method of corrosion mapping

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

AlchemistHighlight

AlchemistHighlight

AlchemistHighlight

AlchemistHighlight


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)

AlchemistHighlight

AlchemistHighlight

AlchemistHighlight

AlchemistHighlight

AlchemistHighlight

AlchemistHighlight


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


Korosi High Temperature H2S / H2 Corrosion



%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


Korosi Sour Water Corrosion



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


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)



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 =

12

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



Claus Stage


Unit (SRU) Unit 93 Claus Stage



Sulfur Storage And Degassing Stage


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

Yepez, Omar. (2004). Influence of different

sulfur compounds on corrosion due to

naphthenic acid. Fuel 84 (2005) 97104

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),

2731

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) 9197

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) 4347

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) 325339

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.

AlchemistHighlight

method of corrosion mapping

Documents