat tingkat
perlindungan yang cukup pada pipa di sisi area Metering unit ke Tie-in
PJB. Hal ini dapat menyebabkan kondisi pipa menjadi over protected
(proteksi yang berlebihan) yang mengakibatkan (potensial pipa terlalu
negatif) pada daerah Hess plant, sehingga akan mengeluarkan gas
hygrogen yang dapat menyebabkan embrittlement / getas dari baja.dan
sesungguhnya kondisi seperti ini juga tidak dapat memprediksi proteksi
secara keseluruhan . Seberapa banyak arus mengalir ke daerah PJB adalah
kondisi yang tidak pasti, karena dapat juga terjadi kenaikan di masa depan.
Kondisi ini akan berbahaya bagi pipa gas petroleum itu sendiri, seperti di
sepanjang jalur pipa adalah lingkungan yang sangat korosif (air laut dan
resistivitas tanah yang rendah). Jadi, jika sistem temporary Sacrificial
Anode akan digunakan, maka area ini harus dipisahkan dari sistem ICCP
utama dari Hess plant.
Saran kami untuk perlindungan sementara menggunakan Sacrificial Anode
haruslah dipertimbangkan bahwa solusi ini hanya bersifat untuk sementara
dikarenakan solusi yang tepat (memperbaiki / mengganti insulation flange
kit) tidak dapat dilakukan dalam waktu dekat. Jika dipasang temporary
Sacrificial Anode juga bertujuan hanya untuk mendapatkan tingkat
perlindungan yang minimum. Desain dari sistem temporary Sacrificial
Anode juga diperlukan beberapa kali percobaan (pengetesan arus yang
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
65Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
dibutuhkan, pengetesan soil resistivity) untuk perhitungan secara detail dan
desain yang tepat sebelum diimplementasikan.
4. Jika ada kesempatan, insulation flange kit dari Hess plant ke Merering di
area Metering unit (IF-4) juga perlu perbaikan / penggantian. Secara
kelistrikan, telah terjadi kebocoran, sehingga potensial dari semua struktur
pada Metering unit menjadi lebih negatif (terlindungi). Hal pertama yang
harus dilakukan adalah memasang insulation sleeve untuk satu baut yang
terpasang tanpa insulation sleeve. Jika masih tetap tidak dapat
meningkatkan kinerja Insulation Gasket (mudah diukur oleh kenaikan
perbedaan tegangan dan resistansi antara flanges), jika diperlukan tindakan
lebih lanjut adalah mengganti Insulation Gasket tersebut. Namun, jika
secara teknis / komersial itu tidak dapat dilakukan (misalnya terlalu rumit,
terlalu mahal, terlalu berisiko, perlu waktu kerja terlalu lama, perlu
membuang volume gas terlalu banyak, dll untuk mengganti Insulation
Gasket), maka kita masih dapat menggunakan sistem proteksi yang ada.
Kondisi permasalahan bisa menjadi tidak terlalu buruk, dibandingkan
dengan kebocoran / short di Tie-in PJB area (IF-6). Bisa jadi karena sistem
grounding untuk Metering unit adalah lokal (tidak terhubung ke PJB plant)
dan juga metallic stucture, terutama yang kontak ke tanah juga tidak
banyak. Sesuai data yang diukur, tingkat proteksi pada pipa gas petroleum
masih dapat diterima meskipun terjadi beberapa arus kebocoran ke
Metering structure. Jadi, pekerjaan untuk penggantian Insulation Gasket
adalah dianjurkan tetapi tidak wajib.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
66Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
5. Jika bahan pengisi dari Insulating Gasket (IF-4, IF-5 dan IF-6) memiliki
sifat penyerapan air yang tinggi (misalnya asbes), maka perlu diadakan
pengisolasian pada anulus dari flange untuk menutupi celah di flange
tersebut, terutama pada bagian atas yang bisa kemasukan oleh air hujan,
tetapi membiarkan bagian bawah tetap terbuka untuk menghindari air
terperangkap di dalam anulus. Namun jika bahan pengisi (atau paking)
bahan sudah memiliki sifat penyerapan air yang rendah (misalnya
phenolic, epoxy glass, yang biasanya digunakan untuk insulation gasket),
maka tidak perlu menutup celah flange, dan lebih baik untuk melepas
isolasi penutup tersebut, untuk meyakinkan tidak ada air yang
terperangkap di dalam celah flange.
6. Sejalan dengan rekomendasi dari BP MIGAS selaku wakil pemerintah
tidak mengijinkan pekerjaan penggantian Insulation Flange, karena akan
berdampak yang besar, maka harus segera dicarikan solusi terbaik tanpa
harus mematikan suplai petroleum gas ke PJB. Untuk mengembalikan
sistem proteksi katodik berfungsi normal kembali sesuai dengan desain
dan standard operasi Hess, maka langkah-langkah dibawah ini bisa dipakai
untuk referensi:
a) Segera dipasang temporary Sacrificial Anode sesuai Rekomendasi No.
2. Berdasarkan kalkulasi untuk pemasangan temporary Sacrificial
Anode pada pipa 20” dengan panjang 160 meter yang dilapisi isolasi
3LPE dengan desain hanya untuk satu sampai dua tahun saja, maka
yang dibutuhkan biaya sekitar Rp. 150,000,000.-
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
67Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
b) Setelah temporary Sacrificial Anode terpasang, lakukan pengecekan
dan pencatatan secara rutin setiap satu bulan sekali untuk mendapatkan
data yang lengkap. Berdasarkan hasil pengecekan tersebut maka dibuat
kesimpulan seberapa besar arus yang dibutuhkan untuk memproteksi
pipa sepanjang 160 meter tersebut.
c) Membuat desain permanent Impression Current Cathodic Protection
(ICCP) untuk jangka waktu 20 tahun, berdasarkan rangkuman dari
hasil pegecekan rutin dari temporary Sacrificial Anode. Biaya untuk
pemasangan permanent ICCP dikalkulasi dengan biaya sekitar Rp.
325,000,000.-
d) Memasang permanent Impression Current Cathodic Protection untuk
menggantikan temporary Sacrificial Anode terpasang.
e) Membuat note ke management Hess (jika suatu saat / tahun-tahun
mendatang ada sechedule shutdown secara keseluruhan) untuk
mengganti semua Insulation Gasket type F (tanpa lubang baut) diganti
dengan Insulation Gasket type E (dengan lubang baut) dan dengan
spek dielectric strength yang tinggi. Meskipun kemungkinan untuk hal
tersebut sangatlah kecil.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK 68
Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
BAB VI
DAFTAR PUSTAKA
BS. 7361 (1991, Formerly CP 1021): British Standard: Part 1:
Cathodic Protection code of practice for land and marine application
ISO 15589-1 (2003): International Standard: Petroleum and Natural
Gas Industries – Cathodic Protection of Pipeline transportation
systems – Part 1: On-land Pipelines
NACE RP-0169 (2002): National Association of Corrosion Engineers:
Recommended practice: Control of external corrosion on
underground or submerged metallic piping systems.
NACE RP-0177 (2000): National Association of Corrosion Engineers:
Mitigation of Alternating Current and Lightning Effect on Metallic
Structures and Corrosion Control Systems
NACE RP-0502 (2002): National Association of Corrosion Engineers:
Recommended practice: Pipeline External Corrosion Direct
Assessment Methodology.
NACE TM-4907 (2002): National Association of Corrosion Engineers:
Standard Test Methods: Measurement Techniques Related to
Criteria for Cathodic Protection on Underground or Submerged
Metallic Piping Systems.
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
69Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
UPD-ST-P1-EL-BM-1008-01-0 Bill of Material Cathodic Protection
Equipment
UPD-ST-P1-EL-MN-1008-01-0 Operation and Maintenance Manual of
Cathodic Protection System
UPD-ST-P1-EL-RP-1008-10-0 Site & Soil Resistivity Report for Closed
Drain Pipe and Condensate Pipe at OPF Area and Sales Gas
Pipeline from OPF Area to PLN Tie-In Point
UPD-ST-P1-EL-SC-1008-02-10 Wiring Diagram Impressed Current
Cathodic Protection for Cond Line and Sales Gas Line
UPD-ST-P1-EL-SP-1008-05-0 Cathodic Protection System Equipment
Specification and Catalog
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK 70
Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
BAB VII
LAMPIRAN
1. Lampiran Data pengukuran lapangan Januari 2012
2. Lampiran Form
3. Lampiran Tabel
4. Lampiran Gambar
5. Lampiran Photo
6. Lampiran Referensi
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
71Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
LAMPIRAN DATA 1.1
DATA PENGUKURAN DI IF-6 PADA JANUARY 2012
A CHECK AT IF-6 (PJB TIE-IN) CONCLUSION / NOTES
1 Positive Circuit Connected to Point A (AboveGround Side)
Off Trial-1 Trial-2
Resistance Variable Resistor Rv ( Ω ) n/a 5.10 2.89
Driving Voltage DC Battery Vbat ( V ) 0.000 12.490 12.329
Current Flow at Positive Line I+ (A) 0.000 2.650 4.540
Current Flow at Negative Line I (A) 0.000 2.640 4.550
Average Current Flow Iavg (A) 0.000 2.645 4.545
Pipe Voltage Drop
Point A - Point B VA-B (mV) 0.000 12.570 22.640
Point C - Point D VC-D (mV) 0.000 0.012 - Current direction correct
Point C - Point E VC-E (mV) 0.000 0.022 - Current direction correct
Point F - Point G VF-G (mV) 0.000 0.000 - No current flow
Calculated Flange Resistance RF (mΩ) 4.752 4.981 Flange is SHORT (<10mΩ)
Direction of Current Flow
Through Flange (A → D) Yes Short through FlangeTo Aboveground Structure (A→ G) No No u/g foreign short
Pipe/Soil Potential vsCu/CuSO4
Point A (Aboveground) EA (V) -0.760 -0.760 -0.760 As per pipe voltage drop
Point B (Underground) EB (V) -0.760 -0.772 -0.782 As per pipe voltage drop
Point C (Underground) EC (V) -0.760 -0.772 -0.782 As per pipe voltage drop
Point D (Underground) ED (V) -0.760 -0.772 -0.782 As per pipe voltage drop
Point E (Underground) EE (V) -0.760 -0.772 -0.782 As per pipe voltage drop
Point F (Underground) EF (V) -0.760 -0.760 -0.760 As per pipe voltage drop
Point G (Underground) EG (V) -0.760 -0.760 -0.760 As per pipe voltage drop
2 Positive Circuit Connected to Point B (AboveGround Side)
Off Trial-1 Trial-2
Resistance Variable Resistor Rv ( Ω ) n/a 5.10 2.89
Driving Voltage DC Battery Vbat ( V ) 0.000 12.490 12.329
Current Flow at Positive Line I+ (A) 0.000 2.560 4.550
Current Flow at Negative Line I (A) 0.000 2.560 4.550
Average Current Flow Iavg (A) 0.000 2.560 4.550
Pipe Voltage Drop
Point A - Point B VA-B (mV) 0.000 0.000 0.000 No current flow
Point C - Point D VC-D (mV) 0.000 0.015 - Current direction correct
Point C - Point E VC-E (mV) 0.000 0.026 - Current direction correct
Point F - Point G VF-G (mV) 0.000 0.000 - No current flow
Pipe/Soil Potential vs
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
72Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Cu/CuSO4
Point A (Aboveground) EA (V) -0.760 -0.760 -0.760 As per pipe voltage drop
Point B (Underground) EB (V) -0.760 -0.760 -0.760 As per pipe voltage drop
Point C (Underground) EC (V) -0.760 -0.760 -0.760 As per pipe voltage drop
Point D (Underground) ED (V) -0.760 -0.760 -0.760 As per pipe voltage drop
Point E (Underground) EE (V) -0.760 -0.760 -0.760 As per pipe voltage drop
Point F (Underground) EF (V) -0.760 -0.760 -0.760 As per pipe voltage drop
Point G (Underground) EG (V) -0.760 -0.760 -0.760 As per pipe voltage drop
3 Positive Circuit Connected toEach BoltCurrent Flow at Positive Line
Bolt No. 1 ~ 24 I+ (A) - 0.000 - All insulating washer &
sleeves are OK
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
73Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
LAMPIRAN DATA 1. 2
DATA PENGUKURAN DI IF-5 PADA JANUARY 2012
B CHECK AT IF-5(METERING to PJB)
CONCLUSION /NOTES
1 Positive Circuit Connected to Point A(Above Ground Side)
Off Trial-1
Resistance VariableResistor Rv ( Ω ) n/a 2.96
Driving Voltage DC Battery Vbat ( V ) 0.000 12.461
Current Flow at PositiveLine I+ (A) 0.000 1.500
Current Flow at NegativeLine I (A) 0.000 1.500
Average Current Flow Iavg (A) 0.000 1.500
Pipe Voltage Drop
Point A - Point B VA-B (mV) -132.000 12.000
Actual Voltage Drop Point A- Point B 144.000
Calculated FlangeResistance RF (mΩ) 96.000 Flange is OK (>
10mΩ)Pipe/Soil Potential vsCu/CuSO4
Point A (Aboveground) EA (V) -0.906 -0.789
Point B (Underground) EB (V) -0.774 -0.801
Potential Difference EA-B (V) 0.132 -0.012 As per pipe voltagedrop
2 Positive Circuit Connected to Point B(Above Ground Side)
Off Trial-1
Resistance VariableResistor Rv ( Ω ) n/a 5.10
Driving Voltage DC Battery Vbat ( V ) 0.000 12.490
Current Flow at PositiveLine I+ (A) 0.000 1.550
Current Flow at NegativeLine I (A) 0.000 1.550
Average Current Flow Iavg (A) 0.000 1.550
Pipe Voltage Drop
Point A - Point B VA-B (mV) 0.000 0.000 No current flow
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
74Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Pipe/Soil Potential vsCu/CuSO4
Point A (Aboveground) EA (V) -0.906 -0.906 As per pipe voltagedrop
Point B (Underground) EB (V) -0.774 -0.776 As per pipe voltagedrop
Potential Difference ∆EA-B
(V) 0.132 0.130 As per pipe voltagedrop
3 Positive Circuit Connectedto Each BoltCurrent Flow at PositiveLine
Bolt No. 1 ~ 24 I+ (A) - 0.000 All insulating washer &
sleeves are OK
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
75Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
LAMPIRAN DATA 1.3
DATA PENGUKURAN DI IF-4 PADA JANUARY 2012
C CHECK AT IF-4 FROM HESS PLANT TO METERING UNIT CONCLUSION / NOTES
1 Measured at Bonding Box (164-CPJB-104) Off Bonding
Current Flow at ICCP NegativeLine I (A) 0.00 1.80
2 Measured at IF-4 (Sales Gasfrom OPF)
Underground Pipe EUG (V) -1.160 -1.045 Technically Ins. Flange
is OK
Aboveground Pipe EAG (V) -0.965 -0.900 (>100 mV), but its start
to
Potential Different ∆EUG-AG
(V) 0.195 0.145 leakage as any ICCPcurrent
Resistance between Flange RF (Ω) 190 k 150 k received by AG Pipe &make
its potential protected.
3 Measured at IF-5 (Metering toPJB)
Underground Pipe EUG (V) -0.779 -0.812
Aboveground Pipe EAG (V) -0.962 -0.900
Potential Different ∆EUG-AG
(V) -0.183 -0.088 Ins. Flange is OK (>
100mV)Resistance between Flange RF (Ω) 180 k 90 k
4 Measured at IF-6 (PJB Tie-In)
Underground Pipe EUG (V) -0.771 -0.785
Aboveground Pipe EAG (V) -0.771 -0.775
Potential Different ∆EUG-AG
(V) 0.000 0.010 Ins. Flange is SHORT(<100mV)
Resistance between Flange RF (Ω) 0.6 9.7
5 Potential of others structure around IF-6(PJB Tie-In)
Fire Water Pipe / Hydrant EFW (V) -0.760 -0.760 Not contact to UG 20"
Gas Pipe
Grounding Lug near Fence EE1 (V) -0.735 -0.735 Not contact to UG 20"
Gas PipeGrounding Lug at LighteningPole EE2 (V) -
0.735 -0.735 Not contact to UG 20"Gas Pipe
Grounding Lug at Existing Pipe EE3 (V) -0.735 -0.735 Not contact to UG 20"
Gas Pipe
Grounding Lug at Tie-In Point EE4 (V) -0.735 -0.735 Not contact to UG 20"
Gas Pipe
6 Current Loss at others structure around IF-6(PJB Tie-In)
Fire Water Pipe / Hydrant IFW (A) 0.000 0.000 Current Loss is notthrough these
Grounding Lug near Fence IE1 (A) 0.000 0.000 nearest u/g structure,possibly
Grounding Lug at LighteningPole IE2 (A) 0.000 0.000 redirect to all
interconnected
Grounding Lug at Existing Pipe IE3 (A) 0.000 0.000 buried pipelines (e.g.Kodeco).
Grounding Lug at Tie-In Point IE4 (A) 0.000 0.000
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
76Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Form 2.2.1. Form pengecekan SACP untuk pipa underground
THREE MONTHLY CHECK SHEET OF SACP SYSTEM FOR U/G PIPEProtected Structure : Underground PipePlant / Area : OPFDrawing Reference No. : ST-UPD-DW-005
TABLE – A : POTENTIAL MEASUREMENTTest Point Potential (volt) vs Cu/CuSO4 Anode Current
Output (mA)Remark
Pipe Natural Anode Natural Pipe Protected
164-CPTB – 201 OK / NOT OK
164-CPTB – 202 OK / NOT OK
164-CPTB – 203 OK / NOT OK
164-CPTB – 204 OK / NOT OK
164-CPTB – 205 OK / NOT OK
164-CPTB – 206 OK / NOT OK
TABLE – B : CHECKING OF INSULATING FLANGE/JOINT (IF NECESSARY)
1 - OK / NOT
OK2 - OK / NOT
OK3 - OK / NOT
OK4 - OK / NOT
OK5 - OK / NOT
OK6 - OK / NOT
OKNotes: (1) Indicate position of measured insulating flange at lay out drawing.
(2) For comparison only.
Results / Notes:
Measured By : ______________________ Date:_________________________
Ins. Flange / Potential (volt) vs Cu/CuSO4 Resistance (#2) Remarks
Ins. Joint No &
Size (#1)
Above Ground
(Unprotected)
Under Ground
(Protected)
Difference (Ohm) (OK / NOT)
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
77Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Form 2.2.2. Form pengecekan ICCP untuk pipa underground
FORM – 1 : THREE MONTLY CHECK SHEET OF ICCP SYSTEM FOR U/G PIPE
Protected Structure : Underground PipePlant / Area : OPF to PLN Tie-In PointDrawing Reference No. : ST-UPD-DW-003
ST-UPD-DW-004
TABLE – A : TRANSFORMER RECTIFIER OPERATION CONDITION
No Panel Parameter Reading Criteria Remarks
1 CPTR Panel 164-CPTR–1011.1. AC Input AC Voltage (Volts) 230 Volts 10%
Frequency (Hz) 50/60 Hz 5%1.2. DC Output DC Voltage (Volts) Max. 45 Volts
DC Current (Amps) Max. 60 AmpsPipe/Soil Potential vsCu/CuSO4 (Volts)
Min. - 0.85 Volts vs CSE
1.3. Operation Mode Constant VoltageConstant CurrentConstant Potential
TABLE – B : POTENTIAL MEASUREMENT
Test Station Box Line To Pipe Potential (volt) vs Cu/CuSO4ICCP ON
Remark
Cable Pipe Protection Criteria (OK / NOT)164-CPTB – 101 CPW-M-02 20” Sales Gas ≤ -0.85 V
CPW-M-03 10” Condensate ≤ -0.85 V164-CPTB – 102 CPW-M-04 20” Sales Gas ≤ -0.85 V
CPW-M-05 10” Condensate ≤ -0.85 V164-CPTB – 103 CPW-M-06 20” Sales Gas ≤ -0.85 V164-CPTB – 105 CPW-M-08 20” Sales Gas ≤ -0.85 V164-CPTB – 106 CPW-M-09 20” Sales Gas ≤ -0.85 V164-CPTB – 107 CPW-M-10 20” Sales Gas ≤ -0.85 V164-CPTB – 108 CPW-M-11 20” Sales Gas ≤ -0.85 V164-CPTB – 109 CPW-M-12 20” MS PLN ≤ -0.85 V
TABLE – C : DC NEGATIVE & POSITIVE CURRENT LINE MEASUREMENT
No Panel Line Cable Connect To Reading Criteria Remarks1 CPTR Panel 164-CPTR–1011.1. Positive Line CPW-P-01 164-CPJB-101 > 0 Amps
CPW-P-02 164-CPJB-102 > 0 Amps1.2. Negative Line CPW-N-01 20” Sales Gas > 0 Amps
2 Positive JBX 164-CPJB–101CPW-P-03 ANO-101 > 0 AmpsCPW-P-04 ANO-102 > 0 AmpsCPW-P-05 ANO-103 > 0 Amps
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
78Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
No Panel Line Cable Connect To Reading Criteria RemarksCPW-P-06 ANO-104 > 0 AmpsCPW-P-07 ANO-105 > 0 AmpsCPW-P-08 ANO-106 > 0 Amps
3 Positive JBX 164-CPJB–102CPW-P-09 ANO-107 > 0 AmpsCPW-P-10 ANO-108 > 0 AmpsCPW-P-11 ANO-109 > 0 AmpsCPW-P-12 ANO-110 > 0 AmpsCPW-P-13 ANO-111 > 0 AmpsCPW-P-14 ANO-112 > 0 Amps
4 Negative JBX 164-CPJB–103CPW-N-002 20” Sales Gas > 0 AmpsCPW-N-003 10” Condensate > 0 Amps
5 Negative JBX 164-CPJB–104CPW-N-004 20” Sales Gas > 0 AmpsCPW-N-005 20” Sales Gas (M/S PLN) > 0 Amps
TABLE – D : CHECKING OF INSULATING FLANGE/JOINT (IF NECESSARY)
Ins. Flange/
Potential (volt) vs Cu/CuSO4 Resistance (#2) Remarks
Ins. JointNo & Size
(#1)
Above Ground(Unprotected)
Under Ground(Protected)
Difference (Ohm) (OK / NOT)
1 - 10”
2 - 10”3 - 20”4 - 20”
Notes: (1) Indicate position of measured insulating flange at lay out drawing. (2) For comparison only.
Results / Notes:
Measured By : ________________________ Date :_____________________________
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
79Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Tabel 3.2.1. Tabel Material pipa dan yield strength
Pipe MaterialAPI 5LX Grade
Specified Minimum Yield Strength(SMYS), psi
X42 42,000
X46 46,000
X52 52,000
X56 56,000
X60 60,000
X65 65,000
X70 70,000
X80 80,000
X90 90,000
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
80Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Table 3.2.2. Pipe Seam Joint Factors
Specification Pipe Class Seam Joint Factor (E)ASTM A53 Seamless 1
Electric ResistanceWelded
1Furnace Lap Welded 0.8Furnace Butt Welded 0.6
ASTM A106 Seamless 1ASTM A134 Electric Fusion Arc
Welded0.8
ASTM A135 Electric ResistanceWelded
1ASTM A139 Electric Fusion Welded 0.8ASTM A211 Spiral Welded Pipe 0.8ASTM A333 Seamless 1ASTM A333 Welded 1ASTM A381 Double Submerged
Arc Welded 1ASTM A671 Electric-Fusion-Welded 1ASTM A672 Electric-Fusion-Welded 1ASTM A691 Electric-Fusion-Welded 1API 5L Seamless 1
Electric ResistanceWelded
1Electric Flash Welded 1Submerged Arc Welded 1Furnace Lap Welded 0.8Furnace Butt Welded 0.6
API 5LX Seamless 1Electric ResistanceWelded
1Electric Flash Welded 1Submerged Arc Welded 1
API 5LS Electric ResistanceWelded
1Submerged Arc Welded 1
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
81Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Table 3.2.3 Desain Factors untuk Pipa Baja
Untuk pipa gas petroleum lepas pantai (offshore), adalah lokasi kelas 1. Untuk
jaringan pipa darat, setiap lokasi kelas unit yang memiliki 10 atau lebih
sedikit bangunan untuk hunian manusia disebut kelas 1.
Class 2. Ini adalah setiap lokasi kelas unit yang memiliki lebih dari 10 tapi
kurang dari 46 bangunan untuk tempat hunian.
Class 3. Ini adalah suatu unit lokasi kelas yang memiliki 46 atau lebih
bangunan untuk tempat hunian atau daerah di mana pipa adalah dalam
radius 100 meter dari bangunan atau play-ground, tempat rekreasi,
teater terbuka, atau tempat lain dari pertemuan umum yang ditempati
sebesar 20 orang atau lebih minimal 5 hari seminggu selama 10
minggu dalam jangka waktu 12-bulan. Hari-hari dan minggu tidak
perlu berturut-turut.
Class 4. Ini adalah setiap lokasi kelas unit dimana bangunan dengan empat atau
lebih pernah ada di atas tanah tersebut.
Class Location Design Factor, F
1 0.72
2 0.60
3 0.50
4 0.40
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
82Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Tabel 3.2.4. Pipeline Internal Design Pressures and Test Pressures
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
83Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Tabel 2.1.1. Daftar potensial material dalam tanah dan air
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
84Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
LAMPIRAN GAMBAR
Gambar 3.2.1 Insulating Flange Arrangement
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
85Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Gambar 3.2.3. Gambar Wiring Diagram ICCP untuk pipa Gas Petroleum
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
86Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
LAMPIRAN PHOTO
Photo-1
Insulating Flange di PJB Tie-In Area yang diperkirakan telah terjadi “short”
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
87Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Photo-2
Peralatan yang digunakan untuk pengetesan kebocoran arus di Insulating
Flange (Battery kering12V, Variable Resistor, Digital Multimeter, Digital
DC Clampmeter dan Cu/CuSO4 Ref. Cell)
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
88Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Photo-3
Pengukuran Voltage Drop diantara sisi Flange dengan injeksi arus di IF-
6 PJB Tie-In Area
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
89Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Photo-4
Pengukuran aliran arus (4.84 ampere) yang melewati test circuit di IF-6.
Nilai arus yang besar mengindikasikan resistansi yang rendah di flange
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
90Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Photo-5
Pengukuran aliran arus yang melewati test circuit di IF-6. Positive
circuit di sambungkan ke baut, tidak ada arus yang mengalir, hal ini
mengidikasikan bahwa baut insulation sleeve and washer kondisinya
bagus
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
91Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Photo-6
Salah satu baut ditemukan tanpa Insulating Sleeve di IF-
4 (Incoming Petroleum Gas Pipeline di Hess Metering
Unit)
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
92Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Photo-7
Seluruh Hess Metering Unit structure mendapat ICCP Current dan
menjadi terproteksi, karena terjadi kebocoran di insulation IF-4
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
93Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
LAMPIRAN REFERENSI
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
94Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
95Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
96Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
97Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)
Maryanta Purwanta, TUGAS AKHIR TEKNIK MESIN UNIVERSITAS GRESIK
98Anlisis sistem proteksi korosi untuk pipa Petroleum Gasmaterial API-5L X52 (ø 20”, Sch. 40, 8560m)