Skip to main content

Corrosion Allowance

"Corrosion allowance dalam desain dimaksudkan untuk mengantisipasi tingkat safety suatu equipment agar tetap reliable saat operasi. Intinya tanpa diberi corrosion allowancepun suatu equipment tetap safe dipakai karena gaya atau beban yang bekerja masih di bawah nilai yield stress material yang digunakan namun dengan kondisi tidak terjadi aliran fluida yang erosif.

Kalau kondisi operasinya melibatkan kondisi fluida yang erosif maka tidak mungkin CA=0, terlepas dari apakah fluidanya bersifat asam atau basa."



Tanya - fuan nes
Bapak2 dan Ibu2,
Apakah reasonable bila mengasumsikan corrosion allowance = 0 mm pada  pipa stainless steel 316L bila air yang berada dalam pipa mempunyai  nilai ph 2,5 - 3 ?
Terima kasih atas bantuannya


Tanggapan 1 - Vozi Andrian

Kondisi fluidanya apa pak...? apakah hanya air saja ?


Tanggapan 2 - Ilham B Santoso IBSantosa

Salam,
Berapa temperatur fluida dan terutama apakah ada Chlor, berapa ppm?


Tanggapan 3 - lilik sukirno
 
Standard Environment for Environmental cracking test untuk material pipe line :

Stainless Steel berdasarkan ASTM G 123 bila kandungan : NaCl 25%, pH 1.5 dengan phosphoric acid.

Jadi bila pH masih diatas 2 dan itu karena phosphoric acid masih aman, asal kadar garamnya tidak lebih dari 25%.
Tetapi ada parameter yang sangat membahayakan pipa yang bekerja pada temperature tinggi dan tekanan tinggi yaitu H2S, S dan CO2. Temp. lebih besar dari 250C dan tekanan diatas 130 MPa.
Sumber : NACE Corrosion Engineer's Reference Book.


Tanggapan 4 - bambang saptodewo


Pak Fuan disamping corrosion medium dan pH, juga ada beberapa hal yang mempengaruhi korosi pada stainless steel ( khususnya water ) a.l. : clorine content, temperature operation & concentration ( %weight ).

merujuk pada buku "corrosion tables for SS & titanium " , dengan masukan data tersebut , maka dapat diketahui berapa laju korosinya ( mm/year ).

dari sinilah dijadikan acuan Corrosion allowancenya  = 0 atau tidak  dalam thickness calculationnya.


Tanggapan 5 - farabirazy albiruni


Corrosion allowance dalam desain dimaksudkan untuk mengantisipasi tingkat safety suatu equipment agar tetap reliable saat operasi. Intinya tanpa diberi corrosion allowancepun suatu equipment tetap safe dipakai karena gaya atau beban yang bekerja masih di bawah nilai yield stress material yang digunakan namun dengan kondisi tidak terjadi aliran fluida yang erosif.

Kalau kondisi operasinya melibatkan kondisi fluida yang erosif maka tidak mungkin CA=0, terlepas dari apakah fluidanya bersifat asam atau basa.


Tanggapan 6 - Herman_Fdb2 herman.susanto


Menurut saya tingkat corrosion yang ada itu berdasarkan beberapa factor diantaranya:
1.Factor sekitarnya misalnya tingkat kadar garam/watersea
2.Tingkat PH/Keasaama dari studi saya dulu pada saat penyusunan TA saya, Saya Mengunakan
pengelasan Low Carbon Steel yang mana tingkat kegetasannya tergantung dari banyaknya unsur carbon, jadi menurut saya Tingkat Strength Material yang ada tidak bisa menjadi tolak ukur lifetime dari material itu(Tergantung daerah/iklim mana ia digunakan)

Thank's and Best Regard,


Tanggapan 7 - farabirazy albiruni


Rekan2 yang terhormat,

Dalam suatu desain peralatan yang melibatkan aliran fluida e.g pipe or tube, nilai corrosion allowance selalu diikutsertakan tanpa melihat apakah fluida yang terlibat dalam proses akan menyebabkan terjadinya jenis korosi lain seperti localized corrosion (e.g pitting), SCC, HIC, dan lain sebagainya. Hal ini dimaksudkan untuk memudahkan estimasi life time peralatan tersebut.


Pertanyaannya, apakah bila suatu pipa/tube bila nila CAnya sudah habis serta merta akan tidak aman untuk digunakan? Tentu saja tidak bila kita merujuk pada perhitungan berdasarkan ASME or API, karena biasanya tebal pipa/tube  dibulatkan lebih tinggi dari tebal minimum berdasarkan nilai allowable stressnya (dengan catatan, kegagalan hanya disebabkan akibat penipisan dan bukan oleh jenis lain seperti SCC, galvanik, creep, dsb). Namun biasanya kita memilih langkah aman yaitu bila nilai CAnya sudah habis, maka kita langsung ganti pipe/tube tersebut.

Menanggapi tanggapan Bpk. Herman Susanto, faktor2 yang bapak utarakan memang benar mempengaruhi terjadinya korosi. Namun, life time suatu komponen selalu dipengaruhi oleh sifat mekanis material yang digunakan karena desain awalnya selalu melibatkan sifat mekanis material tersebut. Seperti pengukuran thickness yang selalu dilakukan secara reguler untuk mengetahui kondisi pipa/tube, sebenarnya intinya adalah untuk memastikan apakah kondisi operasi khususnya tekanan operasi yang digunakan masih mampu dikompensasi oleh material yang digunakan (masih bekerja di daerah elastisnya). Jadi meskipun tool estimasinya mengukur thickness losses, intinya tetap saja menjaga agar suatu komponen dapat digunakan secara aman dengan kondisi operasi tertentu. Hal yang sama juga terjadi pada aplikasi lain yang lebih kompleks, seperti high pressure & high temperature, namun dengan tool life assessment yang berbeda dan lebih kompleks yang tidak hanya berdasar pada nilai thickness lossess (corrosion rate).
  
Silahkan rekan yang lain yang lebih berpengalaman....


Tanggapan 8 - lilik sukirno


Dear all,

Karena untuk memprediksi pipe line perlu adanya pengetahuan mengenai : Risk Base Inspection dan Pipeline Management System.
Apa itu Risk Base Inspection and Pipeline Management System ?, mudah-mudahan hal tsb. yang akan dibahas tuntas di acara MAPREC 2005.


Tanggapan 9 - bangzii


Pak Lilik,

Saya kog tidak melihat adanya korelasi langsung antara RBI dan PMS  terhadap corrosion allowance. Memang dalam rbi dan pms ada  perhitungan remaining life dari peralatan yang juga dalam  perhitungannya ada faktor CA didalamnya.

CA dalam hal ini lebih ke safety factor yang diberikan untuk  material/equipment dalam kondisi tertentu.




Tanggapan 10 - lilik sukirno


Pak Vozi,

Tidak ada salahnya kan kalau ikutan MAPREC 2005, khususnya buat mereka-mereka yang bergerak di bidang reliability & maintenance, tentunya masalah korosi ada di dalamnya.

Masalah korosi adalah bagian dari RBI & PMS, tetapi soal korelasi  bisa lebih detail kalau di pipeline dipasang alat monitoring korosi, khususnya internal corrosion monitoring, sehingga  identifikasi  problem yang ada pada pipa khususnya yang disebabkan oleh karat dapat ditelusuri, seperti tinggal berapa lama lagi ketahanan pipa (umur pipa), ketebalan pipa, semua dengan analisa.
Alat untuk mengukur  laju korosi bisa berupa probe electrode atau corrosion coupon untuk identifikasi metal loss, SCC, scale, moisture dll. yang dipasang pada critical point pada pipeline.
Bisa juga dengan intellegence pigging yang bisa memetakan semua kondisi pipa baik pitting corrosion, stress corrosion cracking, tebal, atau tipisnya pipa pada titik tertentu. Semua tergantung dari banyak hal : alat, man power yang expert, biaya. dll.

Comments

Popular posts from this blog

DOWNLOAD BUKU: THE TRUTH IS OUT THERE KARYA CAHYO HARDO

  Buku ini adalah kumpulan kisah pengalaman seorang pekerja lapangan di bidang Migas Ditujukan untuk kawan-kawan para pekerja lapangan dan para sarjana teknik yang baru bertugas sebagai Insinyur Proses di lapangan. Pengantar Penulis Saya masih teringat ketika lulus dari jurusan Teknik Kimia dan langsung berhadapan dengan dunia nyata (pabrik minyak dan gas) dan tergagap-gagap dalam menghadapi problem di lapangan yang menuntut persyaratan dari seorang insinyur proses dalam memahami suatu permasalahan dengan cepat, dan terkadang butuh kecerdikan – yang sanggup menjembatani antara teori pendidikan tinggi dan dunia nyata (=dunia kerja). Semakin lama bekerja di front line operation – dalam hal troubleshooting – semakin memperkaya kita dalam memahami permasalahan-permasalahan proses berikutnya. Menurut hemat saya, masalah-masalah troubleshooting proses di lapangan seringkali adalah masalah yang sederhana, namun terkadang menjadi ruwet karena tidak tahu harus dari mana memulainya. Hal tersebut

[Lowongan Kerja] QA System Coordinator, Pipe Yard Coordinator, Customer Assistant Coordinator

With over 30 years' experience, Air Energi are the premier supplier of trusted expertise to the oil and gas industry. Headquartered in Manchester UK, Air Energi has regional hubs in Houston, Doha, Singapore and Brisbane. We have offices in 35 locations worldwide, experience of supply for 50 countries worldwide, and through our company values: Safe, knowledgeable, innovative, passionate, inclusive, and pragmatism, WE DELIVER, each and every time. At the moment we are supporting a multinational OCTG processing operation in seeking of below positions: 1.       QA System Coordinator Coordinates Quality System development in plant, directing the implementation of specifications and quality norms. Administers complaints regarding non-conformities and provides quality process information in support of decision making. Develops the necessary procedures, instructions and specifications to ensure Quality System conformity. Coordinates and organizes the execution of interna

Efek korosi dari pembakaran NH3 + H2S di Furnace

Complete combustion H2S membutuhkan temperatur antara 625 s/d 1650 degC tergantung komposisi acid gas.  Namun, temperatur minimum untuk efektivitas operasi adalah 925 degC.  Dibawah temperatur ini biasanya  stabilitas flame tidak bagus dan sering muncul free O2 di flue gas.  Untuk kasus Pak Novriandi, free O2 di flue gas harusnya gak masalah karena akan langsung terbuang melalui stack (berbeda jika kondisi ini terjadi di unit pengolah acid gas yang akan menyebabkan korosi di waste heat boiler); namun, dengan temperatur furnace yang Pak Novriandi punya sebesar 843 degC, kemungkinan akan menyebabkan flame menjadi tidak stabil. Tanya - Novriandi   Ysh, Bpk & Rekan Migas Indonesia Kami memiliki equipment furnace dengan servicenya adalah pemanas process, Furnace tersebuttipe vertical tube multi coil dengan material tube inlet A335 P9 dan tube oult A312 TP316. dengan fuel sesuai design adalah kombinasi fuel oil dan fuel gas. Pada kasus tertentu di salah satu unit untuk mengolah dan