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 dimas_prayudi89@yahoo.com 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.
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 (mmHg a) Temperatur, [ oC] 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 (mmHg a) Temperatur, [ oC] 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 (mmHg a) Temperatur, [ oC] 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
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 (mmHg a) Temperatur, [ oC] 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 (mmHg a) Temperatur, [ oC] 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 susceptibility”, maka pada PFD diberi warna kuning..
c. Bila kondisi alat dinyatakan “low susceptibility”, maka pada PFD diberi warna hijau.
d. Bila kondisi alat dinyatakan “not susceptibility”, maka pada PFD diberi 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.
