## Penentuan Umur Sisa Pipa (Tube) Pada Pengilangan Minyak
Cukup Mulyana 1) , Aswad Hi Saad 2) , Otong Nurhilal 2) , M. Farhan Yusuf 3)
1) Staf Dosen Prodi Teknik Elektro Universitas Padjadjaran
2) Staf Dosen Prodi Fisika Universitas Padjadjaran
3) Prodi Fisika Universitas Padjadjaran
Jl. Raya Bandung-Sumedang Km. 21 Jatinangor 45364 Telp : (022) 7796014 Fax : (022) 7792435 c.mulyana55@yahoo.com
Abstrak –Telah tejadi kerusakan pada pipa pemanas di sebuah pengilangan. Pipa terbuat dari baja karbon menengah. Kerusakan  ditandai  dengan  pecahnya  pipa  baris  2  no  4  yang  mengakibatkan  terhentinya  produksi.  Setelah  dilakukan kajian  analisa kegagalan,  penyebab  utama  kegagalan  adalah  short  term overheat,  sementara  pipa  di  sekitarnya  masih terlihat  baik.  Untuk  menghindari  kerusakan  serupa  pada  pipa  disekitarnya,  dilakukan  kajian    umur  sisa  dengan  uji creep  yang  dipercepat  dan  uji  korosi.  Dari  hasil  uji  creep  dengan  metoda  Larson  Miller  pada  temperatur  400ºC diperoleh umur sisa pipa di atas 100 tahun, pada temperatur 500ºC umur sisanya 24 tahun sedangkan pada temperatur 700ºC umurnya tinggal 1,33 jam. Di atas 700 ° C terjadi short term overheat. Dari hasil uji SEM dan EDAX ditemukan produk  korosi  FeO,  SO3,  ZrO2.    Dengan  menghitung  ketebalan  minimum    yang  diijinkan  dan  mengukur  ketebalan pipa dengan UT diperoleh laju korosi 0,0067 mm/tahun, dan umur sisa pipa tinggal 21 tahun.
Kata kunci: creep, korosi, umur sisa, pipa pecah, metoda Larson Miller.
Abstract – There has been a damage of oil heater tube in one of refinery plant. The tube located in row 2 number 4 is found ruptured and caused the plant stop to operate. The tube material is Medium Carbon Steel A 106 B. After the failure analysis  is  done,  the  main  cause  of  failure  is  a  short  term  overheating.  Contrary  to  the  rupture,  the  tubes  around  the damage one looked still in good condition. To avoid similar damage in surrounding pipe, assessment of remaining life on surrounding  tube  was  conducted.  From  the  accelerated  creep  test  in  laboratory,  using  Larson  Miller  method  at temperature    400ºC    remaining  life  of  pipe  is  over  100  years,  at    temperature    500ºC  it  is  24  years  ,  and  at temperature    700ºC only 1,33 hour. Short term overheat is occur above 700 o C. From SEM and EDAX test it is found corrosion products as FeO, SO 3 , ZrO 2 . By calculating minimum allowable thickness and using the thickness data from UT test, the corrosion rate is 0,0067 mm/y    and the    remaining life of tube is 21 years.
Key words: creep, corrosion, remaining life, rupture tube, Larson Miller method.

## I. PENDAHULUAN
Lube  oil  complex adalah  fasilitas  yang  berada  di pengilangan minyak yang beroperasi untuk menghasilkan bahan  pelumas.  Salah  satu  unitnya  adalah heat exchangger yang  digunakan  untuk  memanaskan pelumas  dari  suhu  250ºC  menjadi  390ºC.  Bahan  bakar yang  digunakan dapat  berupa  solar ataupun  gas[1].  Pada bulan  Desember  2012  pipa  pemanas  ditemukan  dalam keadaan  pecah,  pipa  bocor  pelumas  menyembur  keluar, terbakar,  terlihat  kepulan  asap  hitam  yang  berakibat kilang  berhenti  beroperasi.  Peristiwa  terjadi  saat shootdown unit  22F-1[2].  Diperoleh  informasi  umur pakai  pipa    telah  mencapai  39  tahun.  sebelumnya diketahui  bahwa  penyebab  kegagalan  adalah  karena terjadinya overheating lokal[3].
Dari  hasil  inspeksi  visual  menunjukan  bahwa  salah satu  dari  pipa  pada  baris  ke  dua    nomor 4  dengan  yang berdiameter  luar  6  inci  ditemukan  dalam  keadaan  pecah seperti  terlihat  pada  Gambar  1.  Segmen  yang  pecah tersebut  kemudian  diganti  dengan  pipa  yang  baru, dilakukan  hydrotest  selanjutnya  dioperasikan  kembali. Enam  buah  pipa  yang  berdekatan  dipotong,  selanjutnya di retubing. Ke  enam  pipa  tersebut  diperiksa.  Dari  hasil pemeriksaan  awal ditemukan  karat  baik di  bagian  dalam
maupun  di  bagian  luar  pipa.  Selain  itu  tampak  adanya penipisan terutama dari bagian dalam pipa.
Hal  yang  menarik  untuk  dikaji  adalah  ternyata  di sekeliling  pipa  yang  pecah  tersebut  kondisi  pipa  lainnya masih dalam keadaan utuh. Adapun pemotongan ke-enam pipa  dilakukan  untuk  mempelajari  kemungkinan  dampak negatif  yang  terjadi  akibat  pemanasan  lokal  pada  pipa yang rusak.
Gambar 1. Segmen pipa pecah pada baris 2 nomor 4.
Untuk  menghindari  kegagalan  serupa  dimasa  yang akan  datang,  diperlukan  kajian  umur  sisa  terhdap sejumlah pipa disekitar baris 2 nomor 4.
Dalam  penelitian  ini  telah  dilakukan  pemeriksaan umur  sisa  terhadap  pipa  yang  masih  utuh  yang  berada disekitar pipa yang pecah. Pengujian umur sisa dilakukan
dengan  uji  creep  yang  dipercepat  di  laboratorium  dan
melalui kajian korosi.

## II. LANDASAN TEORI
A. Fenomena Creep Creep merupakan  suatu  fenomena  regangan inelastik permanen  yang  terjadi  ketika  suatu  material  mengalami tekanan  secara  terus-menerus  pada  temperatur  tinggi dalam  jangka  waktu  yang  lama[4].  Pipa  pada  kilang minyak  atau  pembangkit  listrik  mengalami  pembebanan mekanik berupa hoop stress akibat tekanan internal pipa, dan pembebanan termal akibat paparan panas dari tungku, atau heat  exchanger .  Prosesnya  berlangsung  dalam jangka  waktu  lama.      Pada  temperatur  tinggi  kekuatan suatu  material  akan  menurun  secara  perlahan  seiring bertambahnya  waktu  operasi. Creep pada  temperatur tinggi terjadi saat temperatur pemanasan T mendekati 0,5 T m dengan T m adalah titik  lebur material[5]. Ketika creep terjadi  struktur  mikro  berubah,  material  mengalami regangan yang bergantung pada tegangan, temperatur  dan waktu, seperti pada persamaan (1)[6]:
) , , ( t T f    (1)
dengan Ɛ adalah  regangan  dalam  satuan  %, t :  waktu (jam), σ : tegangan (N/m 2 ), dan T : suhu (°C).  Perilaku creep material  ditunjukkan  oleh  Gambar  2[4].  Ada  tiga tahapan  peregangan  yang  dialami  material  yaitu  tahap pertama  disebut  tahap transient creep, terjadi  saat  beban mulai diberikan.
Gambar  2 .  Kurva creep ,  perubahan  regangan ε terhadap    waktu t
Material  mengalami strain  hardening ditandai  dengan laju  regangan  yang  menurun  akibat  tegangan  yang diberikan.  Regangan  awalnya  sebesar Ɛ 0 .  Selanjutnya tahap  kedua  disebut steady  state  creep. Dengan berjalannya  waktu  energi  termal  memulihkan  efek pengerasan mengembalikan atom dan cacat pada material ke  posisi  semula.  Terjadi    kesetimbangan  antara tegangan  dan    efek  temperatur.  Tahap  ini  ditandai  oleh laju regangan yang konstan. Terakhir tahap ke tiga adalah tahap  menjelang  material  patah.  Pada  tahap  ini  efek termal mendominasi efek regangan,    energi termal telah banyak  diserap,  terbentuk  kekosongan (void) dalam jumlah  besar  diakhiri  dengan  adanya  penyempitan  lokal
(necking) yang berujung pada patahnya material. Tahapan iniberlangsung dengan amat cepat.

## B. Parameter Larson Miller
Untuk  memprediksi  umur  sisa  material  akibat creep dilakukan  uji creep yang  dipercepat  di laboratorim.  Dari eksperimen  diperoleh  data  tegangan,  temperatur  dan waktu  putus  benda  uji,  standar  pengujian  merujuk  pada ASTM  E-139[7].  Metoda  Larson  Miller  adalah    salah satu  metoda  terbaik  untuk  menentukan  umur  sisa. Sebelumnya  dihitung  dahulu  Parameter  Larson-Miller (PLM) seperti terlihat pada persamaan (2)[5]
(2)
dengan T menyatakan  temperatur  uji  (K), waktu putus  sampel  (jam)  dan adalah  konstanta  Larson Miller yang nilainya bergantung pada jenis material yang digunakan.  Selanjutnya  dihitung  umur  sisanya  dengan menggunakan  kurva  Larson  Miller.  Untuk  mendapatkan kurva  yang  baik  paling  sedikit  diperlukan  5  titik pengamatan untuk pasangan tegangan σ dan temperatur T yang berbeda. Selanjutnya menggunakan tekanan internal pipa  dihitung  tegangan hoop nya  seperti  terlihat  pada persamaan (30)[5].
t PD 2   (3)
dengan P :  tekanan  internal  pipa, D :  diameter  luar, t : ketebalan.  Dengan  menggunakan  kurva  Larson  Miller dapat  ditentukan  umur  sisanya,  seperti  terlihat  pada gambar (4).

## C. Korosi Temperatur Tinggi
Korosi  temperatur  tinggi  adalah  proses  degradasi mutu  material  termasuk  sifat-sifat  mekaniknya  yang disebabkan    pengaruh atsmosfer pada temperatur tinggi. Temperatur tinggi memiliki pengertian lingkungan korosi dalam  fasa  gas  dan  atmosfer  tidak  mengandung  air. Temperatur  dimana  terjadinya  difusi  atom  yang memberikan  pengaruh  yang  besar,  temperaturnya diperkirakan  sekitar  0,5  Tm.  Temperatur  terjadinya oksidasi  besi  atau  baja  diatas  570°C  [8].Temperatur tinggi  memberikan  pengaruh  ganda  terhadap  degradasi logam. Pertama kenaikan temperatur akan mempengaruhi aspek  termodinamika  yang  akan  meningkatkan  kinetika reaksi,    sehingga  degradasi  akan  lebih  cepat  pada temperatur  tinggi  Kedua  kenaikan  temperatur  akan mempengaruhi dan merubah struktur dan perilaku logam. Sehingga  pada temperatur  tinggi  selain terjadi  kerusakan fisik  pada  permukaan  dalam  bentuk  korosi,  terjadi  juga penurunan ketahanan    mekanik  secara  internal  sehingga logam menjadi rapuh.

## D. Ketebalan Minimum Pipa.
Dalam  tahap  konstruksi  batas  minimum  ketebalan pipa  berdasarkan  umur  desainya  harus  memenuhi persaratan  API  530  [8].  Dengan  berjalannya  waktu
Total Pemuluran Patah Tahap Pertama Pemuluran Sebenarnya Tahap kedua Tegangan beban awal Tahap Ketiga Re ga nga n Waktu
operasi, pipa di kilang akan mengalami penipisan. Untuk itu perlu dihitung berapa ketebalan minimum yang masih diijinkan  untuk  kondisi  operasi  di  lapangan. Untuk menentukan umur  sisa  akibat  korosi  perlu  dihitung  batas ketebalan  minimum  yang  diijinkan  dengan  acuan tegangan elastik dan dengan acuan batas tegangan putus. Persamaan  (4)  dan  (5)  adalah  persamaan  ketebalan minimum  dengan  menggunakan  tegangan  pada  batas elastis,  sedangkan  persamaan    (6)  dan  (7)  adalah persamaan  ketebalan  minimum  dengan  menggunakan tegangan pada batas putus[8].
e e i e s e e e s P S D P t P S D P t     2 atau 2 0 (4) CA t t s m   (5)
r r i r s r r r s P S D P t P S D P t     2 atau 2 0 (6) fCA t t s m   (7)
dengan :ketebalan  elastis  (inci)  atau  (milimeter), : tekanan  desain  elastik    ( pound  per  square  inchi)  gauge atauMega pascal ( gauge )], : diameter luar (inci) atau (millimeter), :  diameter dalam  (inci)atau  (milimeter), : tegangan elastik yang diizinkan    ( pounds per square inc) atau (Mega paskal), : ketebalan minimum (inci) atau  (milimeter),  CA:  toleransi  korosi  (inci)  atau (milimeter), :  tekanan  desain  pecah  ( pound  per square  inchi  gauge) atau  (Mega  paskal  ( gauge )), : tegangan  pecah  yang  diizinkan    ( pounds  per  square inchi) atau (Mega paskal), f : fraksi korosi.

## III. RANCANGAN PENELITIAN
Penelitian  diawali  dengan  mendapatkan  pipa  yang rusak  disalah  satu  pengilangan  minyak  di  pulau  Jawa. Dilanjutkan  dengan  pengamatan  visual  dan  pengukuran geometri  sampel.  Dari  hasil  kajian  analisa  kegagalan disimpulkan kegagalan karena overheating.
Beberapa buah pipa disekitar pipa yang gagal diambil untuk  dijadikan  sampel.  Dilanjutkan  dengan  preparasi sampel untuk uji creep tempertur tinggi sebanyak 6 buah, Pengujian creep dilakukan  dengan  menetapkan  6 pasangan tegangan dan temperatur, selanjutnya dilakukan pengujian  dan  dihitung  waktu  putusnya.  Data-data tersebut  dipakai  untuk  membuat  kurva  Larson  Miller untuk dipergunakan untuk menentukan umur sisa. Terhadap  sampel  pipa  tersebut  dilakukan  juga pengukuran  ketebalan dengan  menggunakan UT. Ketebelan  ini  diperlukan  untuk  menghitung  laju  korosi CA.  Untuk  menghitung  ketebalan  minimum  yang diijinkan  diperlukan    data  operasional    tekanan  dan temperatur  desain  dan  operasional  di  titik  masukan  dan titik  keluaran  minyak  pelumas.  Perhitungan  dilakukan dengan  merujuk  pada  API  530.  Dilakukan  uji  EDAX pada  karat  yang  ada  dipermukaan  dalam  dan  luar  pipa. Tujuannya untuk mengetahui produk korosi yang terjadi. Selanjutnya dihitung umur sisa akibat korosi.

## IV. DATA HASIL PERHITUNGAN DAN
PEMBAHASAN
Dari  hasil  pengamatan  di  lapangan,  pipa  pecah mengalami  penggelembungan  ( bulging ) yang  ekstrim dibagian  yang  pecah  ketebalan  pipa  menurun  secara ekstrim yang memberikan indikasi awal bahwa pipa yang pecah  mengalami short  term  overheating atau stress rupture .  Sedangkan  disekeliling  pipa  pecah  pipa  lainnya tidak  terlihat bulging namun  terlihat  adanya  deformasi dan  karat  baik  dibagian  dalam  maupun  luar  pipa  seperti terlihat pada Gambar 3.
Gambar 3. Enam potongan pipa disekitar pipa yang pecah
Material  pipa  terbuat  dari medium  carbon  steel biasa tanpa  paduan  Cr  dan  Mo.  Termasuk  grade  A-106B dengan yield  strength (YS)  dan ultimate  tensile  strength (UTS)  masing  masing  35,000  psi  dan  50,000  psi  pada temperature  kamar. Creep threshold  temperature adalah 370ºC.

## A. Data Desain dan Operasional
Dari hasil observasi langsung lapangan diperoleh data desain dan operasional seperti pada Tabel 1.
Tabel 1 . Data desain dan operasional

## B. Data dan Hasil Perhitungan Umur Sisa Akibat Creep
Berikut  ini  adalah  data  hasil  uji  creep  yang  di percepat yang dilakukan di B2TKS BPPT Serpong. Data hasil  pengukuran  adalah  teganga σ ,  temperatur  T  dan waktu  putus  t f ,  sedangkan  PLM  dihitung  dengan menggunakan  persamaan  (2).  Harga  konstanta  Larson Miller digunakan sebesar 20.
Tabel 2 . Hasil Uji creep
Parameter Elastic Design Rupture Design Diemeter Luar ( D 0 ,mm ) Tekanan Desain ( P 0 , MPa ) Temperatur Maks ( T m , 0 C ) Temperatur Yang Diijinkan ( T A , 0 C ) Temperatur Desain ( T d , 0 C ) Umur Desain ( L d ,jam ) Korosi yang diizinkan (CA, mm ) Tegangan yang Diijinkan ( S e ,MPa ) 168,3 1,12 - - 390 - 3,175 51,688 168,3 1,12 - - 390 324120 3,175 60,313 Sampel uji creep T (°C) (N/mm 2 ) T r (jam)
PLM 1 700 83,53 0,2 18,78 2 650 90,60 1,4 18,59 3 600 103,54 11,9 18,40 4 550 115,65 99,2 18,10 5 600 129,43 164,3 17,59
Selanjutnya  dibuat  kurva  Larson  Miller  dengan memetakan  PLM  pada  sumbu-x  dan  tegangan  pada sumbu-y  seperti  pada  Gambar  4.  Dari  data  tekanan internal  pipa  sebesar  1,12  kg/cm 2 dengan  menggunakan persamaan  (3)  diperoleh    tegangan  nominal (hoop stress) sebesar 59,98 MPa . Selanjutnya dari grafik pada Gambar 4    didapat PLM = 19,58. Dengan menggunakan persamaam (2), pada temperatur operasi 310 ºC umur sisa akibat creep masih di atas 100 tahun.
Gambar 4. Kurva tegangan σ terhadap PLM hasil uji

## creep
Selanjutnya  dilakukan    perhitungan  umur  sisa  untuk berbagai  kemungkinan  temperatur.  Hasilnya  di  petakan pada Gambar 5. Dalam grafik terlihat perkiraan umur sisa pipa  menurun  secara  tajam  setelah  melewati  temperatur 700 ºC.
0 50 100 150 200 250 300 600 625 650 675 700 710 Temperatur (oC) U m ur S is a (J a m ) Gambar 5 . Kurva penurunan umur sisa terhadap temperatur
Sedangkan pada temperatur 710 0 C umur pipa hanya 0,8 jam,  waktu  hidup  pipa  yang  sangat  pendek.  Jika dihubungkan  dengan  fenomena short  term  overheating sebagai  penyebab  kegagalan,  berdasarkan  uji creep di
laboratorium    dapat diprediksi temperatur kulit luar pipa pemanas pada saat pecah    mencapai temperatur 700 0 C.

## C. Data dan Perhitungan Umur Sisa Pipa Akibat Korosi
Kondisi  operasi  normal  untuk  tekanan  masukan  dan temperatur keluaran    pipa    yang    pecah adalah    4,219 kg/cm 2 dan  390 0 C.  Jika  batas  ketebalan  elastis s e : 51,6875 MPa berdasarkan persamaan (4) dipakai sebagai acuan  untuk  menghitung  ketebalan,  ketebalan  dinding diperoleh ketebalan minimal pipa yang diijinkan ts : 1,80 mm.  Sedangkan  jika  batas  tegangan  putus s r :  60,3125 MPa  berdasarkan  persamaan  (6)  diperoleh  ketebalan minimum pipa yang diijinkan t s : 1,55 mm.
Setelah diperhitungkan dengan Persamaan (5) dan (7), maka  ketebalan  minimum  yang  diizinkan  untuk criteria elastic design  adalah  5  mm  dan  untuk criteria  rupture design dengan  menggunakan  faktor  korosi  f  =  0,5 ketebalan minimumnya adalah 3,14 mm.

## D. Hasil Perhitungan Umur Sisa Akibat Korosi
Tabel 3 . Perhitungan umur sisa dalam aspek korosi Parameter Nilai Tube Original Thickness (mm) 7,11 Tube Thickness Minimum Rata-Rata (mm) 4,6 ( row 6) Corrosion Rate (mm/year) 0,064 Required Thickness Based on API 530 (mm) 5 dan 3,14 Umur Pakai (Tahun) 39 (1974) Umur Sisa (Tahun) 21 tahun untuk kriteria rupture design dan sudah habis untuk kriteria elastik design
Dari  Tabel  3  perhitungan  umur  sisa  yang  berkaitan dengan  korosi  terlihat  bahwa  korosi  merupakan mekanisme  kerusakan  yang  lebih  dominan  dibandingkan dengan creep sehingga umur sisa akan dikendalikan oleh laju korosi bukan creep .
Jika  umur  kriteria  API  530  untuk elastik  design digunakan,  maka  umur tube tersebut    sudah  habis (terhadap serangan korosi). Namun demikian berdasarkan informasi dari Pertamina UP IV, semua tube di row 1 - 6 oil heater 25F1 LOC-I sudah diganti dengan yang baru ( total replacement). Sehingga tube dari row 1 - 6 sekarang masih memiliki umur > 30 tahun.

## V. KESIMPULAN
Dari  hasil  perhitungan  umur  sisa  disekitar  pipa  yang pecah kegagalan pipa akibat creep dalam kondisi operasi normal  masih  dapat  bertahan  diatas  100  tahun  , sedangkan  untuk  umur  sisa  pipa  berdasarkan  kegagalan akibat  korosi  jika  digunakan  batas tegangan  elastis  umur sisa  pipa  sudah  habis,  sedangkan  jika  digunakan  batas putus diprediksi umur sisa pipa masih berumur 21 tahun. Berdasarkan  uji creep dilaboratorium short  term overheating terjadi pad temperatur 975 0 C.

## UCAPAN TERIMA KASIH
Ucapan  terima  kasih  kami  sampaikan kepada  Direktur PT. Advance Technology solution yang telah memberikan  kesempatan  kepada  kami  untuk  melakukan penelitian pada obyek kegagalan pipa di salah satu kilang minyak di Pulau Jawa.
PUSTAKA
[1] Design  and  operation  Specification  Oil  Header  25  F1, LOC-1. Pertamina UP-IV Ci;acap 2012.
[2] Laporan kronologis Tube Leak26 F1 dari Man Pro 2012.
[3] Final  Technical  Report. Oil  Heater  Tube  RCA  dan RLA Pertamina UP IV Cilacap .
[4] Dieter, E. George. 1988. Mechanical Metallurgy, SI Metric  ed. Singapore:  McGraw  Hill  Book  Co.  pp 439-441
[5] R.  Viswanathan, Demage Mechanism and Life Assesment of  High  Temperature  Component .  ASM  International 1995 pp 65-68.
[6] Cukup  Mulyana,  Ahmad  Taufik,  Agus  Yudi  Gunawan, Rustam Efendi Siregar. PIP Symposium 2013. Quantitative  Analysis  od  Microstructure  Deformation  in Creep  Fenomena  of  Ferritic  SA-213  T22  and  Austenitic SA-2013 TP 304H material. Vol. 1554 pp 126-130.
[7] ASTM  E-139  (2003),  Standard  Test  Method  for Conducting  Creep,  Creep  rupture  and  Stress  rupture  of Method Material ASTM Internasional.
[8] API  Standard  530.  2003. Calculation  of  Heater-
Tube  Thickness  in  Petroleum  Refineries,  5 th ed. Washington D.C: American Petroleum Institute