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.
pengukuran potensi korosi, erosi, atau pemetaan
PENDAHULUAN Korosi adalah permasalahan utama yang
seluruh
ketebalan
dinding
dari
tiap-tiap
terjadi pada peralatan-peralatan logam yang ada
equipment yang terdapat pada suatu unit kerja.
di perusahaan-perusahaan manapun. Pemetaan
Metode ini sangat efektif untuk menggambarkan
korosi (Corrosion Mapping) adalah suatu
persebaran permasalahan korosi pada suatu unit
metode
mencari,
kerja yang dapat memberikan informasi untuk
melakukan
menetapkan laju korosi, panjang umur sisa,
yang
mengungkap,
bertujuan memetakan
untuk dan
Jurusan Teknik Material dan Metalurgi FTI-ITS
1
pemeliharaan,
dan
siklus
perbaikan
akibat modus korosi dan modus kerusakan
dari
lainnya yang terjadi di Sulfur Recovery Unit.
peralatan.
Kemudian melakukan identifikasi dan evaluasi
PT Pertamina (Persero) RU IV Cilacap akan
kerusakan akibat modus korosi dan modus
permasalahan korosi yaitu Sulfur Recovery Unit
lainnya yang mungkin terjadi pada seluruh
(SRU) dimana unit ini berfungsi sebagai
sistem
pengubah sulfur yang berbentuk acid gas
berdasarkan
menjadi produk yang berupa sulfur liquid.
selanjutnya adalah membuat peta korosi dalam
Selain itu pada unit SRU belum pernah
bentuk diagram alir
dilakukan Total Maintenance dan Corrosion
dikodekan
Mapping sebelumnya. Oleh karena itu, salah
masing-masing tingkat kerawanan korosi. Dan
satu cara yang digunakan untuk mengetahui
terakhir
persebaran korosi yang terjadi pada unit ini
saran/rekomendasi terhadap hasil pengkajian
adalah melakukan perancangan pemetaan korosi
pemetaan korosi.
memiliki
unit
yang
sangat
rentan
perpipaan
dan
Standar
dalam membuat
peralatan API proses
simbol
581.
unit
Langkah
(PFD) yang warna
untuk
kesimpulan
(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)
mekanisme
serta
penentuan
korosinya
jenis
dan
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 penukar
tekan panas
(pressure
vessel),
(heat
exchanger,
peralatan cooler,
condensor) dan sejenisnya dalam bentuk tabel
Gambar 1. Diagram Alir Perancangan
pemetaan korosi. Setelah itu, melakukan studi literatur yang berhubungan dengan kegagalan
Jurusan Teknik Material dan Metalurgi FTI-ITS
2
93
dan
HASIL DAN PEMBAHASAN
rancangan),
dan
diasumsikan
sebagai
Penentuan Laju Korosi pada Thinning
pendekatan terhadap laju korosi terhitung, RC.
Setelah melalui diketahui jenis korosi dan kerusakan yang terjadi, kemudian ditentukan laju
High Temperature Sulfidic / Naphthenic Acid
korosi sesuai dengan standar API 581. Penentuan
Corrosion
laju korosi pada High Temperature Sulfidic /
Tabel 1 Data Requirements Perhitungan Laju
Naphthenic Acid Corrosion dilakukan sesuai
Korosi High Temperature Sulfidic / Naphthenic
dengan diagram alir pada G3 API Standard 581
Acid Corrosion
kemudian disesuaikan dengan nilai laju korosi
A
pada tabel G21-25 API Standard 581. Penentuan
B
C
D
Tekanan, kg/cm2
laju korosi pada High Temperature H2S / H2 Corrosion dilakukan sesuai dengan diagram alir pada G4 API Standard 581 kemudian di sesuiakan
Tag
Deskrip
No.
si Alat
Temperatur, [oC]
(mmHg a) Rancan gan
dengan nilai laju korosi pada tabel G27-32 API
Rancanga
Operasi
Standard 581. Penentuan laju korosi pada Sour
Waste
Shell :
Shell :
Shell
Water Corrosion dilakukan sesuai dengan diagram
Heat
22
20.23
370
alir pada G7 API Standard 581 kemudian di
93-E
Exchan
Tube :
Tube :
Tube
sesuiakan dengan nilai laju korosi pada tabel G45
-401
ger
3.5
0.58
343
API Standard 581. Penentuan laju korosi pada
E
High Temperature Oxidation dilakukan sesuai
F
Fluida Kerja
dengan diagram alir pada G9 API Standard 581 kemudian di sesuiakan dengan nilai laju korosi
Jenis
pada tabel G52A-B API Standard.
Komposisi
Material
:
Shell : 217
:
Tube : 300
G
H
Corrosion
Korosi
Allowanc e [mm]
[kg-mol/hr]
Operasi
n
Mekanisme
5.71 H2,
Laju korosi terhitung, Rc (calculated corrosion rate, mmpy) ditentukan berdasarkan
170 N2,
data ketebalan yang diperoleh dari hasil
2.99 CO2,
Thinning : -
Shell :
20 H2S, 10
HT
MP
SO2, 32.23
Shell : SA
berdasarkan tabel-tabel yang tersedia dalam
Steam
Sulphur
516 - 70
Shell :
phtenic
Appendix G, API 581, untuk setiap senyawa
Tube :
Vapor, TAN
Tube : SA
1.5 Tube :
Corr
Gas
1.0 mg/g
179
3
(Localized)
inspeksi peralatan. Apabila data inspeksi tidak tersedia,
korosif
maka
yang
laju
dapat
korosi
diperkirakan
menyebabkan
resiko
Contoh Perhitungan :
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
Material =
Carbon Steel
Wt% Sulfur=
(32.23/332.26) x 100%
TAN
(pada
=
9.7%
=
1.0 mg/g
Temperatur=
komposisi dan temperatur aktual maksimum,
Shell : 217oC (422oF) Tube : 300oC (572oF)
jika tidak tersedia maka menggunakan data
Jurusan Teknik Material dan Metalurgi FTI-ITS
Sulfidic/Na
3
Laju [mmpy]
Tabel 2 Penentuan laju korosi untuk Carbon
E
Steel (mpy) - (tabel G-17, API 581)
F
Fluida Kerja Komposisi
Jenis
Material
G
H
Corrosion
Korosi
Allowanc
Mekanis
Laju
e [mm]
me
[mmpy]
[kg-mol/hr] 5.71 H2, 170 N2,
2.99
Carbon
CO2, 20 H2S,
Steel
10 SO2, 0.19
ASTM
Thinning
Sulphur
A106
: - HT
Gr.B
H2S/H2 Corr(Ge
Vapor,
0.65
ACID
Sulphur
Seamles
GAS
Liquid
s Pipes
3,175
neral)
Contoh Perhitungan :
Ra = =
=
%mole H2S=
(20/1.065) * 100%
(%volume)=
0.187%
Temperatur=
0.075 mmpy
Rc =
8 mpy *0.0254 =
Ra/Rc
=
0.2032 mmpy
0.075/0.2032 =
Jadi, karena
Carbon Steel
Type Hydrocarbon =
CA/ 20 1.5/20
Material =
Gas Oil
Shell : 175oC (347oF)
Tabel 4 Penentuan laju korosi untuk Carbon Steel,
0.37
11/4 Cr, dan 21/4 Cr Steel (mpy) (tabel G-27, API
Ra/Rc < 1 maka Tingkat
581)
Kerawanannya berada dalam kategori “Bahaya”
High Temperature H2S / H2 Corrosion Tabel 3 Data Requirements Perhitungan Laju Korosi High Temperature H2S / H2 Corrosion A
B
C
D
Tekanan, kg/cm2 Tag
Deskripsi
No.
Alat
(mmHg a) Rancan gan
Operasi
Temperatur, [oC] Rancan gan
Ra =
Operasi
=
CA/ 20 3.175/20 =
0.1587 mmpy
Pipe from
Rc =
3 mpy *0.0254 = 0.0762 mmpy
93-PL-
93-E-402
Ra/Rc
= 0.1587/0.0762
90701-
A TUBE
AK-14
SIDE
-lh
93-E-403
Jadi, karena
to
175/17 3,5
0,49
210
Jurusan Teknik Material dan Metalurgi FTI-ITS
=
2.0833
Ra/Rc > 2 maka Tingkat
Kerawanannya berada dalam kategori “Aman”
3
4
Sour Water Corrosion
Ra =
Tabel 5 Data Requirements Perhitungan Laju
Rc
=300 mpy *0.0254 = 7.62 mmpy
Korosi Sour Water Corrosion
Ra/Rc
= 0.15/7.62 =
A
B
C
Tag
Deskripsi
No.
Alat
gan
Furnace
-401
Burner
Temperatur, [ C]
High Temperature Oxidation
Rancan
Operasi
Tabel 7 Data Requirements Perhitungan Laju
Operasi
gan
Korosi High Temperature Oxidation A
3,5
E
0,65
F
Fluida Kerja Kompo Jenis
Mate
sisi
rial
[kg-mo l/hr]
343
G
H
Corrosi
Veloc
Tag No.
Allowa
Flow
Mekani
nce
[m/hr
sme
[mm]
]
Thinnin
0.05
g: -
H2,
Sour
95.11
Water
pH
GAS
1-2
:
Laju
Pipe
[mm
Steel
3
Rancan
116,3
(Gener
2
al)
Carbon Steel
Kp(%mole H2S)
= (95.11/0.37)*100%
(%volume)
=
Velocity =
116.32 m/hr(0.11 fps)
Rancan gan
from
93-HPC-
SIDE
90803-U
STEAM
-1.5-lh
TRAP
to
66,0
E
F
19,50
482,0
G
Korosi Corrosion
Komposis Jenis
i
Material
[kg-mol/h
Allowanc
Mekani
e [mm]
sme
r] Thinnin
2.57%
g: 1
1/4%
High
Cr 1/2%
Temper
1 /4 Cr, dan 2 /4 Cr Steel (mpy) (tabel G-45, API
Mo A335
ature
581)
( Seamles
Oxidati
s Ferritic
on
1
Jurusan Teknik Material dan Metalurgi FTI-ITS
5
460,0
H
Fluida Kerja
Tabel 6 Penentuan laju korosi untuk Carbon Steel, 1
Operasi
SHELL
Contoh Perhitungan : Material =
Operasi
Temperatur, [oC]
93-E-403
py]
Corr
on
Alat
gan
ity
D
(mmHg a)
Deskripsi
Korosi
on
Carb
C Tekanan, kg/cm2
I
CO2,
H2S
B
138
3.32
FUEL
Ra/Rc < 1 maka Tingkat
Kerawanannya berada dalam kategori “Bahaya”
Reaction 93-F
0.0197
o
(mmHg a) Rancan
Jadi, karena
D
Tekanan, kg/cm2
CA/ 20 = 3/20 = 0.15 mmpy
Alloy
(Gener al)
HP
Steam (02
Steel
COND
&N2)
Pipe)
1.651
Laju [mmpy]
Contoh Perhitungan :
Tabel
Material = 1 1/4% Cr 1/2% Mo A335
terhadap Thinning
(Seamless Ferritic Alloy Steel Pipe)
9
Penentuan
Tingkat
Kerawanan
Laju Korosi
Laju Korosi
Tingkat
Terhitung
Yang
Kerawanan
Tabel 8 Penentuan laju korosi untuk High
Berdasarkan
Dibolehkan,
(Ra / Rc )
Temperature Oxidation (Tabel G-52A, API 581)
Data Operasi,
Ra, =
Rc
Corrosion
(Calculated
Allowance /
Corrosion
20
Rates)
(Allowable
Temperatur
=
o
o
460 C (860 F)
Corrosion Rate) Allowable
Ra / Rc
terhitung,
Corrosion
Bahaya
Rc (mm/y)
Rate,
Ra / Rc
=
Ra = CA/20
1–2
(mm/y)
Waspada
Laju Ra =
CA/ 20 = 1.651/20 = 0.0825 mmpy
Rc
=2 mpy *0.0254
Ra/Rc
=0.0825/0.0508
Jadi, karena
= 0.0508 mmpy =
1.625
korosi
Ra/Rc = 1-2 maka Tingkat
Ra / Rc
Kerawanannya berada dalam kategori “Waspada”
< 1
> 2
Aman
(Based on API Standard 581) Penentuan
Tingkat
Kerawanan
terhadap Pemberian Simbol Warna Untuk Thinning
Thinning Setelah
didapatkan
nilai
laju
korosi
pada Process Flow Diagram (PFD) Unit 93
masing-masing jenis Thinning dari tiap-tiap
SRU
equipment, kemudian dilakukan penentuan tingkat kerawanan
dalam setiap
equipment
Pemetaan korosi untuk Unit 93 pada Area 90
dengan
Sulfur Recovery Unit (SRU) PERTAMINA RU
membandingkan laju korosi yang dibolehkan, Ra
IV Cilacap dibuat berdasarkan perkiraan laju
(allowable corrosion rate, mmpy) yang dihitung
korosi dan penentuan tingkat kerawanan untuk
dari corrosion allowance (CA) perancangan
masing-masing peralatan proses dan dinyatakan
dibagi 20 tahun kerja, dengan laju korosi terhitung,
bahwa :
Rc (calculated corrosion rate, mmpy) sesuai
a.
dengan Tabel 9 di bawah ini. Asumsi yang
Bila kondisi alat dinyatakan “bahaya”, maka pada PFD diberi warna merah.
diambil adalah umur teknis peralatan 20 tahun
b.
dan laju penipisan (corrosion rates) konstan
Bila kondisi alat dinyatakan “waspada”, maka pada PFD diberi warna kuning.
selama umur pakai (20 tahun).
c. Bila kondisi alat dinyatakan “aman”, maka pada PFD diberi warna hijau.
Jurusan Teknik Material dan Metalurgi FTI-ITS
6
Penentuan Tingkat Kerawanan terhadap Stress
Tabel 11 Environmental Severity - (tabel H-9,
Corrosion Cracking (SCC)
API 581)
Sulfide Stress Cracking Tabel 10 Data Requirements Tingkat Kerawanan terhadap Sulfide Stress Cracking A
B
C
D
Tekanan, kg/cm2 Tag
Deskrip
No.
si Alat
E
Temperatur, [oC]
(mmHg a) Rancan
Oper
Rancan
Oper
gan
asi
gan
asi
Shell
Fluida Kerja
Shell :
Shell :
:
Shell :
Shell
MP
Heat
22
20.23
370
: 217
Steam
93-E
Exchan
Tube :
Tube
Tube :
Tube
Tube :
-401
ger
3.5
: 0.58
343
: 300
Gas
G
H
Fluida
Max
Kerja
Brinnel
Komposisi
Material
H2,
170
N2,
I PWHT
Yes/No
ss
[kg-mol/hr] 5.71
Hardne
H-10, API 581)
Jenis
Waste
F
Tabel 12 Kerawanan terhadap SSC - (tabel
J
Jadi, Tingkat Kerawanan terhadap SSC berada
I
Enviro
Suscept
nment
ibility
al
to SSC
dalam kategori “High Susceptibility” Hydrogen-Induced
Cracking
dan
Stress-Oriented Hydrogen Induced Cracking
Severit
dalam
y
Hydrogen
Sulfide
Service
(HIC/SOHIC-H2S) Tabel 13 Data Requirements Tingkat Kerawanan terhadap HIC/SOHIC-H2S
2.99 CO2, 20 H2S, 10
A
SO2, 32.23
Shell
Sulphur
SA 516
Vapor, H2S
-
250ppm,
Tube
pH 1-2
SA 179
B
:
C
D
E
2
Tekanan, kg/cm
70
Tag
Deskripsi
No.
Alat
: 430
1-2
PWHT
=
No
Oper
Rancan
Oper
gan
asi
gan
asi
Shell
H2S Content = 250 ppm (T>100oC) =
Rancan
No
Contoh Penentuan : pH
(mmHg a)
Max Brinnell Hardness = 430
Jurusan Teknik Material dan Metalurgi FTI-ITS
Temperatur, [oC]
7
Fluida Kerja Jenis Shell
Shell :
:
Shell :
Shell
MP
22
20.23
370
: 217
Steam
93-E
Waste Heat
Tube :
Tube
Tube :
Tube
Tube
-401
Exchanger
3.5
: 0.58
343
: 300
Gas
:
:
F
G
H
Fluida
Max
Kerja
Brinnel
Komposisi
Material
Hardne
H2,
170
N2,
PWHT
Yes/No
ss
[kg-mol/hr] 5.71
I
J
Pemberian
I
Enviro
Suscept
nment
ibility
al
to SSC
Corrosion
Simbol
Warna
Untuk
Stress
Cracking
pada
Process
Flow
Diagram (PFD) Unit 93 SRU
Pemetaan korosi untuk Unit 93 pada Area 90 Sulfur Recovery Unit (SRU) PERTAMINA RU
Severit
IV Cilacap dibuat berdasarkan perkiraan laju
y
korosi dan penentuan tingkat kerawanan untuk masing-masing peralatan proses dan dinyatakan bahwa :
2.99 CO2,
a.
20 H2S, 10 SO2, 32.23
Shell
Sulphur
SA 516
Vapor, H2S
-
250ppm,
Tube
pH 1-2
SA 179
Bila
kondisi
alat
dinyatakan
“high
susceptibility”, maka pada PFD diberi
:
warna merah. b.
70
Bila kondisi alat dinyatakan “medium susceptibility”, maka pada PFD diberi
: 430
warna kuning..
No
c.
Contoh Penentuan : H2S Content
=250 ppm (T>100oC)
pH
=
1-2
PWHT
=
No
kondisi
alat
dinyatakan
“low
susceptibility”, maka pada PFD diberi warna hijau. d.
Bila
kondisi
alat
dinyatakan
“not
susceptibility”, maka pada PFD diberi
%mole/volume H2S=(20/1.065)*100% =0.54 %
warna biru.
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”
Jurusan Teknik Material dan Metalurgi FTI-ITS
Bila
8
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
Jurusan Teknik Material dan Metalurgi FTI-ITS
9
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
Jurusan Teknik Material dan Metalurgi FTI-ITS
10
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
Jurusan Teknik Material dan Metalurgi FTI-ITS
11
Analisa Tingkat Kerawanan Terhadap Korosi
setempat
terutama
pada Tiap Equipment Unit 93 Sulfur Recovery
Corrosion).
pada
baja
(Localized
Unit (SRU)
Korosi yang diperkirakan terjadi pada
KESIMPULAN dan SARAN
peralatan proses Unit 93 pada Area 90 Sulfur
Kesimpulan
Recovery Unit (SRU) PERTAMINA RU IV
Peta Korosi Unit 93 Area 90 Sulfur Recovery
Cilacap sebagian besar masih tergolong sebagai
Unit (SRU) PERTAMINA RU IV Cilacap
Korosi Temperatur Tinggi karena sebagian
menunjukkan bahwa sebagian besar peralatan
besar peralatan masih bekerja pada temperatur
proses yang terdapat di Unit 93 berada dalam
o
dengan
kondisi Bahaya, dalam arti sangat rawan terhadap
mekanisme yang berbeda-beda dan dapat
korosi. Pada umumnya korosi pada peralatan
operasi
di
atas
digolongkan
400F/
Thinning
(general
proses Unit 93 mengikuti mekanisme Thinning
corrosion atau localized corrosion) dan Stress
(general corrosion dan localized corrosion) yaitu
Corrosion Cracking (SCC). Sebagian besar
High Temperature Sulfidic / Naphthenic Acid
peralatan di unit 93 terbuat dari material Carbon
Corrosion, High Temperature H2S / H2 Corrosion,
steel yang tidak tahan terhadap serangan korosi
Sour Water Corrosion dan High Temperature
ini, mengingat fluida yang mengalir memiliki
Oxidation yang disebabkan impurities pada aliran
kandungan sulfur yang tinggi dan bersifat
proses berupa kandungan senyawa sulfur dan
korosif. Hal ini mengakibatkan sebagian besar
naphthenic acid. Selain itu, sebagian besar
peralatan unit 93 berada dalam kategori tingkat
peralatan proses Unit 93 ini rawan (dalam
kerawanan yang Bahaya untuk Thinning. Selain
kategori High Susceptibility) terhadap Stress
itu, sebagian besar peralatan di unit 93 tidak
Corrosion Cracking yaitu Sulfide Stress Cracking
mengalami perlakuan PWHT setelah proses
dan HIC/SOHIC-H2S. Peralatan pada Unit 93
welding sehingga meningkatkan kerawanan
yang memiliki tingkat kerawanan dalam kategori
High
Bahaya berjumlah 6 buah pada Thermal Stage, 29
terhadap
menjadi
204 C,
SCC
ke
dalam
kategori
Susceptibility.
buah pada Claus Stage, dan 17 buah pada Sulfur
Senyawa korosif yang dapat menjadi penyebab
Storage
utama korosi pada peralatan unit 93 adalah :
peralatan pada Unit 93 yang memiliki tingkat
1.
Sulfur (S), pada temperatur tinggi o
and
Degassing
Stage.
Sedangkan
kerawanan dalam kategori Waspada berjumlah 19
o
(T>200 C/400 F) dapat menyebabkan peralatan
buah dan peralatan pada Unit 93 yang memiliki
dari
tingkat kerawanan terhadap SCC dalam kategori
Baja
mengalami
Sulfidasi
(High
Temperature Sulfidic Corrosion) membentuk
High Susceptibility berjumlah 44 buah.
lapisan FeS yang tidak protektif dan pada lingkungan akuatik sebagai H2S yang dapat mengkorosikan hampir seluruh material. 2.
Asam o
Naphtenat,
pada
temperatur
o
tinggi (T>200 C/400 ) bersama-sama dengan senyawa
sulfur
dapat
menyebabkan
Jurusan Teknik Material dan Metalurgi FTI-ITS
korosi
12
Saran dan Rekomendasi
perlu dilakukan Hardness Test untuk
1.
Pemetaan korosi Unit 93 Sulfur Recovery
mengetahui tingkat kekerasan material
Unit (SRU) PERTAMINA RU IV Cilacap
yang
memberikan indikasi peralatan yang berada
menentukan kerawanan terhadap cracking. 4.
pada kondisi Bahaya, Waspada dan Aman.
Metoda
pengendalian
dalam
korosi
dan
monitoring yang disarankan adalah sebagai
diinspeksi dengan intensitas lebih sering
berikut :
daripada inspeksi rutin, yaitu dilakukan
Intensifikasi sampling pada inlet dan outlet peralatan yang rawan korosi
Peralatan dengan kondisi Waspada perlu
Pengujian skala laboratorium dengan
diinspeksi dengan intensitas lebih sering
mensimulasikan
daripada inspeksi rutin, namun tidak
proses yang sesuai dengan kondisi
sekerap pada peralatan dengan kondisi
operasi peralatan yang rawan korosi. 5.
Bahaya, yaitu pada shutdown/turnaround
kondisi
operasi
Untuk peralatan yang rawan terhadap
besar.
Stress Corrosion Cracking maka perlu
Untuk peralatan pada kondisi BAHAYA
segera
maka tingkat kategori inspeksi harus
Treatment (PWHT) agar menghilangkan
Highly
tegangan sisa pada saat setelah pengelasan
Effective yang berarti harus mencakup 50 -
sehingga mengurangi tingkat kerawanan
100% coverage. Bila diperlukan maka
terhadap SCC.
dinaikkan
disarankan
menjadi
untuk
kategori
mengganti
6.
material
dilakukan
Post
Weld
Heat
Dalam program pemetaan korosi yang
peralatan dengan material yang immune
merupakan bagian dari program Risk
terhadap modus kerusakan yang berkaitan.
Based Inspection (RBI), keberadaan dan
Untuk peralatan pada kondisi WASPADA
akurasi data (terutama data fluida proses,
maka tingkat kategori inspeksi juga harus
data operasi, data peralatan dan data
Highly
inspeksi) menjadi parameter yang sangat
Effective yang berarti harus mencakup 50 -
penting. Oleh karena itu kompilasi data
100% coverage. Untuk peralatan pada
yang rapi dan akurat dan keterlibatan
kondisi AMAN maka tingkat kategori
seluruh pihak yang berkepentingan dengan
inspeksi masih cukup dengan Fairly
operasi kilang PERTAMINA RU IV
Effective yang berarti mencakup 20 -30 %
Cilacap
coverage.
program
Perlu dilakukan pemeriksaan ketebalan alat
menghasilkan suatu analisa yang handal.
dinaikkan
3.
berpengaruh
Peralatan dengan kondisi Bahaya perlu
pada setiap shutdown dan turnaround.
2.
nantinya
menjadi
kategori
(remaining wall thickness) pada seluruh peralatan proses mengetahui
di
kondisi
Unit
93,
untuk
masing-masing
peralatan proses dan menentukan sisa umur pakai peralatan proses. Selain itu, juga
Jurusan Teknik Material dan Metalurgi FTI-ITS
13
sangat
perlu
pemetaan
dilakukan agar korosi
dapat
vessel and pipeline steels. Corrosion
DAFTAR PUSTAKA
Science 43 (2001) 325±339 Garcia, L. A. C. J., Joia, C. J. B. M., Cardoso, E. M.
and
Mattos,
O.
R.
(
Carneiro,
Roge´rio
Augusto.,
Ratnapuli,
2001).
Rajindra Clement., Lins, V.F.C. (2003).
Electrochemical methods in corrosion on
The influence of chemical composition
petroleum industry: Laboratory and field
and microstructure of API linepipe steels
results. Electrochimica Acta
on hydrogen induced cracking and sulfide
Qu, D.R., Zheng, Y.G., Jing H.M., Yao, Z.M.,
stress
corrosion
cracking.
and Ke, W. (2005). High temperature
Materials Science and Engineering A357
naphthenic acid corrosion and sulphidic
(2003) 104_/110
corrosion of Q235 and 5Cr1/2Mo steels in synthetic refining media. Corrosion
Bahan Bacaan
Science
American Petroleum Institute, Risk Based
Ye´pez, Omar. (2004). Influence of different
Inspection Base Resource Document, API
sulfur compounds on corrosion due to
Publication 581, Edisi ke-1, May 2000.
naphthenic acid. Fuel 84 (2005) 97–104
ASM Handbook, Corrosion, Volume 13, ASM International Publication, Edisi ke-9,
Vagapov, R. K., Frolova, L. V., & Kuznetsov, Y.
1987
I. (2002). Inhibition effect of Schiff bases
NACE,
on steel hydrogenation in H2S-containing
Corrosion
Data
Survey,
NACE
media. Protection of Metals, 38(1),
Publication, Metal Section, Edisi ke-6,
27–31
1985.
Lins, V.F.C., Guimaraes, E.M. (2006). Failure
Nalco Chemical Company, “Desalting Study
of a heat exchanger generated by an
Guide, Section 1 : Desalting Overview”,
excess of SO2 and H2S in the Sulfur
1997.
Recovery Unit of a petroleum refinery.
ASM Handbook, Properties and Selection: Iron,
Journal of Loss Prevention in the Process
Steels, and High Performance Alloys,
Industries 20 (2007) 91–97
Volume 1, ASM International Publication, Edisi ke-10, 1990.
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
Jurusan Teknik Material dan Metalurgi FTI-ITS
14
