PEMETAAN KOROSI (CORROSION MAPPING) PADA...

Jurusan Teknik Material dan Metalurgi FTI-ITS 1

PEMETAAN KOROSI (CORROSION MAPPING) PADA UNIT 93 AREA 90 SULFUR RECOVERY UNIT (SRU) BERDASARKAN STANDAR API 581 DI PERTAMINA RU

IV CILACAP

Dimas Prayudi Suhendro (2707100019)

Dosen Pembimbing : Prof.Dr.Ir.Sulistijono, DEA; Budi Agung K. ST, MSc

Jurusan Teknik Material dan Metalurgi, Fakultas Teknologi Industri,

Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya

[email protected]

ABSTRAK In designing the corrosion mapping at Unit 93 on Area 90 Sulfur Recovery Unit (SRU) RU IV

PERTAMINA Cilacap uses a standard of API 581. Firstly, the data and document of the entire mill equipment at

Unit 93 were collected in the form of corrosion mapping data table. Then, a study of literature related to the

mode of failure due to corrosion and other damage that occur in the Sulfur Recovery Unit, were done. After that,

the identification and evaluation of corrosion damage mode and damage that may occur, in this case is limited

to Thinning and Stress Corrosion Cracking in the entire system of piping and equipment 93 units, were done.

And last, make a map of corrosion in the form of color symbols on the Process Flow Diagram (PFD) equipment

unit 93 along with the provision of advice / recommendations on the assessment of corrosion mapping.

Corrosion Map of Unit 93 Area 90 Sulfur Recovery Unit (SRU) RU IV PERTAMINA Cilacap showed

that most of the process equipment located at this unit are in danger condition, in the mean of very prone to

corrosion. Generally, corrosion of process equipment in unit 93 follow the mechanism of Thinning (general

corrosion and localized corrosion) that is a High Temperature Sulfidic / Naphthenic Acid Corrosion, High

Temperature H2S / H2 Corrosion, Sour Water Corrosion and High Temperature Oxidation caused by impurities

in the flow process of the content of sulfur compound and acid naphthenat. In addition, most of the process

equipment in unit 93 is prone (in the category High susceptibility) against the Stress Corrosion Cracking of

Sulfide Stress Cracking and HIC/SOHIC-H2S

Keywords : Sulfur Recovery Unit (SRU), Corrosion Mapping, API Standard 581, Thinning, Stress Corrosion

Cracking.

PENDAHULUAN Korosi adalah permasalahan utama yang

terjadi pada peralatan-peralatan logam yang ada di perusahaan-perusahaan manapun. Pemetaan korosi (Corrosion Mapping) adalah suatu metode yang bertujuan untuk mencari, mengungkap, memetakan dan melakukan

pengukuran potensi korosi, erosi, atau pemetaan seluruh ketebalan dinding dari tiap-tiap equipment yang terdapat pada suatu unit kerja. Metode ini sangat efektif untuk menggambarkan persebaran permasalahan korosi pada suatu unit kerja yang dapat memberikan informasi untuk menetapkan laju korosi, panjang umur sisa,


pemeliharaan, dan siklus perbaikan dari peralatan.

PT Pertamina (Persero) RU IV Cilacap memiliki unit yang sangat rentan akan permasalahan korosi yaitu Sulfur Recovery Unit (SRU) dimana unit ini berfungsi sebagai pengubah sulfur yang berbentuk acid gas menjadi produk yang berupa sulfur liquid. Selain itu pada unit SRU belum pernah dilakukan Total Maintenance dan Corrosion Mapping sebelumnya. Oleh karena itu, salah satu cara yang digunakan untuk mengetahui persebaran korosi yang terjadi pada unit ini adalah melakukan perancangan pemetaan korosi (Corrosion Mapping). Pemetaan korosi ini digambarkan dalam bentuk pemberian simbol warna pada Process Flow Diagram (PFD) peralatan Unit 93 pada Area 90 Sulfur Recovery Unit (SRU) serta penentuan jenis dan mekanisme korosinya menggunakan API standard 581.

METODOLOGI

Perancangan Corrosion Mapping ini dimulai dengan menentukan jumlah dan jenis peralatan yang terdapat pada Unit 93 SRU serta melakukan pengamatan langsung di lapangan baik peninjauan tempat, alat konstruksi maupun proses produksi secara keseluruhan, kemudian, mengumpulkan data dan dokumen seluruh peralatan kilang di Unit 93 pada Area 90 Sulfur Recovery Unit (SRU) PERTAMINA RU IV Cilacap antara lain sistem perpipaan, kolom, bejana tekan (pressure vessel), peralatan penukar panas (heat exchanger, cooler, condensor) dan sejenisnya dalam bentuk tabel pemetaan korosi. Setelah itu, melakukan studi literatur yang berhubungan dengan kegagalan

akibat modus korosi dan modus kerusakan lainnya yang terjadi di Sulfur Recovery Unit. Kemudian melakukan identifikasi dan evaluasi kerusakan akibat modus korosi dan modus lainnya yang mungkin terjadi pada seluruh sistem perpipaan dan peralatan unit 93 berdasarkan Standar API 581. Langkah selanjutnya adalah membuat peta korosi dalam bentuk diagram alir proses (PFD) yang dikodekan dalam simbol warna untuk masing-masing tingkat kerawanan korosi. Dan terakhir membuat kesimpulan dan saran/rekomendasi terhadap hasil pengkajian pemetaan korosi.

Gambar 1. Diagram Alir Perancangan


HASIL DAN PEMBAHASAN Penentuan Laju Korosi pada Thinning

Setelah melalui diketahui jenis korosi dan

kerusakan yang terjadi, kemudian ditentukan laju

korosi sesuai dengan standar API 581. Penentuan

laju korosi pada High Temperature Sulfidic /

Naphthenic Acid Corrosion dilakukan sesuai

dengan diagram alir pada G3 API Standard 581

kemudian disesuaikan dengan nilai laju korosi

pada tabel G21-25 API Standard 581. Penentuan

laju korosi pada High Temperature H2S / H2

Corrosion dilakukan sesuai dengan diagram alir

pada G4 API Standard 581 kemudian di sesuiakan

dengan nilai laju korosi pada tabel G27-32 API

Standard 581. Penentuan laju korosi pada Sour

Water Corrosion dilakukan sesuai dengan diagram

alir pada G7 API Standard 581 kemudian di

sesuiakan dengan nilai laju korosi pada tabel G45

API Standard 581. Penentuan laju korosi pada

High Temperature Oxidation dilakukan sesuai

dengan diagram alir pada G9 API Standard 581

kemudian di sesuiakan dengan nilai laju korosi

pada tabel G52A-B API Standard.

Laju korosi terhitung, Rc (calculated corrosion rate, mmpy) ditentukan berdasarkan data ketebalan yang diperoleh dari hasil inspeksi peralatan. Apabila data inspeksi tidak tersedia, maka laju korosi diperkirakan berdasarkan tabel-tabel yang tersedia dalam Appendix G, API 581, untuk setiap senyawa korosif yang dapat menyebabkan resiko Thinning, baik General Thinning maupun Localized Thinning. Estimasi laju korosi yang terdapat dalam setiap tabel adalah hasil perkiraan yang paling konservatif (laju korosi maksimum) untuk setiap kondisi (pada komposisi dan temperatur aktual maksimum, jika tidak tersedia maka menggunakan data

rancangan), dan diasumsikan sebagai

pendekatan terhadap laju korosi terhitung, RC.

High Temperature Sulfidic / Naphthenic Acid

Corrosion

Tabel 1 Data Requirements Perhitungan Laju Korosi High Temperature Sulfidic / Naphthenic Acid Corrosion

Contoh Perhitungan : Material = Carbon Steel Wt% Sulfur= (32.23/332.26) x 100% = 9.7% TAN = 1.0 mg/g Temperatur= Shell : 217oC (422oF) Tube : 300oC (572oF)

A B C D

Tag

No.

Deskrip

si Alat

Tekanan, kg/cm2

(mmHg a) Temperatur, [oC]

Rancan

gan Operasi

Rancanga

n Operasi

93-E

-401

Waste

Heat

Exchan

ger

Shell :

22

Tube :

3.5

Shell :

20.23

Tube :

0.58

Shell :

370

Tube :

343

Shell :

217

Tube :

300

E F G H

Fluida Kerja

Material

Corrosion

Allowanc

e [mm]

Korosi

Jenis Komposisi

[kg-mol/hr] Mekanisme

Laju

[mmpy]

Shell :

MP

Steam

Tube :

Gas

5.71 H2,

170 N2,

2.99 CO2,

20 H2S, 10

SO2, 32.23

Sulphur

Vapor, TAN

1.0 mg/g

Shell : SA

516 - 70

Tube : SA

179

Shell :

1.5 Tube :

3

Thinning : -

HT

Sulfidic/Na

phtenic

Corr

(Localized)


Tabel 2 Penentuan laju korosi untuk Carbon Steel (mpy) - (tabel G-17, API 581) Ra = CA/ 20

= 1.5/20 = 0.075 mmpy

Rc = 8 mpy *0.0254 = 0.2032 mmpy

Ra/Rc = 0.075/0.2032 = 0.37

Jadi, karena Ra/Rc < 1 maka Tingkat

Kerawanannya berada dalam kategori “Bahaya”

High Temperature H2S / H2 Corrosion Tabel 3 Data Requirements Perhitungan Laju Korosi High Temperature H2S / H2 Corrosion

Contoh Perhitungan : Material = Carbon Steel %mole H2S= (20/1.065) * 100% (%volume)= 0.187% Type Hydrocarbon = Gas Oil Temperatur= Shell : 175oC (347oF) Tabel 4 Penentuan laju korosi untuk Carbon Steel,

11/4 Cr, dan 21/4 Cr Steel (mpy) (tabel G-27, API

581) Ra = CA/ 20 = 3.175/20 = 0.1587 mmpy Rc = 3 mpy *0.0254 = 0.0762 mmpy Ra/Rc = 0.1587/0.0762 = 2.0833 Jadi, karena Ra/Rc > 2 maka Tingkat Kerawanannya berada dalam kategori “Aman”

E F G H

Fluida Kerja

Material

Corrosion

Allowanc

e [mm]

Korosi

Jenis Komposisi

[kg-mol/hr]

Mekanis

me

Laju

[mmpy]

ACID

GAS

5.71 H2, 170

N2, 2.99

CO2, 20 H2S,

10 SO2, 0.19

Sulphur

Vapor, 0.65

Sulphur

Liquid

Carbon

Steel

ASTM

A106

Gr.B

Seamles

s Pipes 3,175

Thinning

: - HT

H2S/H2

Corr(Ge

neral)

A B C D

Tag

No.

Deskripsi

Alat

Tekanan, kg/cm2


Rancan

gan Operasi

Rancan

gan Operasi

93-PL-

90701-

AK-14

-lh

Pipe from

93-E-402

A TUBE

SIDE to

93-E-403 3,5 0,49 210

175/17

3


Sour Water Corrosion Tabel 5 Data Requirements Perhitungan Laju Korosi Sour Water Corrosion

Contoh Perhitungan : Material = Carbon Steel Kp(%mole H2S) = (95.11/0.37)*100% (%volume) = 2.57% Velocity = 116.32 m/hr(0.11 fps) Tabel 6 Penentuan laju korosi untuk Carbon Steel,

11/4 Cr, dan 21/4 Cr Steel (mpy) (tabel G-45, API

581)

Ra = CA/ 20 = 3/20 = 0.15 mmpy Rc =300 mpy *0.0254 = 7.62 mmpy Ra/Rc = 0.15/7.62 = 0.0197 Jadi, karena Ra/Rc < 1 maka Tingkat Kerawanannya berada dalam kategori “Bahaya”

High Temperature Oxidation Tabel 7 Data Requirements Perhitungan Laju Korosi High Temperature Oxidation

A B C D

Tag

No.

Deskripsi

Alat

Tekanan, kg/cm2


Rancan

gan Operasi

Rancan

gan Operasi

93-F

-401

Reaction

Furnace

Burner 3,5 0,65 343 138

E F G H I

Fluida Kerja

Mate

rial

Corrosi

on

Allowa

nce

[mm]

Veloc

ity

Flow

[m/hr

]

Korosi

Jenis

Kompo

sisi

[kg-mo

l/hr]

Mekani

sme

Laju

[mm

py]

FUEL

GAS

3.32

CO2,

0.05

H2,

95.11

H2S

pH :

1-2

Carb

on

Steel 3

116,3

2

Thinnin

g : -

Sour

Water

Corr

(Gener

al)

A B C D

Tag No. Deskripsi

Alat

Tekanan, kg/cm2


Rancan

gan Operasi

Rancan

gan Operasi

93-HPC-

90803-U

-1.5-lh

Pipe from

93-E-403

SHELL

SIDE to

STEAM

TRAP

66,0

19,50

482,0

460,0

E F G H

Fluida Kerja

Material

Corrosion

Allowanc

e [mm]

Korosi

Jenis

Komposis

i

[kg-mol/h

r]

Mekani

sme Laju [mmpy]

HP

COND

Steam (02

&N2)

1 1/4%

Cr 1/2%

Mo A335

( Seamles

s Ferritic

Alloy

Steel

Pipe) 1.651

Thinnin

g : -

High

Temper

ature

Oxidati

on

(Gener

al)


Contoh Perhitungan : Material = 1 1/4% Cr 1/2% Mo A335 (Seamless Ferritic Alloy Steel Pipe) Temperatur = 460oC (860oF)

Tabel 8 Penentuan laju korosi untuk High Temperature Oxidation (Tabel G-52A, API 581) Ra = CA/ 20 = 1.651/20 = 0.0825 mmpy

Rc =2 mpy *0.0254 = 0.0508 mmpy

Ra/Rc =0.0825/0.0508 = 1.625

Jadi, karena Ra/Rc = 1-2 maka Tingkat

Kerawanannya berada dalam kategori “Waspada”

Penentuan Tingkat Kerawanan terhadap

Thinning

Setelah didapatkan nilai laju korosi

masing-masing jenis Thinning dari tiap-tiap

equipment, kemudian dilakukan penentuan tingkat

kerawanan dalam setiap equipment dengan

membandingkan laju korosi yang dibolehkan, Ra

(allowable corrosion rate, mmpy) yang dihitung

dari corrosion allowance (CA) perancangan

dibagi 20 tahun kerja, dengan laju korosi terhitung,

Rc (calculated corrosion rate, mmpy) sesuai

dengan Tabel 9 di bawah ini. Asumsi yang

diambil adalah umur teknis peralatan 20 tahun

dan laju penipisan (corrosion rates) konstan

selama umur pakai (20 tahun).

Tabel 9 Penentuan Tingkat Kerawanan terhadap Thinning

Laju Korosi

Terhitung

Berdasarkan

Data Operasi,

Rc

(Calculated

Corrosion

Rates)

Laju Korosi

Yang

Dibolehkan,

Ra, =

Corrosion

Allowance /

20

(Allowable

Corrosion

Rate)

Tingkat

Kerawanan

(Ra / Rc )

Laju korosi

terhitung,

Rc (mm/y)

Allowable

Corrosion

Rate,

Ra = CA/20

(mm/y)

Ra / Rc < 1

Bahaya

Ra / Rc =

1–2

Waspada

Ra / Rc > 2

Aman

(Based on API Standard 581)

Pemberian Simbol Warna Untuk Thinning

pada Process Flow Diagram (PFD) Unit 93

SRU Pemetaan korosi untuk Unit 93 pada Area 90

Sulfur Recovery Unit (SRU) PERTAMINA RU IV Cilacap dibuat berdasarkan perkiraan laju korosi dan penentuan tingkat kerawanan untuk masing-masing peralatan proses dan dinyatakan bahwa : a. Bila kondisi alat dinyatakan “bahaya”, maka

pada PFD diberi warna merah.

b. Bila kondisi alat dinyatakan “waspada”,

maka pada PFD diberi warna kuning.

c. Bila kondisi alat dinyatakan “aman”, maka

pada PFD diberi warna hijau.


Penentuan Tingkat Kerawanan terhadap Stress

Corrosion Cracking (SCC)

Sulfide Stress Cracking

Tabel 10 Data Requirements Tingkat Kerawanan

terhadap Sulfide Stress Cracking

Contoh Penentuan :

H2S Content = 250 ppm (T>100oC)

pH = 1-2

PWHT = No

Max Brinnell Hardness = 430

Tabel 11 Environmental Severity - (tabel H-9, API 581) Tabel 12 Kerawanan terhadap SSC - (tabel H-10, API 581)

Jadi, Tingkat Kerawanan terhadap SSC berada dalam kategori “High Susceptibility” Hydrogen-Induced Cracking dan

Stress-Oriented Hydrogen Induced Cracking

dalam Hydrogen Sulfide Service

(HIC/SOHIC-H2S) Tabel 13 Data Requirements Tingkat Kerawanan

terhadap HIC/SOHIC-H2S

A B C D E

Tag

No.

Deskrip

si Alat

Tekanan, kg/cm2


Fluida

Kerja

Rancan

gan

Oper

asi

Rancan

gan

Oper

asi Jenis

93-E

-401

Waste

Heat

Exchan

ger

Shell :

22

Tube :

3.5

Shell

:

20.23

Tube

: 0.58

Shell :

370

Tube :

343

Shell

: 217

Tube

: 300

Shell :

MP

Steam

Tube :

Gas

F G H I J I

Fluida

Kerja

Material

Max

Brinnel

Hardne

ss

PWHT Enviro

nment

al

Severit

y

Suscept

ibility

to SSC Komposisi

[kg-mol/hr]

Yes/No

5.71 H2,

170 N2,

2.99 CO2,

20 H2S, 10

SO2, 32.23

Sulphur

Vapor, H2S

250ppm,

pH 1-2

Shell :

SA 516

- 70

Tube :

SA 179 430 No

A B C D E

Tag

No.

Deskripsi

Alat

Tekanan, kg/cm2


Fluida

Kerja

Rancan

gan

Oper

asi

Rancan

gan

Oper

asi Jenis

93-E

-401

Waste Heat

Exchanger

Shell :

22

Tube :

3.5

Shell

:

20.23

Tube

: 0.58

Shell :

370

Tube :

343

Shell

: 217

Tube

: 300

Shell :

MP

Steam

Tube :

Gas

F G H I J I

Fluida

Kerja

Material

Max

Brinnel

Hardne

ss

PWHT Enviro

nment

al

Severit

y

Suscept

ibility

to SSC Komposisi

[kg-mol/hr]

Yes/No

5.71 H2,

170 N2,

2.99 CO2,

20 H2S, 10

SO2, 32.23

Sulphur

Vapor, H2S

250ppm,

pH 1-2

Shell :

SA 516

- 70

Tube :

SA 179 430 No


Contoh Penentuan : H2S Content =250 ppm (T>100oC) pH = 1-2 PWHT = No %mole/volume H2S=(20/1.065)*100% =0.54 % Tabel 14 Environmental Severity - (tabel H-12, API 581) Tabel 15 Kerawanan terhadap HIC/SOHIC - (tabel H-13, API 581) Jadi, Tingkat Kerawanan terhadap HIC/SOHIC berada dalam kategori “High Susceptibility”

Pemberian Simbol Warna Untuk Stress

Corrosion Cracking pada Process Flow

Diagram (PFD) Unit 93 SRU

Pemetaan korosi untuk Unit 93 pada Area 90 Sulfur Recovery Unit (SRU) PERTAMINA RU IV Cilacap dibuat berdasarkan perkiraan laju korosi dan penentuan tingkat kerawanan untuk masing-masing peralatan proses dan dinyatakan bahwa :

a. Bila kondisi alat dinyatakan “high

susceptibility”, maka pada PFD diberi

warna merah.

b. Bila kondisi alat dinyatakan “medium


warna kuning..

c. Bila kondisi alat dinyatakan “low


warna hijau.

d. Bila kondisi alat dinyatakan “not


warna biru.

F G H I J I

Fluida

Kerja

Material

Max

Brinnel

Hardne

ss

PWHT Enviro

nment

al

Severit

y

Suscept

ibility

to SSC Komposisi

[kg-mol/hr]

Yes/No

5.71 H2,

170 N2,

2.99 CO2,

20 H2S, 10

SO2, 32.23

Sulphur

Vapor, H2S

250ppm,

pH 1-2

Shell :

SA 516

- 70

Tube :

SA 179 430 No


Peta korosi Unit 93 Area 90 Sulfur Recovery Unit (SRU) Pertamina RU IV Cilacap

Gambar 2 Tingkat Kerawanan terhadap Thinning pada Sulfur Recovery Unit (SRU) Unit 93 Thermal Stage

Gambar 3 Tingkat Kerawanan terhadap Stress Corrosion Cracking (SCC) pada Sulfur Recovery Unit (SRU) Unit 93 Thermal Stage


Gambar 4 Tingkat Kerawanan terhadap Thinning pada Sulfur Recovery Unit (SRU) Unit 93 Claus Stage

Gambar 5 Tingkat Kerawanan terhadap Stress Corrosion Cracking (SCC) pada Sulfur Recovery Unit (SRU) Unit 93 Claus Stage


Gambar 6 Tingkat Kerawanan terhadap Thinning pada Sulfur Recovery Unit (SRU) Unit 93 Sulfur Storage And Degassing Stage Gambar 7 Tingkat Kerawanan terhadap Stress Corrosion Cracking (SCC) pada Sulfur Recovery Unit (SRU) Unit 93 Sulfur Storage And Degassing Stage


Analisa Tingkat Kerawanan Terhadap Korosi

pada Tiap Equipment Unit 93 Sulfur Recovery

Unit (SRU)

Korosi yang diperkirakan terjadi pada peralatan proses Unit 93 pada Area 90 Sulfur Recovery Unit (SRU) PERTAMINA RU IV Cilacap sebagian besar masih tergolong sebagai Korosi Temperatur Tinggi karena sebagian besar peralatan masih bekerja pada temperatur

operasi di atas 400F/ 204oC, dengan mekanisme yang berbeda-beda dan dapat digolongkan menjadi Thinning (general corrosion atau localized corrosion) dan Stress Corrosion Cracking (SCC). Sebagian besar peralatan di unit 93 terbuat dari material Carbon steel yang tidak tahan terhadap serangan korosi ini, mengingat fluida yang mengalir memiliki kandungan sulfur yang tinggi dan bersifat korosif. Hal ini mengakibatkan sebagian besar peralatan unit 93 berada dalam kategori tingkat kerawanan yang Bahaya untuk Thinning. Selain itu, sebagian besar peralatan di unit 93 tidak mengalami perlakuan PWHT setelah proses welding sehingga meningkatkan kerawanan terhadap SCC ke dalam kategori High Susceptibility. Senyawa korosif yang dapat menjadi penyebab utama korosi pada peralatan unit 93 adalah :

1. Sulfur (S), pada temperatur tinggi (T>200oC/400oF) dapat menyebabkan peralatan dari Baja mengalami Sulfidasi (High Temperature Sulfidic Corrosion) membentuk lapisan FeS yang tidak protektif dan pada lingkungan akuatik sebagai H2S yang dapat mengkorosikan hampir seluruh material.

2. Asam Naphtenat, pada temperatur

tinggi (T>200oC/400o) bersama-sama dengan

senyawa sulfur dapat menyebabkan korosi

setempat terutama pada baja (Localized

Corrosion).

KESIMPULAN dan SARAN Kesimpulan

Peta Korosi Unit 93 Area 90 Sulfur Recovery

Unit (SRU) PERTAMINA RU IV Cilacap

menunjukkan bahwa sebagian besar peralatan

proses yang terdapat di Unit 93 berada dalam

kondisi Bahaya, dalam arti sangat rawan terhadap

korosi. Pada umumnya korosi pada peralatan

proses Unit 93 mengikuti mekanisme Thinning

(general corrosion dan localized corrosion) yaitu

High Temperature Sulfidic / Naphthenic Acid

Corrosion, High Temperature H2S / H2 Corrosion,

Sour Water Corrosion dan High Temperature

Oxidation yang disebabkan impurities pada aliran

proses berupa kandungan senyawa sulfur dan

naphthenic acid. Selain itu, sebagian besar

peralatan proses Unit 93 ini rawan (dalam

kategori High Susceptibility) terhadap Stress

Corrosion Cracking yaitu Sulfide Stress Cracking

dan HIC/SOHIC-H2S. Peralatan pada Unit 93

yang memiliki tingkat kerawanan dalam kategori

Bahaya berjumlah 6 buah pada Thermal Stage, 29

buah pada Claus Stage, dan 17 buah pada Sulfur

Storage and Degassing Stage. Sedangkan

peralatan pada Unit 93 yang memiliki tingkat

kerawanan dalam kategori Waspada berjumlah 19

buah dan peralatan pada Unit 93 yang memiliki

tingkat kerawanan terhadap SCC dalam kategori

High Susceptibility berjumlah 44 buah.


Saran dan Rekomendasi 1. Pemetaan korosi Unit 93 Sulfur Recovery

Unit (SRU) PERTAMINA RU IV Cilacap memberikan indikasi peralatan yang berada pada kondisi Bahaya, Waspada dan Aman. Peralatan dengan kondisi Bahaya perlu diinspeksi dengan intensitas lebih sering daripada inspeksi rutin, yaitu dilakukan pada setiap shutdown dan turnaround. Peralatan dengan kondisi Waspada perlu diinspeksi dengan intensitas lebih sering daripada inspeksi rutin, namun tidak sekerap pada peralatan dengan kondisi Bahaya, yaitu pada shutdown/turnaround besar.

2. Untuk peralatan pada kondisi BAHAYA maka tingkat kategori inspeksi harus dinaikkan menjadi kategori Highly Effective yang berarti harus mencakup 50 - 100% coverage. Bila diperlukan maka disarankan untuk mengganti material peralatan dengan material yang immune terhadap modus kerusakan yang berkaitan. Untuk peralatan pada kondisi WASPADA maka tingkat kategori inspeksi juga harus dinaikkan menjadi kategori Highly Effective yang berarti harus mencakup 50 - 100% coverage. Untuk peralatan pada kondisi AMAN maka tingkat kategori inspeksi masih cukup dengan Fairly Effective yang berarti mencakup 20 -30 % coverage.

3. Perlu dilakukan pemeriksaan ketebalan alat (remaining wall thickness) pada seluruh peralatan proses di Unit 93, untuk mengetahui kondisi masing-masing peralatan proses dan menentukan sisa umur pakai peralatan proses. Selain itu, juga

perlu dilakukan Hardness Test untuk mengetahui tingkat kekerasan material yang nantinya berpengaruh dalam menentukan kerawanan terhadap cracking.

4. Metoda pengendalian korosi dan monitoring yang disarankan adalah sebagai berikut :

Intensifikasi sampling pada inlet dan outlet peralatan yang rawan korosi

Pengujian skala laboratorium dengan mensimulasikan kondisi operasi proses yang sesuai dengan kondisi operasi peralatan yang rawan korosi.

5. Untuk peralatan yang rawan terhadap Stress Corrosion Cracking maka perlu segera dilakukan Post Weld Heat Treatment (PWHT) agar menghilangkan tegangan sisa pada saat setelah pengelasan sehingga mengurangi tingkat kerawanan terhadap SCC.

6. Dalam program pemetaan korosi yang

merupakan bagian dari program Risk Based Inspection (RBI), keberadaan dan akurasi data (terutama data fluida proses, data operasi, data peralatan dan data inspeksi) menjadi parameter yang sangat penting. Oleh karena itu kompilasi data yang rapi dan akurat dan keterlibatan seluruh pihak yang berkepentingan dengan operasi kilang PERTAMINA RU IV Cilacap sangat perlu dilakukan agar program pemetaan korosi dapat menghasilkan suatu analisa yang handal.


DAFTAR PUSTAKA Garcia, L. A. C. J., Joia, C. J. B. M., Cardoso, E.

M. and Mattos, O. R. ( 2001). Electrochemical methods in corrosion on petroleum industry: Laboratory and field results. Electrochimica Acta

Qu, D.R., Zheng, Y.G., Jing H.M., Yao, Z.M., and Ke, W. (2005). High temperature naphthenic acid corrosion and sulphidic corrosion of Q235 and 5Cr1/2Mo steels in synthetic refining media. Corrosion Science

Ye´pez, Omar. (2004). Influence of different sulfur compounds on corrosion due to naphthenic acid. Fuel 84 (2005) 97–104

Vagapov, R. K., Frolova, L. V., & Kuznetsov, Y. I. (2002). Inhibition effect of Schiff bases on steel hydrogenation in H2S-containing media. Protection of Metals, 38(1), 27–31

Lins, V.F.C., Guimaraes, E.M. (2006). Failure of a heat exchanger generated by an excess of SO2 and H2S in the Sulfur Recovery Unit of a petroleum refinery. Journal of Loss Prevention in the Process Industries 20 (2007) 91–97

Zhao, Ming-Chun., Liu, Ming., Atrens, Andrej., Shan, Yi-Yin., Yang, Ke. (2007). Effect of applied stress and microstructure on sulfide stress cracking resistance of pipeline steels subject to hydrogen sulfide. Materials Science and Engineering A 478 (2008) 43–47

Domizzi, G., Anteri, G., J. Garcia, Ovejero. (2000). Influence of sulphur content and inclusion distribution on the hydrogen induced blister cracking in pressure

vessel and pipeline steels. Corrosion Science 43 (2001) 325±339

Carneiro, Roge rio Augusto., Ratnapuli, Rajindra Clement., Lins, V.F.C. (2003). The influence of chemical composition and microstructure of API linepipe steels on hydrogen induced cracking and sulfide stress corrosion cracking. Materials Science and Engineering A357 (2003) 104_/110

Bahan Bacaan American Petroleum Institute, Risk Based

Inspection Base Resource Document, API Publication 581, Edisi ke-1, May 2000.

ASM Handbook, Corrosion, Volume 13, ASM International Publication, Edisi ke-9, 1987

NACE, Corrosion Data Survey, NACE Publication, Metal Section, Edisi ke-6, 1985.

Nalco Chemical Company, “Desalting Study Guide, Section 1 : Desalting Overview”, 1997.

ASM Handbook, Properties and Selection: Iron, Steels, and High Performance Alloys, Volume 1, ASM International Publication, Edisi ke-10, 1990.

PEMETAAN KOROSI (CORROSION MAPPING) PADA...

Documents

Transcript of PEMETAAN KOROSI (CORROSION MAPPING) PADA...