Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Lapangan-X merupakan salah satu penyumbang gas terbesar di Jawa Barat, dimanapelanggan gasnya merupakan perusahaan-perusahaan yang memberikan konstribusiterhadap keberlangsungan perekonomian di pulau Jawa. Gas alam lapangan-X memilikikandungan CO2 dengan konsentrasi tinggi sebesar 23%, pengoperasian pemisahan CO2removal dimaksudkan untuk mengurangi kandungan CO2 sehingga memiliki heatingvalue yang tinggi. Hal ini karena CO2 dengan kadar > 5% dapat mempengaruhi heatingvalue gas, toxicity dan sangat korosif khususnya pada pelanggan untuk memproses lebihlanjut produknya. Pada proses pemurnian gas di lapangan-X, bejana tekan Absorber, LPFlash Column dan Rich Solution heater memiliki peranan utama dalam proses absorbsiCO2. Hasil analisa menunjukkan mekanisme kerusakan aktual bejana tekan denganstandard amine treating pada API RP 571 memiliki perbedaan, khususnya mekanismekerusakan amine corrosion pada ketiga bejana tekan dan chloride stress corrsion crackingpada LP Flash Column. Nilai corrosion rate tertinggi sebesar 0,604 mm/year pada tahun2020 karena adanya peningkatan jumlah HCO3- dalam bentuk kondensasi asam (HSAS)yang dapat bereaksi dengan Fe akibat perubahan temperatur proses melalui modelcorrosion rate Y = -0,0556x + 4,6359 (head) dan Y = -0,0161x + 1,3682 (shell) padabejana tekan. Dari matriks kekritisan didapatkan 2 bejana tekan pada peringkat resikomedium dan 1 bejana tekan medium high, sehingga respon inpeksi/maintenance yangperlu dilakukan adalah bersifat corrective maintenance dengan interval setiap 6 tahunsekali dan ruang lingkup inspeksi pada kategori medium. Model polynomial Y =0,0007X2 – 0,0099X + 3,7452 (head) dan Y = 0,0005X2 – 0,0842X + 3,3876 (shell)sebagai model prediksi amine corrosion rate pada temperatur rentang 40 s/d 1300Cmenunjukkan perbedaan grafik antara aktual dan standard API RP 581, hal ini disebabkankarena pada standard prediksi corrosion rate digunakan untuk amine treating pada sistemH2S dan CO2 sedangkan pada grafik polynomial aktual digunakan untuk prediksicorrosion rate untuk amine treating pada sistem CO2 tanpa adanya H2S.

---

Field-X is one of the largest gas contributors in West Java, where gas customers are

companies that contribute to the sustainability of the economy in Java. X-field natural

gas has a high CO2 content of 23%, the CO2 removal operation is intended to reduce the

CO2 content so that it has a high heating value. This is because CO2 with levels> 5% can

affect the heating value gas, toxicity and is very corrosive, especially for customers to

further process the product. In the gas purification process in field-X, the Absorber

pressure vessel, LP Flash Column and Rich Solution heater have a major role in the CO2

absorption process. The analysis results show that the actual damage mechanism of the

pressure vessel with the standard amine treating on API RP 571 has a difference,

especially the damage mechanism of amine corrosion in the three pressure vessels and

chloride stress corrosion cracking on the LP Flash Column. The highest corrosion rate value

is 0.604 mm / year in 2020 due to an increase in the amount of HCO3- in the form of acid

condensation (HSAS) which can react with Fe due to changes in process temperature

through the corrosion rate model Y = -0.0556x + 4,6359 (head) and

Y = -0.0161x + 1.3682 (shell) in the pressure vessel. From the criticality matrix, there

are 2 pressure vessels at the risk rating for medium and 1 pressure vessel for high medium,

so that the inspection / maintenance response that needs to be done is corrective

maintenance at intervals every 6 years and the scope of the inspection is in the medium

category. Polynomial model Y = 0.0007X2 - 0.0099X + 3,7452 (head) and

Y = 0.0005X2 - 0.0842X + 3,3876 (shell) as a prediction model for amine corrosion rate

at temperatures ranging from 40 to 1300C shows the difference in the graph between the

actual and the API RP 581 standard is because the prediction standard of corrosion rate

is used for amine treating in H2S and CO2 systems while the actual polynomial graph is

used for prediction of corrosion rate for amine treating in CO2 system without H2S."

"Hydrogen Plant adalah suatu sistem penghasil hydrogen yang akan digunakan nantinya dalam proses pemurnian minyak mentah (crude oil). Hydrogen Plant memiliki suatu reformer yang akan merubah input berupa hydrocarbon atau natural gas menjadi gas hydrogen sebagai output. Gas Hydrogen ini nantinya akan digunakan kembali dalam synthesis senyawa hydrocarbon menjadi bahan bakar minyak.Pada tanggal 2 Juli 2002 Hydrogen Plant PT. X mengalami kerusakan pada tube reformer berupa crack, bursting dan berlubang. Material dari tube reformer ini adalah HP+Nb. Sampel tube yang mengalami kerusakan ini kemudian dianalisa untuk diketahui penyebab dari kerusakan yang terjadi.Analisis yang dilakukan dimulai dari analisis visual, pengamatan patahan makro, pengamatan metalografi, pengujian kekerasan, pengujian tarik, pengujian komposisi, pengamatan SEM dan pengujian EDX.Hasil analisa menunjukkan bahwa penyebab dari terjadinya kerusakan pada tube reformer ini adalah karena terjadinya overheating. Overheating ini dapat disebabkan oleh adanya jilatan api yang terus menerus sehingga akan menyebabkan penurunan ketahanan creep dan umur sisa material.

---

Hydrogen Plant is a system that produce hydrogen. This hydrogen will used in the refining process of crude oil. Hydrogen Plant has reformers that will change the input as hydrocarbon or natural gas to be hydrogen gas as the output. As the cycle process, this hydrogen gas will reused to synthesis the hydrocarbon compound to be the fuel.

In July, 2nd 2002, Hydrogen Plant of PT. X , suffering a failure of cracking, bursting and hole at the reformer tube. The material of the tube is HP+Nb. The sample of the tube is being analyzed to find the main cause of the failure.

The analysis is start from visual analysis, examination of the fractography, metallography axamination, hardness testing, tensile testing , chemical composition testing, SEM examination and finally EDX testing.

The result of this analysis, shows that the failure of reformer tubes, caused by overheating. This overheating is due to continous flame impingement to the tube. This yields the decreasing in creep strength and the remaining life of tube."

"Penelitian ini dilakukan untuk mencari penyebab kegagalan pada tube superheater. Tube superheater adalah alat bantu Boiler yang berfungsi untuk menghasilkan uap superheat dengan temperatur 462 ºC yang selanjutnya digunakan untuk penggerak turbin uap. Tube menerima panas dari gas alam dengan temperatur 919 ºC.Material tube superheater adalah Baja Karbon Molybdenum (15 Mo3) yang direncanakan untuk beroperasi selama 12 tahun. Tetapi baru beroperasi 2 tahun, 4 bulan telah mengalami kegagalan.Setelah dilakukan pemeriksaan fraktografi mikro dengan menggunakan SEM (Scanning Electron Microscope) pada daerah pecah ditemukan retak mikro di permukaan pecah. Retak mikro ini terbentuk diperkirakan ketika dilakukan proses pengerolan panas sewaktu tube dibuat. Selanjutnya dilakukan pemeriksaan EDS (Energy Dispersive Spectroscopy) ditemukan unsur S (sulphur) hanya di daerah pecah saja. Penambahan retak mikro ini dipicu oleh proses dan kondisi overheating yang mengakibatkan terjadinya peristiwa kegagalan."