Saya mau tanya sedikit mengenai CP calculation, mungkin ada teman2 (user maupun vendor) yang tahu:
Kalau kita memakai 3 layer Polyethylene coating, berapa persen Coating Damage factor? Apakah angka 0.1825 benar?

Bagaimana kalau dilapangan yang terpakai adalah Polyken 980?

Tanya – Kunarta Djayaputra@salamander-energy

Saya mau tanya sedikit mengenai CP calculation, mungkin ada teman2 (user maupun vendor) yang tahu:

Kalau kita memakai 3 layer Polyethylene coating, berapa persen Coating Damage factor? Apakah angka 0.1825 benar?

Bagaimana kalau dilapangan yang terpakai adalah Polyken 980?

Untuk informasi saya kutip:

The corrosion coating breakdown factors are associated with the line pipe coating and the field joint coating types listed in DNV-RP-F-103 (ref. 6) and DNV-RP-F 106 (ref.7). Terima kasih.

Tanggapan 1 – Isya Muhajirin

Pak Kun, ikut urun rembuk.

Karena sudah me-refer ke DNV, saya pikir ini pipeline subsea. Jadi saya lihat ke DNV RP-F103 mengenai hal ini.

2 kategori disebutkan disana mengenai coating breakdown (CB). CB pada factory applied coating (F106) dan field joint coating & field repair (F102) masing2 memiliki konstanta yg beda.
Dengan info dibawah: 3-layer FBE/PE dan field joint Polyken 980 (PE HSS), maka untuk bagian pipeline yg mengaplikasikan F106, breakdown faktornya adalah (misalkan: design life 30thn) = 0.1 + 0.003*30 = 0.19; sementara bagian yg mengaplikasikan F102 (field joints), breakdown faktornya adalah = 1 + 0.03*30 = 1.9. Kebutuhan arus untuk masing2 area tersebut harus dihitung berdasarkan coating breakdown diatas dan dijumlahkan.
Mudah2an membantu ya, Pak. Kalau masih diperlukan, bisa kita diskusi lebih lanjut.

Tanggapan 2 – fega jayadilaksana

Maaf saya ikut-ikutan disini…saya mau mnanyakan kepada bapak-bapak smua apakah ada yang memiliki NACE RP0176 ttg corrosion control of steel fixed Offshore Platform…

Saya membutuhkannya utk referensi TA saya ttg perhitungan proteksi katodik metode sacrifial anode.

Tanggapan 3 – Kunarta Djayaputra@salamander-energy

Terima kasih Pak Isya,

Maaf saya baru kembali dari field di P Brandan.

Disana kami baru selesai test dengan system ‘Close Interval Potential
Survey’ dengan memakai alat diantaranya ‘Data Logger c/w GPS-ALLEGRO cx
& Trimble GPS Pathfinder’.

Nampaknya kami memakai field joint coating (F102). Dengan design life 10
years, seharusnya kita memakai kostanta at lest lebih besar dari 1 ya.

Tapi hasil pembacaan di recorder kemaren ini rata2 sekitar – 1400 mV.

Sekali lagi Trims

Tanggapan 4 – Triez

Urun rembug juga,

Wah, betul,pak isya,kayaknya ini yang di maskud untuk cathodic offshore dech,karena dah

langsung ngacu ke DNV , mungkin sea bed atau sea water juga. Just share aja,pak,klo

untuk offshore biasanya saya pake ISO 12289-2 ,DNV B401, and NACE RP 176.

Penentuan Cbf,nya tentunya harus mengacu ke salah satunya,tapi harus konsisten.

Dalam hal ini harus di lihat coating category,nya juga,pak, walaupun tentunya bapak sudah

pake concrete coating, selain 3-PE,nya. Setelah itu baru suhu design yang diinginkan.

Suhu ini vital juga,

lho,pak, karena design coating damage ini baik final maupun mean pengarunya gede.

Kalau bapak punya ISO 15589-2,coba aja,pak,disitu kita lebih enak menerjemahkan

rumusannya.