Presentasi Ujian Kualifikasi

Cheatsheet Content

Slide 1: Halaman Judul FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS BRAWIJAYA PRESENTASI UJIAN KUALIFIKASI ANALISIS KOROSI DALAM INSULASI PADA PIPA CARBONSTEEL AREA PLATFORMING KILANG MINYAK & GAS NAMA: ASWIN KARUNIAWAN WIBOWO NIM: 2560602091110003 Slide 2: BAB I - Pendahuluan 1.1 Latar Belakang Industri Migas: Jaringan perpipaan luas, material Carbon steel umum digunakan karena ketersediaan dan sifat mekanis baik, namun rentan korosi. Corrosion Under Insulation (CUI): Degradasi tersembunyi di balik insulasi, sulit terdeteksi, berpotensi kebocoran/kegagalan. Faktor Pemicu CUI: Kelembaban terjebak (hujan, kondensasi, uap), suhu operasi $60-120^\circ C$ (paling kritis), reaksi elektrokimia. Studi Kasus: Unit 201 Prefractionation Area Platforming, pipa carbon steel berinsulasi termal, suhu tinggi, rawan kelembaban. Pentingnya Penelitian: Mencegah downtime produksi, kerugian ekonomi, risiko keselamatan kerja, dan sebagai kontribusi pengembangan ilmu pengetahuan. Slide 3: Rumusan Masalah & Tujuan Penelitian 1.2 Rumusan Masalah Bagaimana mekanisme korosi di bawah insulasi (CUI) pada pipa Carbon Steel? Faktor-faktor apa saja yang mempercepat kerusakan CUI di Unit 201 Prefractionation Area Platforming Kilang Minyak & Gas? Bagaimana penerapan Standar & Code (API 581, ASME & NACE) dalam mitigasi risiko CUI? 1.3 Tujuan Penelitian Menganalisis mekanisme terjadinya CUI pada pipa Carbon Steel. Mengidentifikasi faktor penyebab CUI di Unit 201 Prefractionation Area Platforming Kilang Minyak & Gas. Mengevaluasi metode mitigasi monitoring dan inspeksi berbasis API 581, ASME, dan Standard & Code. Slide 4: Manfaat & Batasan Penelitian 1.4 Manfaat Penelitian Akademik: Memperkaya kajian ilmiah CUI, kontribusi ilmu teknik material, korosi, dan manajemen integritas aset, referensi untuk model prediksi/material isolasi inovatif. Praktis: Rekomendasi praktis untuk industri migas (monitoring, inspeksi), strategi pemeliharaan prediktif, peningkatan keselamatan dan keandalan operasi. 1.5 Batasan Penelitian Mekanisme CUI pada pipa Carbon Steel berdiameter $> \emptyset 1$ Inci. Faktor-faktor pemicu CUI: kelembaban, kondisi insulasi, temperatur operasi, pengaruh lingkungan eksternal. Penerapan metode mitigasi dan inspeksi berdasarkan API 581 dan ASME PCC-2 (2015). Slide 5: BAB II - Kajian Pustaka: Konsep Dasar CUI 2.1 Kajian dan Elaborasi Teori Korosi dalam Insulasi (CUI): Degradasi logam akibat penetrasi kelembaban ke dalam insulasi termal. Permasalahan utama di industri migas: Terjadi pada kondisi ekstrem (temperatur tinggi, fluida agresif, lingkungan lembab). Kerugian akibat korosi mencapai $3-5\%$ dari total biaya operasi tahunan (Revie & Uhlig, 2008). Reaksi Elektrokimia Korosi Baja Karbon (dalam larutan air/elektrolit): Reaksi Anodik (Oksidasi Besi): $Fe \rightarrow Fe^{2+} + 2e^-$ Reaksi Katodik (Reduksi Oksigen dalam Air): $O_2 + 2H_2O + 4e^- \rightarrow 4OH^-$ CORROSION Iron Metal Rust $Fe^{2+}$ $O_2$ Slide 6: Fenomena CUI & Mekanisme CUI merupakan masalah serius karena sifatnya tersembunyi, sulit dideteksi awal, dan dapat menyebabkan kerusakan struktural signifikan (Bhardwaj, 2020). Mekanisme CUI: Air (hujan, kondensasi, kebocoran) masuk dan terperangkap dalam insulasi, mempercepat reaksi elektrokimia pada baja karbon, menghasilkan korosi lokal (Pednekar & Pugh, 1995). Pada Unit 201 Prefractionation Area Platforming, temperatur operasi fluktuatif memperburuk akumulasi kondensasi, meningkatkan risiko korosi (Krystow, 1985). Pipa Carbon steel rentan terhadap Korosi Atmosferik dan korosi akibat lingkungan berklorida/kelembaban tinggi (Fontana, 2005). Faktor pengaruh korosi: Komposisi kimia baja, temperatur operasi, tingkat kelembaban, kontaminan ion klorida, geometri sistem perpipaan (Jones, 1996). Slide 7: Jenis-jenis Korosi pada Pipa Carbon Steel Uniform Corrosion (Korosi Merata): Terjadi seragam di seluruh permukaan logam yang terekspos, laju penipisan relatif konstan. Localized Corrosion: Pitting Corrosion: Lubang kecil dan dalam, terjadi pada permukaan terbuka, sangat cepat, autocatalytic. Crevice Corrosion: Serangan memanjang dalam celah tertutup, perbedaan oksigen, cepat jika kondisi stagnan. LOCALIZED CORROSION PITTING CORROSION localized deep attack CREVICE CORROSION attack in shielded areas Slide 8: Jenis-jenis Korosi (Lanjutan) Galvanic Corrosion: Terjadi ketika dua logam berbeda terhubung secara elektrik dalam lingkungan elektrolit (air, kelembaban, air laut, kondensat, larutan garam). Logam anodik korosi lebih cepat. GALVANIC CORROSION Galvanic corrosion occurs when two dissimilar metals are electrically connected in an electrolyte. Metal A Metal B Electrolyte $Fe \rightarrow Fe^{2+} + 2e^-$ Anode $O_2 + 2H_2O + 4e^-$ Cathode Stress Corrosion Cracking (SCC): Retak halus akibat kombinasi tegangan tarik (tensile stress) dan lingkungan korosif spesifik. SCC = Stress + Lingkungan Korosif + Material Rentan. STRESS CORROSION CRACKING (SCC) Cracks form due to combination of tensile stress and a corrosive environment TENSILE STRESS CORROSIVE ENVIRONMENT CRACK Slide 9: Korosi di Bawah Insulasi (CUI) CUI: Korosi pada permukaan luar pipa/vessel yang tertutup insulasi termal. Tergolong hidden damage , sering tidak terdeteksi hingga kebocoran. CUI dikategorikan High potential Damage mechanism pada perpipaan $ -4^\circ C $ hingga $175^\circ C$ (API 570 & 581). Mekanisme CUI: Penetrasi air ke insulasi (kerusakan jaket, sambungan, kondensasi). Kelembaban terjebak, kondisi basah-kering agresif. Akselerasi korosi akibat ion klorida pada insulasi berbasis mineral. Difusi oksigen terbatas, korosi lokal (pitting). Laju korosi CUI dapat meningkat hingga $0.3-1.2$ mm/tahun, jauh lebih tinggi dari korosi atmosferik biasa (Smith & McIntyre, 2015). Slide 10: Faktor Risiko CUI Suhu Operasi: $50-175^\circ C$ paling kritis. Jenis Material Insulasi: Hidrofobik atau tidak. Desain Instalasi: Celah atau penetrasi pipa. Kondisi Lingkungan: Kelembaban, paparan hujan/air laut. CUI sering menjadi penyebab tersembunyi kebocoran proses ( loss of containment ) yang mengakibatkan kebakaran atau ledakan (API 581, 2016). Lingkungan Unit 201 Prefractionation Area Platforming: Suhu tinggi ($350-500^\circ C$), proses reforming katalitik. Ciri lingkungan yang memperparah CUI: fluktuasi temperatur tinggi, uap hidrokarbon/H$_2$/H$_2$S, tetesan kondensat/ wash-down , potensi kebocoran kecil. Siklus ekspansi-kontraksi akibat fluktuasi suhu mempercepat kerusakan cladding (API). Slide 11: Insulasi Termal & Karakteristiknya terhadap CUI Jenis Insulasi Umum pada Pipa Carbonsteel Unit 201 Prefractionation Area Platforming: Mineral wool Fiber glass Calcium silicate Perlite Foam glass Standar Pemilihan Insulasi: ASTM International (ASTM C533, C547, C552) ISO (ISO 12241) Insulasi Mineral berbasis silika/magnesium dapat mengandung klorida, menyerang pipa Carbonsteel (Schweitzer, 2007). NACE merekomendasikan kandungan ion klorida $ Cladding aluminium/stainless steel rentan rusak akibat getaran, cuaca, dan pemeliharaan. Mekanisme Terjadinya CUI (NACE SP0198, 2017): Air masuk melalui celah/kerusakan cladding . Kelembaban terperangkap pada pori insulasi. Kontaminasi ion klorida larut dalam air. Pembentukan sel elektrokimia antara area basah dan kering. Korosi lokal (pitting) berkembang karena oksigen terbatas. Penipisan dinding pipa, menyebabkan kebocoran ( leakage ). Slide 12: Evaluasi Efektivitas Metode Monitoring CUI 2.1.6.1 Tujuan Evaluasi: Menilai kemampuan metode monitoring mendeteksi korosi tersembunyi. Menentukan metode paling efektif untuk area platforming pada pipa carbon steel. Mengoptimalkan inspeksi, menurunkan risiko kegagalan, meningkatkan reliabilitas. 2.1.6.2 Kriteria Penilaian Efektivitas: Kriteria Penjelasan Akurasi deteksi Tepat mendeteksi kehilangan ketebalan / korosi aktif. Coverage area Luas area yang dapat diperiksa tanpa membuka insulasi. Biaya Cost per-inspeksi dan total cost program. Safety Tingkat risiko terhadap personel & operasi pabrik. Kemampuan real-time / trending Mampu memberikan data kontinu. Kemudahan implementasi Kesiapan, alat, skill teknisi. Interferensi insulasi Pengaruh ketebalan/jenis insulasi terhadap hasil. Slide 13: Metode Monitoring CUI & Kesimpulan Evaluasi Beberapa metode monitoring yang umum digunakan: Metode Monitoring Kelebihan Kekurangan Evaluasi Efektivitas Inspeksi Visual Murah, mudah di lapangan Tidak deteksi korosi awal Efektif untuk korosi lanjut, kurang untuk deteksi dini Ultrasonic Testing (UT) Deteksi ketebalan dan korosi di bawah isolasi Perlu akses isolasi terbuka Sangat efektif untuk pengukuran kuantitatif Infrared Thermography Non-invasif, cepat Sensitif terhadap kondisi permukaan Efektif sebagai screening awal Corrosion Probes (Elektronik) Monitoring kontinu, alarm dini Biaya tinggi, perlu instalasi Sangat efektif untuk deteksi dini Radiography Akurat, deteksi internal Mahal, radiasi Efektif tapi tidak praktis untuk inspeksi rutin Kesimpulan Evaluasi: Kombinasi metode (misal UT + visual + corrosion probe) paling efektif untuk meminimalkan risiko CUI. Pilihan metode NDE tergantung lokasi pipa, aksesibilitas, dan biaya. Slide 14: Strategi Pencegahan & Mitigasi CUI 2.1.7.1 Strategi Pencegahan: Pemilihan Material & Isolasi: Insulasi tahan air/kimia, pipa carbon steel dilapisi coating anti-korosi (epoxy primer). Desain Insulasi & Drainase: Hindari perangkap air (fitting, flensa, valve), insulasi memungkinkan ventilasi. Kontrol Lingkungan Operasi: Minimalkan kontak kelembaban, gunakan pemanas mencegah kondensasi. 2.1.7.2 Strategi Mitigasi: Inspeksi Berkala: Gunakan UT, IR thermography, corrosion probe secara periodik. Perawatan Preventif: Perbaikan/penggantian insulasi rusak, recoating pipa yang berkarat. Risk-Based Maintenance: Prioritaskan pipa berisiko tinggi (PoF–CoF matrix). 2.1.7.3 Efektivitas Strategi: Pencegahan terbaik menurunkan insiden CUI. Mitigasi diperlukan untuk pipa yang sudah korosi. Kombinasi monitoring + pencegahan + mitigasi $\rightarrow$ Menjaga Integritas Pipa optimal. Slide 15: Faktor Lingkungan Relevan di Tuban 2.1.9 Kondisi Temperatur dan Lingkungan Kabupaten Tuban Profil Iklim & Cuaca: Suhu rata-rata tahunan $24-31^\circ C$, kelembaban relatif udara tinggi ($65-90\%$ atau $70-95\%$ saat hujan). Curah hujan signifikan, pola hujan rutin, kelembaban tinggi. Periode pancaroba/cuaca ekstrem (hujan lebat, petir, angin kencang) dapat merusak cladding insulasi. Fluktuasi kelembaban & cuaca menyebabkan siklus basah-kering ( wet-dry cycle ) di insulasi, mempercepat laju korosi CUI. 2.1.10 Faktor Lingkungan yang Relevan terhadap Korosi/CUI pada Pipa Carbon Steel di Tuban: Kelembaban tinggi & curah hujan reguler: Insulasi & cladding rentan menyerap air/lembab, pemicu utama CUI. Suhu harian hangat ($24-31^\circ C$): Kombinasi kelembaban tinggi menyebabkan kondensasi, memperparah kelembaban internal insulasi. Periode pancaroba/cuaca ekstrem: Merusak cladding , membuka akses air ke insulasi. Fluktuasi kelembaban & cuaca: Siklus basah-kering merusak dan mempercepat laju korosi CUI. Slide 16: Implikasi & Studi Terdahulu Implikasi untuk Sistem Pipa Berinsulasi di Area Platforming (Tuban): Risiko tinggi CUI: Kombinasi kelembaban dan curah hujan tropis, insulasi (mineral wool, calcium silicate) dan cladding rusak sangat mendukung CUI. Frekuensi inspeksi harus ditingkatkan: Terutama setelah musim hujan atau cuaca ekstrem. Desain insulasi & cladding harus mempertimbangkan iklim tropis: Tahan hujan, retak, kelembaban tinggi, sambungan rapat, sistem drainase/ventilasi. Coating dan proteksi tambahan direkomendasikan: Cat anti-korosi atau pelapis primer sebelum insulasi. Manajemen risiko dan prosedur inspeksi berbasis lingkungan lokal: Disesuaikan dengan data iklim dan cuaca setempat. 2.2 Studi Terdahulu (Internasional): Hsu et al. (2013): CUI pada pipa mineral wool , laju $0.7$ mm/tahun dipicu klorida $50$ ppm. Turner & Francis (2017): Wet-dry cycle paling merusak. Stein & Richardson (2018): RBI untuk prioritas inspeksi, $65\%$ kerusakan pada support, elbow, flange . Levy et al. (2020): Epoxy phenolic coating menurunkan laju korosi $60\%$ pada lingkungan berklorida tinggi. Slide 17: Studi Terdahulu (Nasional) & Gap Penelitian 2.2.2 Penelitian Nasional (Indonesia): Rizal (2016): CUI pada pipa Kilang RU III, $50-90^\circ C$ zona kritis karena kondensasi. Mahfud (2019): Inspeksi CUI dengan UT-Guided Wave efektif mendeteksi penipisan lokal tanpa membuka insulasi. Putri (2021): Pengaruh klorida insulasi mineral wool lokal, beberapa sampel $>10$ ppm. Sanjaya (2022): Kebocoran pipa unit hydrocracker , pitting $3.1$ mm akibat insulasi basah/ cladding rusak. 2.2.3 Gap Penelitian: Kurangnya data khusus untuk Area platforming (Unit 201 Prefractionation) dengan karakteristik proses lebih agresif (temperatur tinggi + paparan hidrokarbon). Minimnya kajian korelasi antara desain insulasi, jenis coating , dan profil kelembaban insulasi. Perlunya model penilaian risiko berbasis inspeksi aktual di lapangan yang menggabungkan process safety, aging equipment, dan operational envelope . Slide 18: Material Pipa Carbon Steel 2.3 Material Pipa Carbon Steel Material umum di kilang, sifat mekanis baik, biaya rendah, namun rentan CUI (Fontana, 2005). Unit 201 Prefractionation, pipa Carbon steel $> \emptyset 1$ inci, titik kritis CUI karena: Temperatur operasi relatif tinggi ($150-250^\circ C$), rentang risiko CUI. Kondensasi uap hidrokarbon/air merembes ke insulasi. Pipa dan vessel Carbon steel rentan CUI jika insulasi rusak. Carbon steel: Baja dengan unsur paduan dominan karbon ($0.05\%-2.0\%$), sedikit mangan, silikon (Fontana, 2005). 2.3.1 Klasifikasi Carbon Steel untuk Pipa (ASME B31.3 & ASTM A106/A53): Seamless carbon steel pipe (APIL 5L, ASTM A106 Grade B). Welded Pipa Carbonsteel (ASTM A53 Grade B). Low Temperature Carbon steel (LTCS) (ASTM A333) untuk aplikasi suhu rendah. Slide 19: Karakteristik Material & Kelemahan Carbon Steel 2.3.2 Karakteristik Material: Sifat Mekanis: Kekuatan tarik ( tensile strength ) $\ge 415$ MPa. Daktilitas baik, mudah difabrikasi dan dilas. Sifat Korosi: Tidak memiliki ketahanan korosi alami tinggi. Rentan terhadap korosi atmosfer, kelembaban, dan CUI. Rentang Penggunaan: Cocok untuk transportasi minyak, gas, dan produk kilang. Tidak direkomendasikan untuk fluida sangat korosif tanpa perlindungan ( coating/lining ). 2.3.3 Kelemahan dan Risiko Korosi: Sangat bergantung pada sistem proteksi eksternal ( Coating, wrapping, cathodic protection, moisture barrier ). Tanpa perlindungan, cepat mengalami penipisan ketebalan ( wall thinning ) akibat: Korosi Atmosferik: Degradasi logam akibat reaksi kimia/elektrokimia dengan komponen atmosfer (oksigen, air, karbon dioksida, sulfur dioksida, klorida). Korosi Lembab ( wet corrosion ): Terjadi ketika logam kontak dengan air/larutan elektrolit, reaksi elektrokimia berlangsung, logam terdegradasi cepat. Slide 20: Relevansi & Faktor Penyebab CUI 2.3.4 Relevansi dalam Penelitian: Pemilihan Pipa Carbon Steel diameter $> \emptyset 1$ inci di Unit 201 Prefractionation Area Platforming sebagai objek penelitian karena: Material dominan di Kilang Migas. Rentan degradasi akibat CUI. Penting untuk kesinambungan operasi, kegagalan menimbulkan konsekuensi besar (keselamatan, lingkungan, ekonomi). 2.4 Faktor Penyebab CUI dan Karakteristik Material Insulasi CUI terjadi ketika air/kelembaban masuk dan terperangkap di bawah insulasi, menyebabkan korosi pada permukaan logam. 2.4.1 Faktor Utama Corrosion Under Insulation (CUI) pada Baja Karbon: Kelembaban dan Infiltrasi Air: Masuk melalui celah, drain buruk, atau kerusakan lapisan pelindung. Kondisi basah-kering berulang mempercepat korosi. Temperatur Operasi: $50-175^\circ C$ adalah kondisi kritis, uap air terkondensasi di insulasi. Kehadiran Ion Klorida dan Kontaminan: Ion klorida larut meningkatkan laju pitting corrosion . Akses Oksigen: Akses oksigen terbatas cenderung menimbulkan korosi lokal (pitting). Kegagalan Coating atau Barrier : Degradasi cat akibat stres termal/kelembaban, baja terekspos lingkungan korosif. Slide 21: Karakteristik Material Insulasi & Standar Terkait 2.4.2 Karakteristik Material Insulasi yang Berpengaruh terhadap CUI: Porositas Insulasi: Pori terbuka menyerap air lebih mudah, namun area kerusakan lebih kecil dibanding insulasi pori tertutup. Kemampuan Menyerap dan Menahan Air: Mineral wool rentan menyerap air. Insulasi water-repellent lebih efektif. Kandungan Ion Terlarut: Semakin tinggi kandungan ion klorida, semakin tinggi risiko pitting corrosion . Penggunaan Drainage dan Stand-off : Mengurangi kontak langsung air dengan pipa, menurunkan laju CUI. Aplikasi Inhibitor dalam Insulasi: Efektif di awal, namun efektivitas menurun pada paparan jangka panjang. 2.5 Standar dan Regulasi Terkait: Pengendalian dan analisis CUI diatur oleh standar dan praktik dari organisasi profesional. Slide 22: Standar dari American Petroleum Institute (API) Standar API Judul dan Fokus Utama Relevansi Terhadap CUI API RP 583 Corrosion Under Insulation and Fireproofing Definisi CUI, faktor pendorong, metode inspeksi NDT, rekomendasi mitigasi. API 570 Piping Inspection Code: In-service Inspection, Rating, Repair, and Alteration of Piping Systems Persyaratan inspeksi perpipaan dan interval inspeksi. CUI sebagai Damage Mechanism utama. API RP 571 Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the Refining Industry Mekanisme CUI (carbon steel & stainless steel), rentang suhu kritis, tampilan CUI. API RP 580/581 Risk-Based Inspection (RBI) Metodologi RBI. CUI mekanisme risiko tinggi. Menentukan frekuensi Insulation Removal . Slide 23: Standar dari NACE & ASME 2. Standar dari NACE International (AMPP) Standar NACE Judul dan Fokus Utama Relevansi Terhadap CUI NACE SP0198 Control of Corrosion Under Thermal Insulation and Fireproofing Materials — A Systems Approach Standar utama NACE untuk CUI. Praktik terbaik desain insulasi, pemilihan material, instalasi, pemeliharaan, dan inspeksi. NACE No. 1 / SSPC-SP 5 White Metal Blast Cleaning Penting untuk persiapan permukaan pipa baja karbon sebelum aplikasi pelapisan anti-korosi di bawah insulasi. 3. Standar dari American Society of Mechanical Engineers (ASME) Standar ASME Judul dan Fokus Utama Relevansi Terhadap CUI ASME B31.3 Process Piping Kode desain, konstruksi, fabrikasi, pengujian perpipaan. Mensyaratkan desain minimalkan korosi eksternal, termasuk insulasi. ASME PCC-2 Repair of Pressure Metode dan praktik rekomendasi untuk perbaikan peralatan bertekanan dan perpipaan. Relevan ketika CUI menyebabkan wall thinning atau kebocoran. Slide 24: Standar ASME (Lanjutan) & ASTM Standar ASME Judul dan Fokus Utama Relevansi Terhadap CUI ASME Section VIII Div 1 Rules for Construction of Pressure Vessels Aturan konstruksi bejana tekan. CUI ancaman signifikan. Mempengaruhi instalasi insulasi pada skirt bejana. 4. Standar Material dan Umum Standar Fokus Utama Relevansi Terhadap CUI ASTM C795 Standard Specification for Thermal Insulation for Use in Contact with Austenitic Stainless Steel Standar kritis untuk pengujian kandungan klorida yang dapat larut ( leachable chlorides ) dalam material insulasi. Klorida akselerator CUI utama. Slide 25: Penelitian Terdahulu 2.6 Penelitian Terdahulu Penelitian mengenai CUI pada pipa carbon steel telah banyak dilakukan, fenomena ini penyebab utama kegagalan peralatan proses. Beberapa penelitian terdahulu yang relevan: Ahmad et al. (2016): Kelembaban lingkungan dan desain insulasi buruk adalah faktor utama penyebab CUI. Lee & Lee (2019): Metode RBI mengidentifikasi pipa kritis yang memerlukan inspeksi prioritas. Sari (2020): Penerapan ASME PCC-2 untuk perbaikan CUI, metode patching hanya bersifat sementara, perlu strategi jangka panjang. Smith & Thompson (2015): Kelembaban terjebak dalam insulasi akibat kerusakan cladding aluminium penyebab utama CUI pada pipa Carbon steel diameter $>1$ inci. Rahman et al. (2017): Suhu $60-120^\circ C$ paling kritis bagi CUI karena siklus kondensasi air. Putra (2019): RBI menunjukkan segmen pipa carbon steel pada unit platforming berisiko sedang hingga tinggi, rekomendasi mitigasi: penggantian insulasi, coating anti-CUI, inspeksi ultrasonik. Zhang & Lee (2020): Moisture barrier berbasis epoxy mengurangi $40-60\%$ potensi CUI. Santoso (2021): Pipa diameter besar ($>2$ inci) dan suhu menengah memiliki probabilitas kegagalan lebih tinggi akibat CUI, terutama jika program inspeksi tidak rutin. Slide 26: BAB III - Kerangka Konsep 3.1.1 Latar Konseptual CUI: Mekanisme kerusakan signifikan pada pipa industri migas, terutama Hot Piping (Carbon steel Unit 201 Prefractionation Area Platforming). CUI terjadi ketika kelembaban, air proses, atau kontaminan (klorida, sulfur) terperangkap di bawah insulasi termal, bereaksi dengan permukaan logam. Standar Industri (NACE SP0198, API RP 571, ASME PCC-3) mengidentifikasi CUI sebagai high-risk degradation mechanism pada pipa carbon steel beroperasi $50-175^\circ C$. Penelitian ini berfokus pada identifikasi faktor penyebab CUI, evaluasi efektivitas metode monitoring, serta analisis strategi pencegahan dan mitigasi. Diagram Kerangka Konsep: FAKTOR PENYEBAB CUI MEKANISME TERJADINYA KOROSI UNDER INSULATION PENCEGAHAN (PREVENTIVE) MITIGASI (CORRECTIVE) • Material & Coating • Desain & Drainase • Inspeksi & Monitoring • NDT & Deteksi Dini • Perbaikan Isolasi • Cathodic Protection Slide 27: Research Gap 3.1.2 Research Gap (Kesenjangan Penelitian) CUI telah banyak diteliti, namun masih ada gap terkait prediksi risiko, faktor operasional spesifik, dan keterbatasan inspeksi non-destruktif. A. Penelitian yang Sudah Ada: Smith et al. (2018): CUI meningkat pada $60-120^\circ C$ di pipa carbon steel. Keterbatasan: tidak fokus unit platforming , tidak bahas kontaminan proses. Rahman & Idris (2020): Desain insulasi multilayer memperburuk kelembaban terjebak. Keterbatasan: tidak masukkan data real plant , tidak ukur laju korosi eksisting. Tan & Shamsuddin (2021): NDT (UT, RT, pulsed eddy current ) untuk deteksi CUI kurang efektif pada pipa dengan ketebalan korosi internal bersamaan. API RP 571 (2020 Revision): Identifikasi risiko CUI pada unit Prefractionation reforming . Keterbatasan: tidak spesifik ukuran pipa, tidak model prediktif laju korosi. B. Gap Penelitian (Celah yang Ditemukan): Gap 1: Minimnya penelitian spesifik pada area Platforming (Unit 201 Prefractionation) yang memiliki: Temperatur fluktuatif ( startup/shutdown ). Potensi kondensasi reformate . Potensi chloride stress . Slide 28: Research Gap (Lanjutan) & Kontribusi Penelitian Gap 2: Belum ada model kuantitatif prediksi laju korosi CUI untuk Pipa Carbon Steel diameter $> \emptyset 1$ Inci, berdasarkan: Temperatur operasi. Kondisi insulasi. Kelembaban. Kontaminan. Inspeksi UT thickness . Gap 3: Keterbatasan inspeksi aktual (NDT) pada pipa insulated : Akurasi untuk pipa real plant (fluida proses, vibrasi, panas) belum dibahas. Pemeriksaan/inspeksi pada area yang belum dilakukan Mapping Pemetaan Pipa CarbonSteel yang terindikasi korosi. C. Kontribusi Penelitian (Novelty): Analisis laju korosi aktual CUI pada pipa carbon steel $>1$ inci di Unit 201 Prefractionation Area Platforming berdasarkan data thickness measurement & kondisi insulasi. Integrasi faktor operasional (temperatur, umur insulasi, ground water intrusion, chloride deposition ). Model konseptual prediksi risiko CUI dengan menggabungkan API 571, NACE SP0198, dan ASME PCC-3. Mapping zona rawan CUI pada sistem pipa Platforming (Area Prefractionation). Slide 29: Novelty & Variabel Penelitian 3.1.3 Novelty/Kebaharuan Fokus pada analisis CUI pada pipa carbon steel dalam konteks platforming . Pendekatan mendalam terhadap interaksi material Pipa Carbon steel, lapisan insulasi, dan kondisi operasional. Memberikan wawasan baru mengenai faktor-faktor yang memperburuk/mencegah korosi. Evaluasi Material Insulasi yang berbeda terhadap tingkat korosi. Kebaharuan Penelitian: Penelitian mendalam interaksi insulasi dan pipa carbon steel dalam konteks korosi. Identifikasi material insulasi paling berisiko menyebabkan korosi pada pipa carbon steel . Relevansi temuan terhadap pemeliharaan dan operasional pipa CarbonSteel di Unit 201 Prefractionation Area platforming , menggunakan standar internasional (ASME PCC-2, API, NACE). 3.1.4 Model Kerangka Konsep Penelitian Variabel Utama: $X_1$ = Temperatur Operasi Pipa $X_2$ = Kondisi Insulasi ( aged, damaged, wet ) $X_3$ = Paparan Air/Kelembapan ($\Delta H_2O$) $X_4$ = Kandungan Ion ($Cl^-$, $SO_x$) $X_5$ = Ketebalan Pipa ( remaining thickness ) $X_6$ = Umur Pipa/Operational Age Slide 30: Variabel Dependen & Hipotesis Penelitian Variabel Dependen: $Y$ = Tingkat Risiko Korosi Dalam Insulasi (CUI Risk Level) $Z$ = Laju Korosi Aktual (mpy atau mm/yr) 3.2 Hipotesis Penelitian H1: Temperatur operasi pipa ($X_1$) berpengaruh signifikan terhadap laju korosi CUI ($Z$) pada pipa carbon steel $>1$ inci di Area Platforming. (Dasar: NACE SP0198, CUI paling agresif $60-120^\circ C$). H2: Kerusakan insulasi dan tingkat kelembapan terperangkap ($X_2, X_3$) meningkatkan risiko CUI ($Y$). (Dasar: API RP 571, kelembapan faktor dominan inisiasi CUI). H3: Kandungan ion chloride ($X_4$) mempercepat laju penurunan ketebalan pipa ($X_5 \rightarrow Z$). (Dasar: NACE, 2019, Chloride ion mempercepat korosi melalui mekanisme under-deposit corrosion ). H4: Semakin tua umur pipa ($X_6$), semakin tinggi tingkat risiko CUI ($Y$) karena degradasi insulasi alami. H5: Laju korosi aktual ($Z$) merupakan prediktor signifikan terhadap tingkat risiko CUI ($Y$) pada pipa. (Dasar: ASME PCC-3, remaining life menentukan tingkat risiko integrity failure ). Slide 31: Ringkasan Variabel Penelitian & Variabel dalam Diagram CUI 3.2.1 Variabel Penelitian (Ringkasan) Jenis Variabel Indikator Independen $X_1$ Temperatur operasi $X_2$ Kondisi fisik insulasi $X_3$ Kelembaban & Infiltrasi air $X_4$ Kandungan chloride/sulfur $X_5$ Ketebalan pipa (UT) $X_6$ Umur pipa Dependen $Y$ Tingkat Risiko CUI $Z$ Laju Korosi (mm/year) 3.2.2 Variabel dalam Diagram Kerangka CUI Kategori Contoh Variabel Keterangan Variabel Independen / Penyebab Kelembaban, jenis isolasi, suhu operasi, lama ekspos Faktor yang memicu atau mempercepat korosi Variabel Dependen / Dampak Laju korosi, ketebalan pipa berkurang, integritas pipa menurun Indikator kerusakan pada pipa Variabel Moderasi / Pengaruh tambahan Kondisi pemeliharaan, akses inspeksi, kualitas material pipa Memperkuat atau mengurangi laju korosi Strategi Intervensi Metode monitoring, pencegahan, mitigasi Tindakan untuk menjaga integritas pipa Slide 32: Hubungan Antar Variabel & BAB IV - Metode Penelitian Hubungan antar variabel (dapat divisualisasi dalam diagram): Panah dari kelembapan, jenis isolasi, dan suhu $\rightarrow$ mempengaruhi laju korosi. Pemeliharaan dan inspeksi rutin $\rightarrow$ moderasi pengaruh kelembapan terhadap laju korosi. Metode monitoring dan mitigasi $\rightarrow$ menurunkan risiko kegagalan pipa. Slide 33: BAB IV - Metode Penelitian / Pelaksanaan 4.1 Rencana Penelitian Metode Deskriptif-Analitis: Analisis hasil pengukuran thickness pada pipa Carbonsteel berinsulasi diameter $> \emptyset 1$ Inci di Unit 201 Prefractionation Area Platforming. Tujuan: Menganalisis fenomena CUI berdasarkan data lapangan, acuan standar industri internasional. Penelitian deskriptif analitis menggambarkan fenomena aktual berdasarkan fakta empiris (Sugiyono, 2019). Rancangan penelitian mengintegrasikan konsep Risk-Based Inspection (RBI) (API RP 581, 2023) untuk penilaian kuantitatif Probability of Failure (PoF) dan Consequence of Failure (CoF) . 4.2 Lokasi dan Waktu Penelitian Lokasi: Unit 201 Prefractionation Area Platforming Kilang Minyak dan Gas. Objek: Sistem Pipa CarbonSteel berinsulasi (CS – Carbon Steel insulated pipeline ) dengan fluida hidrokarbon bertekanan dan bersuhu $60-180^\circ C$. Periode: Januari – Agustus 2026. Durasi: $\pm 7$ bulan (studi literatur, observasi lapangan, pengujian lab, analisis data, penyusunan laporan). Slide 34: Tahapan Penelitian 4.3 Tahapan Penelitian Tahapan pelaksanaan penelitian disusun secara sistematis: Studi Literatur: Kajian pustaka teori dan penelitian terdahulu CUI pada pipa baja karbon, mekanisme localized corrosion , perhitungan risiko berbasis API dan ASME. Referensi utama: API 571 ( Damage Mechanisms ), API 581 ( Risk-Based Inspection ), ASME PCC-2 ( Repair of Pressure Equipment ), NACE SP0198 ( Control of Corrosion ). Observasi Lapangan dan Pengumpulan Data: Inspeksi visual kondisi insulasi dan permukaan pipa. Pengukuran ketebalan ( thickness measurement ) menggunakan Ultrasonic Thickness Gauge (UTG) . Dokumentasi pada pipa Carbonsteel . Pengambilan data operasi (tekanan, suhu, jenis fluida, umur operasi). Identifikasi Titik Rawan CUI: Metode Risk screening menggunakan diagram isometrik pipa. Area dengan indikasi retakan, kerusakan cladding , rembesan air dikategorikan CUI- prone zones (NACE SP0198, 2017). Slide 35: Perhitungan Laju Korosi & Analisis Risiko Perhitungan Laju Korosi: Mengacu ASTM G1-03 dan API 581. $$ CR = \frac{(T_i - T_f)}{t} $$ CR = laju korosi (mm/tahun) $T_i$ = ketebalan awal (mm) $T_f$ = ketebalan akhir (mm) $t$ = waktu operasi (tahun) Nilai allowable corrosion rate dibandingkan dengan design Corrosion allowance (API 571, 2021). Analisis Risiko ( Probability of Failure ): Penilaian risiko sesuai API RP 581 Section 5 ( thickness data, inspection confidence, damage mechanism type ). $$ PoF = f(CR, T_{remaining}, t_{inspection}) $$ Klasifikasi risiko: Low, Medium, High berdasarkan Risk Matrix API 581 (2023). Slide 36: Evaluasi & Rekomendasi Mitigasi Evaluasi dan Rekomendasi Mitigasi: Hasil perhitungan laju korosi dan PoF digunakan untuk rekomendasi teknis: Interval inspeksi optimal (API 581, Annex D). Perbaikan sistem isolasi sesuai ASME PCC-2 Article 3.3. Penerapan barrier coating tahan lembap atau water-repellent insulation system (NACE SP0198, 2017). 4.3.7 Alur Penelitian Tahap I: Kajian Literatur dan Pengumpulan Data Primer (Lapangan) Kajian Literatur Intensif: Mekanisme CUI: Teori elektrokimia, korosi sumur (pitting), pengaruh termodinamika (API RP 571). Standar dan Kode: Standar utama CUI (API RP 583, NACE SP0198, API 570, ASME B31.3). Metode Inspeksi: Prinsip kerja NDT ( Pulsed Eddy Current - PEC, Guided Wave UT - GWUT ). Slide 37: Pengumpulan Data Primer & Sekunder 4.3.7.2 Pengumpulan Data Primer dan Sekunder Data Sekunder (Riwayat Operasi dan Inspeksi): Spesifikasi material perpipaan ( Carbon Steel - ASTM A106 Grade B). Parameter operasional (suhu proses, tekanan). Laporan inspeksi sebelumnya (data wall thickness , lokasi kebocoran, hasil RBI). Jenis dan spesifikasi insulasi ( calcium silicate, foam glass ) dan pelapis. Data Primer (Inspeksi Lapangan/Pengukuran): Pengamatan visual kondisi cladding (kerusakan, celah, penetrasi air). Pengambilan data ketebalan dinding ( Wall Thickness - WT) menggunakan Ultrasonic Testing (UT) setelah insulasi dibuka ( Insulation Removal ). Penerapan teknologi NDT non-intrusif (PEC untuk screening area luas). Pengambilan sampel insulasi (analisis kandungan klorida larut, ASTM C795). Slide 38: Analisis Data & Evaluasi Risiko Tahap II: Analisis Data Data terkumpul dianalisis untuk identifikasi tingkat keparahan CUI dan faktor pemicunya. A. Perhitungan Laju Korosi Laju korosi rata-rata ( Corrosion Rate - CR) dihitung menggunakan data ketebalan dinding aktual dan historis: $$ CR = \frac{WT_{awal} – WT_{aktual}}{\Delta T_{operasi}} $$ $WT_{awal}$: Ketebalan dinding nominal atau awal (mm). $WT_{aktual}$: Ketebalan dinding yang diukur (mm). $\Delta T_{operasi}$: Selang waktu operasi antara dua pengukuran (tahun). B. Analisis Faktor Pendorong Analisis Suhu: Membandingkan suhu operasional pipa dengan rentang suhu kritis CUI ($4^\circ C - 175^\circ C$) sesuai API RP 571. Analisis Desain dan Kondisi Insulasi: Menilai integritas cladding dan insulasi terhadap persyaratan desain NACE SP0198. Analisis Kontaminan: Menganalisis hasil uji klorida pada sampel insulasi dan membandingkannya dengan batas yang diizinkan (ASTM C795). Slide 39: Evaluasi Integritas & Sisa Umur, Perumusan Rekomendasi Mitigasi C. Evaluasi Integritas dan Sisa Umur Perhitungan Remaining Life (RL): $$ RL = \frac{WT_{aktual} - WT_{min}}{CR} $$ $WT_{min}$: Ketebalan dinding minimum yang diizinkan (ASME B31.3). Penilaian RBI: Menggunakan prinsip API RP 580/581 untuk menilai Probability of Failure (PoF) dan Consequence of Failure (CoF) yang disebabkan oleh CUI. Tahap III: Perumusan Rekomendasi Mitigasi Merumuskan strategi penanggulangan berbasis temuan analisis dan standar industri. Evaluasi Program Inspeksi Saat Ini: Mengevaluasi efektivitas dan jadwal inspeksi UT dan NDT canggih (PEC/GWUT) berdasarkan API 570. Rekomendasi Pelapisan ( Coating ): Sistem pelapisan tahan suhu dan air (epoksi, silikon khusus CUI) sesuai NACE SP0198. Rekomendasi Desain Insulasi: Peningkatan desain insulasi dan cladding ( sealing , insulasi hidrofobik) mencegah masuknya air. Slide 40: Rekomendasi Perbaikan & Diagram Alur Penelitian Rekomendasi Perbaikan: Jika kerusakan parah, merekomendasikan weld overlay , penggantian segmen pipa, atau penggunaan composite wrap berdasarkan ASME PCC-2. Perumusan Prosedur Mitigasi: Menyusun prosedur mitigasi CUI spesifik dan berkelanjutan untuk area Platforming . 4.4 Diagram Alur Penelitian DIAGRAM ALUR PENELITIAN MULAI Studi Literatur (API 581, ASME PCC-2, NACE SP0198) Identifikasi Lokasi & Objek Penelitian (Inspeksi visual, pengukuran thickness, temperatur) Analisis Data (Identifikasi jenis korosi, tingkat kerusakan, PoF) Evaluasi Risiko (Metode RBI berdasarkan API 581) Kesimpulan & Saran SELESAI Slide 41: Penjelasan Diagram Alur Penelitian CUI 4.4.1 Penjelasan Diagram Alur Penelitian CUI Penelitian ini mengikuti alur proses yang terstruktur sebagai berikut: Mulai (Start): Penetapan tujuan evaluasi dan mitigasi risiko CUI pada Pipa Carbon steel di area Platforming . Studi Literatur ( Literature Review ): Pengumpulan dan kajian referensi standar industri dan praktik terbaik terkait CUI. API 581 ( Risk-Based Inspection Technology ): Analisis dan kuantifikasi risiko berbasis inspeksi (RBI). ASME PCC-2 ( Repair of Pressure Equipment and Piping ): Panduan perbaikan kerusakan. NACE SP0198 ( Control of Corrosion Under Thermal Insulation and Fireproofing Materials ): Pencegahan dan pengendalian CUI. Identifikasi Lokasi & Objek Penelitian ( Field Data Collection ): Pengumpulan data primer di lapangan. Inspeksi visual: Kerusakan cladding dan kondisi insulasi (noda, retak, saturasi air). Pengukuran thickness (ketebalan): NDT ( Ultrasonic Testing ) untuk mengukur ketebalan dinding pipa. Pengukuran temperatur: Mencatat suhu operasi pipa. Slide 42: Analisis Data, Evaluasi Risiko, Kesimpulan & Saran Analisis Data ( Data Analysis ): Data terkumpul diolah untuk identifikasi kerusakan dan potensi kegagalan. Identifikasi jenis korosi: Pitting atau uniform corrosion . Tingkat kerusakan: Menghitung laju korosi historis, membandingkan dengan ketebalan dinding pipa minimum. PoF (Probability of Failure) : Menghitung probabilitas kegagalan (pipa bocor/pecah) berdasarkan laju korosi dan sisa umur pakai. Evaluasi Risiko ( Risk Assessment ): Menggabungkan hasil analisis data ke dalam kerangka kerja RBI. Metode RBI berdasarkan API 581: Menghitung nilai risiko ( Risk ) = PoF $\times$ CoF (Consequence of Failure) . Tujuan: Kategorisasi pipa berdasarkan tingkat risiko (Rendah, Sedang, Tinggi) dan prioritas jadwal inspeksi. Kesimpulan & Saran ( Conclusion & Recommendation ): Merumuskan temuan penelitian dan rekomendasi. Kesimpulan: Merangkum area kritis berisiko tinggi CUI, faktor dominan pemicu korosi, hasil perhitungan risiko. Saran: Rekomendasi mitigasi (perbaikan cladding , penggantian insulasi tahan CUI, coating anti-korosi, penyesuaian interval inspeksi berdasarkan RBI). Selesai (End): Penelitian berakhir setelah laporan akhir dan rekomendasi diserahkan. Slide 43: Peralatan Kerja & Metode Analisis Data 4.5 Peralatan Kerja No Peralatan / Bahan Fungsi Acuan Standar 1 Ultrasonic Thickness Gauge Pengukuran ketebalan pipa ASTM E797 2 Kamera Digital Industri Dokumentasi kondisi isolasi - 4.6 Metode Analisis Data Analisis data dilakukan melalui pendekatan: Kuantitatif: Menghitung laju korosi aktual, remaining life , dan probability of failure menggunakan persamaan API 581. Kualitatif: Menganalisis penyebab dominan CUI, kondisi lingkungan, dan integritas sistem isolasi. Data hasil pengujian divalidasi terhadap batas desain minimum ( Minimum Allowable Thickness ) dan diklasifikasikan menurut level risiko (API 581, Table 5.8). Slide 44: Validasi & Verifikasi Data 4.7. Validasi dan Verifikasi Data Verifikasi ( Verification ): Memastikan data (inspeksi lapangan, sensor, dokumen) lengkap, akurat, dan sesuai sumber aslinya. Validasi ( Validation ): Memastikan data logis, masuk akal secara fisik/kimiawi, dan sesuai model korosi yang diharapkan pada kondisi operasi Platforming . Tujuan: Mencegah kesalahan perhitungan Remaining Life dan kegagalan katastropik akibat data sampah ( Garbage In, Garbage Out ). Validasi dan Verifikasi data CUI pada Pipa Carbon Steel di Unit Prefractionation Area Platforming melibatkan integrasi data suhu operasi, kondisi fisik insulasi, serta pemahaman CUI bersifat lokal dan tersembunyi. Diperlukan Cross-Validation antara hasil Non Destructive Examination (NDE) dan pemeriksaan visual pada kondisi weather-proofing (jaket pelindung). Slide 45: Matriks Validasi Data Tabel Matriks Validasi (Checklist) Parameter Data Kriteria Verifikasi (Format) Kriteria Validasi (Logika Engineering) Tindakan Jika Gagal Temperatur Angka tercatat dalam derajat Celcius/Fahrenheit. Apakah masuk rentang CUI ($-4^\circ C$ s.d $175^\circ C$)? Apakah Intermittent ? Konfirmasi ke bagian Operasi/Process. Material Grade Carbon Steel (misal: A106 Gr B). Apakah material sesuai spek desain awal? Apakah ada upgrade material? Cek dokumen MOC ( Management of Change ). Ketebalan (UT) Satuan mm/inch, desimal benar. Bandingkan dengan ketebalan nominal dan Last Reading . Apakah penipisan masuk akal? Lakukan Re-check lapangan / Strip Insulation . Kondisi Isolasi Deskripsi jelas (Basah/Kering/Rusak). Jika "Kering" tapi lokasi di area Cooling Tower ( spray ) atau tanpa weatherproofing , ragukan data. Minta foto bukti lapangan. Coating Ada/Tidak, Jenis (TSA/Painting). Jika ada Thermal Spray Aluminum (TSA) , CUI rate harusnya sangat rendah/nol. Jika coating ada tapi korosi tinggi, cek kualitas aplikasi coating . Slide 46: Jadwal Pelaksanaan Penelitian 4.8 Jadwal Pelaksanaan Penelitian No Tahapan Kegiatan Waktu Pelaksanaan (2026) 1 Studi Literatur & Penyusunan Proposal Januari – Februari 2 Persiapan & Identifikasi Lokasi Penelitian Februari – Maret 3 Pengumpulan Data Lapangan (Inspeksi visual, thickness, temperatur) Maret – April 4 Validasi Data (Verifikasi hasil pengukuran & konsistensi data) April – Mei 5 Analisis Data (jenis korosi, tingkat kerusakan, PoF) Mei – Juni 6 Evaluasi Risiko (Metode RBI API 581) Juni – Juli 7 Penyusunan Bab V & VI (Hasil dan Kesimpulan) Juli 8 Penyusunan Laporan Akhir & Revisi Juli – Agustus 9 Seminar Hasil / Sidang Akhir Agustus Slide 47: Hasil Penelitian yang Diharapkan 4.9. Hasil Penelitian yang Diharapkan Diperoleh nilai laju korosi aktual ( Corrosion rate ) untuk Pipa Carbonsteel yang berinsulasi di Unit 201 Prefractionation Area Platforming . Diperoleh model Probability of Failure (PoF) berdasarkan pendekatan API 581. Identifikasi area paling rentan terhadap CUI beserta tingkat risikonya. Rekomendasi tindakan mitigasi dan inspeksi berbasis risiko sesuai standar industri. Slide 48: Penutup TERIMA KASIH FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS BRAWIJAYA