kelompok rika panji.pptx

STRESS CORROSION CRACKING

OlehPanji Firdaus (13112130)Rika Yolanda Yuspitasari (13112140)

PERHITUNGANDAMAGE FACTOR

HSC-HF

DESCRIPTION OF DAMAGE

Hydrogen Stress Cracking (HSC) didefinisikan sebagai keretakan dari material dari kombinasi tegangan tarik dan mekanisme korosi yang berasal dari sebaran hidrogen ke metal. HSC bisa dihasilkan dari paparan hydrogen sulfide atau dari paparan hydrofluoric acid (HF). HSC-HF terjadi di baja berkekuatan tinggi (keras) atau deposit hasil lasan atau hard heat-affected zones (HAZs) dari baja berkekuatan rendah. HSC-HF juga bisa terjadi pada Alloy 400 jika oksigen atau oxidizer lain terlarut dalam HF.

REQUIRED DATA

Data spesifik yang dibutuhkan untuk menentukan damage factor pada HSC-HF diberikan pada tabel berikut.

CARA MENENTUKAN DAMAGE FACTOR

CONTOH KASUS

Terjadi korosi pada pipa dari perusahaan minyak dan gas. Fluida yang mengalir didalamnya antara lain terdiri dari HF dan H2S. Pipa terbuat dari baja berkekuatan tinggi.

Dikatakan pada RBI 581, jika ada kandungan hydrofluoric acid berapapun konsentrasinya, dan mengalir pada material berupa baja, maka kasus diatas masuk dalam cakupan analisis kami.

CONTOH KASUS

Data korosi dari sebuah perusahaan minyak dan gas tergolong ke dalam data yang rahasia. Oleh karena itu, perusahaan tersebut tidak dapat memberikan seluruh bahkan sebagian alur proses dari data korosi mereka. Perusahaan tersebut hanya memberikan data korosi dari 8 peralatan berupa pipa 6”, 8”, 12”, 16” dan 18” yang ada di sebuah anjungan lepas pantai milik mereka.

PERHITUNGAN DAMAGE FACTOR

The following procedure may be used to determine the damage factor for HSC-HF, see Figure 14.1.a) STEP 1 – Determine the number of inspections, and the corresponding inspection

effectiveness category using paragraph 14.6.2 for all past inspections. Combine the inspections to the highest effectiveness performed using paragraph 4.4.

Dari tabel sebelumnya, diketahui kuantitas inspeksi ialah 3, kualitas inspeksi ialah usually effective, sehingga dari tabel 14.2 didapatkan kategori inspeksi termasuk dalam kategori B

b) STEP 2 – Determine the time in-service, age , since the last Level A, B, C or D inspection was performed. Inspeksi terakhir dilakukan sebelum pipa mengalami

cracking ialah 3 tahun

c) STEP 3 – Determine the susceptibility for cracking using Figure 14.1 and Table 14.3 based on the maximum Brinnell hardness of weldments, and knowledge of whether the component was subject to PWHT. Note that a HIGH susceptibility should be used if cracking is known to be present. Pada literatur diketahui bahwa cracking terbesar yaitu 4

inchi terjadi pada pipa 8”, sehingga susceptibility digolongkan ke kategori High

d) STEP 4 – Based on the susceptibility in STEP 3, determine the severity index, VI , from S Table 14.4.

Dari langkah 3 didapat kategori Susceptibility to Cracking yaitu high, sehingga nilai Severity Index nya yaitu sebesar 100

e) STEP 5 – Determine the base damage factor for HSC-HF, , using Table 7.4 based on the number of, and the highest inspection effectiveness determined in STEP 1, and the severity index, from STEP 4.

Diketahui bahwa jumlah inspeksi berjumlah 3 dalam satu quarter, kategori inspeksi termasuk dalam kategori B, nilai Severity Index nya yaitu sebesar 100, maka dari tabel diatas didapatkan base damage factor for HSC-HF, HSC HF bernilai 2.

f) STEP 6 – Calculate the escalation in the damage factor based on the time in-service since the last inspection using the age from STEP 2 and Equation (2.24). In this equation, it is assumed that the probability for cracking will increase with time since the last inspection as a result of increased exposure to upset conditions and other non-normal conditions. = = 2 = 6,7 Jadi, damage factor untuk HSC-HF ialah 6,7

Chloride Surface Corrosion Cracking

in marine engine cooling system

Stress corrosion cracking is crack in component that caused by both corrosion and stress.

Chloride stress corrosion cracking (CLSCC) of austenitic stainless steels can occur in a chloride containing aqueous environment.

Damage Description

Stress corrosion cracking [?]

Chloride salts from crude oil, produced water, and ballast water

Water condensed from a process stream (process water)

Boiler feed water and stripping system Catalyst Residue from hydro test water and other

manufacturing operations Fumes from chemicals containing either

organic or inorganic chlorides

Example of source of CLSCC

Screening criteria

Marine Engine Cooling System

Flow diagram

Required data Comments Value

Susceptibility(Low, Medium, High)

The susceptibility is determined by expert advice or using theprocedures in this paragraph.

High

Cl- Concentration of ProcessWater (ppm)

Determine the bulk Cl- concentration of the water phase. Ifunknown, the default value for ppm is >1000. Consider Cl- contentof any water present in system (i.e. hydrotest, boiler feed, steam)Also, consider the possibility of concentration of Cl- by evaporationor upset conditions.

19400 ppm

Operating Temperature, °C [°F]

Determine the highest operating temperature expected duringoperation (consider normal and non-normal operating conditions).

71,1°C

pH of Process Water Determine pH of the process water. High pH solutions with highchlorides generally are not as susceptible to cracking as low pHsolution with chlorides.

8,4

Age(years)

Use inspection history to determine the time since the last SCCinspection.

0,25

Inspection Effectiveness Category

The effectiveness category that has been performed on thecomponent.

C

Number of Inspections

The number of inspections in each effectiveness category that havebeen performed.

4

Required Data

Severity Index

Inspection effectiveness

Susceptibility to cracking

SCC Damage Factor

Damage factor also affected by age of the last SSC corossion. It satisfy the equation bellow.

By using the equation above, Cloride Surface Cracking factor for that case is 54,4

Escalation in the damage factor

PERHITUNGANDAMAGE FACTOR

HIC/SOHIC-HF

DESCRIPTION OF DAMAGE

Hydrogen-induced cracking didefinisikan sebagai langkah terjadinya crack internal karena ada difusi gelembung hidrogen ke permukaan logam. Tidak dibutuhkan tegangan eksternal untuk membentuk HIC. Gaya yang menyebabkan crack ialah tegangan tinggi pada sekeliling atom hidrogen disebabkan oleh terbentuknya internal pressure pada gelembung hidrogen. Interaksi antara tekanan-tekanan gelembung tersebut menyebabkan perambatan retakan dan menghubungkan antar gelembung hidrogen tersebut.

REQUIRED DATA

Data spesifik yang dibutuhkan untuk menentukan damage factor pada HIC/SOHIC-HF diberikan pada tabel berikut.

CARA MENENTUKAN DAMAGE FACTOR

CONTOH KASUS

Terjadi korosi pada pipa dari perusahaan minyak dan gas. Fluida yang mengalir didalamnya antara lain terdiri dari HF dan H2S. Pipa terbuat dari baja berkekuatan tinggi.

Dikatakan pada RBI 581, jika ada kandungan hydrofluoric acid berapapun konsentrasinya, dan mengalir pada material berupa baja, maka kasus diatas masuk dalam cakupan analisis kami.

CONTOH KASUS

Data korosi dari sebuah perusahaan minyak dan gas tergolong ke dalam data yang rahasia. Oleh karena itu, perusahaan tersebut tidak dapat memberikan seluruh bahkan sebagian alur proses dari data korosi mereka. Perusahaan tersebut hanya memberikan data korosi dari 8 peralatan berupa pipa 6”, 8”, 12”, 16” dan 18” yang ada di sebuah anjungan lepas pantai milik mereka.

PERHITUNGAN DAMAGE FACTOR

The following procedure may be used to determine the damage factor for HSC-HF, see Figure 14.1.a) STEP 1 – Determine the number of inspections, and the corresponding inspection

effectiveness category using paragraph 14.6.2 for all past inspections. Combine the inspections to the highest effectiveness performed using paragraph 4.4.

Dari tabel sebelumnya, diketahui kuantitas inspeksi ialah 3, kualitas inspeksi ialah usually effective, sehingga dari tabel 14.2 didapatkan kategori inspeksi termasuk dalam kategori B

b) STEP 2 – Determine the time in-service, age , since the last Level A, B, C or D inspection was performed. Inspeksi terakhir dilakukan sebelum pipa mengalami

cracking ialah 3 tahun

c) STEP 3 – Determine the susceptibility for cracking using Figure 14.1 and Table 14.3 based on the maximum Brinnell hardness of weldments, and knowledge of whether the component was subject to PWHT. Note that a HIGH susceptibility should be used if cracking is known to be present. Pada literatur diketahui bahwa cracking terbesar yaitu 4

inchi terjadi pada pipa 8”, sehingga susceptibility digolongkan ke kategori High

d) STEP 4 – Based on the susceptibility in STEP 3, determine the severity index, VI , from S Table 14.4.

Dari langkah 3 didapat kategori Susceptibility to Cracking yaitu high, sehingga nilai Severity Index nya yaitu sebesar 100

e) STEP 5 – Determine the base damage factor for HSC-HF, , using Table 7.4 based on the number of, and the highest inspection effectiveness determined in STEP 1, and the severity index, from STEP 4.

Diketahui bahwa jumlah inspeksi berjumlah 3 dalam satu quarter, kategori inspeksi termasuk dalam kategori B, nilai Severity Index nya yaitu sebesar 100, maka dari tabel diatas didapatkan base damage factor for HSC-HF, HSC HF bernilai 2.

f) STEP 6 – Calculate the escalation in the damage factor based on the time in-service since the last inspection using the age from STEP 2 and Equation (2.24). In this equation, it is assumed that the probability for cracking will increase with time since the last inspection as a result of increased exposure to upset conditions and other non-normal conditions. = = 2 = 6,7 Jadi, damage factor untuk HSC-HF ialah 6,7