ANALISIS LAJU KOROSI PADA JALUR PIPA STEAM LINE DI PLTP PATUHA

Korosi yang terjadi pada pipa steam line di PLTP Patuha disebabkan oleh gas H2S dan CO2 bersifat korosif yang berasal dari reservoar panas bumi sehingga penggunaan selama operasi terjadi penipisan didalam pipa yang dapat memengaruhi sisa umur pipa. Penelitian ini bertujuan untuk memperoleh hasil perhitungan laju korosi yang dapat memengaruhi sisa umur pipa dan perhitungan komposisi CO2 dan H2S menggunakan software Aspen Hysys dan membandingkan komposisi CO2 dan H2S dan temperatur terhadap hasil laju korosi disetiap header. Perhitungan laju korosi menggunakan metode point to point dan sisa umur sesuai dengan standar API 570, dan perhitungan komposisi CO2 dan H2S menggunakan Aspen Hysys dengan memasukkan data sumur berupa temperatur, tekanan, mass flow, dan komposisi CO2 dan H2S dan digabungkan menggunakan mixer. Dari hasil penelitian ini didapatkan bahwa laju korosi pada pipa steam line berada dalam rentang 0.02 - 0.1 mm/yr dengan ketahanan relatif korosi baik yang dimana terdapat hubungan antara laju korosi dan sisa umur yaitu semakin rendah laju korosi maka sisa umur pipa semakin panjang dan terdapat pengaruh komposisi H2S dan CO2 terhadap laju korosi yang dimana semakin tinggi komposisinya maka laju korosi akan semakin tinggi dan semakin tinggi temperatur maka laju korosi akan semakin tinggi dikarenakan temperatur dapat mempercepat reaksi.