IMPLEMENTASI RISK ASSESSMENT PADA PIPELINE GAS JALUR BADAK - BONTANG
Muhammad (NRP. 2707100058)
Dosen Pembimbing : Ir. Muchtar Karokaro, M.Sc. ; Sutarsis, ST. M.Sc. Jurusan Teknik Material dan Metalurgi, Fakultas Teknologi Industri
Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya [email protected]
ABSTRAK
Pipeline merupakan sarana transportasi diam yang berfungsi untuk mendistribusikan fluida baik dalam bentuk liquid maupun gas. Sementara itu, resiko didefinisikan sebagai kombinasi antara kemungkinan terjadinya kegagalan (probability of failure) dan konsekuensi terjadinya kegagalan (consequence of failure).
Pada penelitian ini dilakukan implementasi penilaian resiko dengan menggunakan model indeks atau scoring seperti yang dikembangkan oleh W. Kent Muhlbauer. Metode scoring didasarkan pada indeks kerusakan akibat pihak ketiga, indeks korosi, indeks desain, indeks kesalahan operasi, dan faktor dampak kebocoran. Selanjutnya dilakukan pemetaan resiko menggunakan matriks 4x4 yang diklasifikasikan kedalam tiga kategori resiko yaitu low, medium, dan high. Implementasi ini dilakukan terhadap pipeline gas jalur Badak – Bontang sepanjang 1,5 km yang dibagi kedalam tiga section berdasarkan kondisi lingkungannya dengan panjang masing-masing 500 m.
Dari hasil penilaian resiko pada pilepline gas jalur Badak – Bontang didapatkan skor akhir indeks untuk masing-masing section 1 (satu), 2 (dua), dan 3 (tiga) berturut-turut 244,89; 244,99; dan 255,69 poin. Sedangkan skor akhir dampak kebocoran berturut-turut ialah 3,5; 2,33; dan 1,16 poin. Berdasarkan pemetaan resiko (skor indeks – dampak kebocoran) pada matriks 4x4 diperoleh hasil untuk seluruh section termasuk ke dalam kategori medium risk, hanya saja pada section 1 dan 2 nilainya telah mendekati high risk.
Dari hasil tersebut maka perlu dilakukan mitigasi atau usaha pencegahan pada section yang memiliki nilai skor kecil (resiko tinggi) yaitu section 1 dan 2 agar resiko bisa ditekan menjadi lebih rendah (low risk). Usaha pencegahan yang dapat dilakukan yaitu integirty verification pada pipa serta memperpendek interval inspeksi.
Kata kunci: indeks, pipeline, risk assessment, risk matriks.
PENDAHULUAN
Industri pengolahan minyak dan gas alam adalah salah satu industri yang
memerlukan program inspeksi dan perawatan peralatan yang cukup ketat terutama pada pipa penyalur (pipeline). Hal
ini dikarenakan pipa penyalur memiliki potensi resiko cukup tinggi terhadap lingkungan seperti kebakaran, peledakan, serta pencemaran lingkungan. Faktor penyebab terjadinya resiko tersebut dapat diakibatkan oleh faktor internal seperti korosi maupun faktor eksternal seperti lingkungan ataupun masyarakat sekitar. Kegagalan operasi pipa penyalur yang diakibatkan kebocoran akan membawa dampak yang akan membahayakan manusia mengingat jalur pipa yang ada saat ini sebagian besar terletak pada daerah pemukiman penduduk, daerah lalu lintas, industri maupun tanah pertanian.
Untuk menjaga sistem perpipaan tersebut agar beroperasi dengan tingkat resiko seminimum mungkin maka perlu dilakukan evaluasi secara kontinyu terhadap tingkat resiko sistem pipa penyalur sehingga dapat diketahui tingkat resiko pada jalur pipa tersebut. Kemudian dibuat suatu perencanaan pemeliharaan yang baik, serta menentukan skala prioritas dalam penentuan perencanaan inspeksi dan strategi pemeliharaannya terutama pada bagian yang memiliki tingkat resiko tinggi.
Pada aplikasinya penilaian resiko dilakukan dengan menggunakan software dengan memasukkan data-data yang dibutuhkan seperti software Linaview Pro. Studi ini merupakan implementasi penilaian resiko pada pipeline dengan metode pemberian skor secara manual. Penilaian resiko ini dilakukan pada pipa penyalur tipe API 5L-B dengan produk berupa gas.Model penilaian resiko (risk assesment) yang dipakai dalam penelitian ini adalah model
penilaian resiko yang dikembangkan oleh W. Kent Muhlbauer.
Tujuan dari penelitian ini adalah meng-implementasikan risk assesment pada
pipeline gas dengan metode pemberian skor (index model) serta memprediksi tingkat
resiko pada pipeline.
METODOLOGI
Dalam penelitian ini dilakukan implementasi penilaian resiko dengan metode scoring yang dikembangkan oleh W. Kent Muhlbauer serta pengujian material API 5L–B sesuai dengan diagram alir pada gambar 1.
Untuk melakukan risk assessment ada beberapa tahap yang harus dilakukan yaitu: 1. Penentuan formula / model
Pada implementasi ini model penilaian resiko yang digunakan ialah model indeks (pemberian skor). Pada formula tersebut terdapat indeks dan leak impact
factor. Selain itu juga dibuat formula
penilaian (rangkuman) dengan format sederhana dari excel.
2. Penelaahan data dan dokumen
Data yang digunakan dalam
implementasi risk assessment ini ialah hasil proyek pipa gas 36” dari PT. XYZ. Data yang dibutuhkan ialah desain dan konstruksi, operasi, maintenance dan inspeksi, survey lapangan, serta interview inspektor pelaksana proyek. Setelah dilakukan pengumpulan atau penelaahan data dibuatlah sectioning atau pembidangan jalur pipa. Pada implementasi ini menggunakan metode
fixed length approach dengan panjang
500 m sepanjang 1,5 km. 3. Pemberian skor indeks dan LIF
Setelah data terkumpul maka ditelaah satu persatu dan dilakukan penilaian pada masing-masing indeks disetiap segmennya. Dari mulai indeks kerusakan akibat pihak ketiga, indeks korosi, indeks desain, indeks kesalahan operasi, dan dampak kebocoran. Masing-masing poin diberikan skor/ nilai sesuai panduan pada formula yang telah dibuat diawal.
4. Penjumlahan nilai / Indeks sum
Nilai dari seluruh indeks dijumlahkan dengan batas skor maksimum 100. Sehingga setiap section akan memiliki nilai akhir indeks maksimal 400 poin. Kemudian nilai leak impact factor dihitung. Skor leak impact factor maksimum 10 poin untuk produk gas metana. Maka didapat nilai total indeks dan leak impact factor pada setiap segmen.
5. Risk Matrix
Pembacaan tingkat resiko dilakukan dengan bantuan model matriks. Sumbu x berupa probability of failure atau jumlah total index dan sumbu y berupa
consequence of failure atau leak impact factor. Setelah itu dibuat peta matriks
4x4 (empat kolom penuh pada sumbu x dan sumbu y). Kemudian dibagi tiga kategori resiko yaitu kategori low,
medium, dan high. Sehingga masing-masing section akan didapat
tingkat resiko hasil penilaian dengan metode skor.
Gambar 1. Diagram Alir Implementasi
HASIL DAN PEMBAHASAN Data Umum Pipa dan Sectioning
Produk : Natural gas Kode desain : ASME B31.8 Tipe pipa : Seamless pipe Material : API 5L grade B Ukuran (OD) : 36 inchi
Pressure desain : 1.200 psi
MAOP : 910 psi
Pressure operasi : 670 psi Temperatur operasi : 19° – 38° C Tahun dibangun : 1976
Proteksi katodik : ICCP
Tipe coating : Coaltar enamel
Kondisi : Jalur pipa
tertanam (buried) Tabel 1. Hasil sectioning jalur pipa
Sect Jarak Km
1 500 m 00+000 s/d 00+500 2 500 m 01+500 s/d 02+000 3 500 m 02+000 s/d 02+500
Sebagai permulaan proses penilaian resiko pipa gas 36” sepanjang 1,5 km terlebih dahulu dilakukan pengumpulan data dan hasil survey (survey form). Data-data yang dibutuhkan yaitu desain, operasi, hasil inspeksi, SHE dan maintenance. Sedangkan survey dilakukan untuk mengamati kondisi pipa secara langsung dan khususnya untuk mengetahui kondisi indeks akibat pihak ketiga. Kelengkapan data akan sangat mempengaruhi pemberian skor. Jika dalam pemberian skor tidak didukung dengan data maka dikategorikan sebagai kondisi
uncertainty (ketidakpastian kondisi). Artinya, jika data tidak ada maka diberi skor 0 (nol) poin dikarenakan uncertainty berarti
increasing risk (meningkatkan nilai resiko)
dan skor 0 (nol) menandakan tingkat resiko tertinggi.
Pada implementasi ini pipa yang digunakan ialah pipa tanpa sambungan
(seamless pipe) API 5L-B dengan diameter
luar 36” dan produk yang dialirkan berupa gas alam atau CH4 (metana). Pipa dibangun
pada tahun 1976 dengan kode desain ASME B31.8. Standar tersebut digunakan karena produk yang dialirkan pipa berupa gas.
Untuk mengantisipasi korosi digunakan proteksi katodik jenis arus paksa atau
(impressed current cathodic protection).
Kondisi jalur pipa ialah tertanam dibawah tanah (buried metal) tetapi digunakan coating pada bagian luar pipa dengan tipe coaltar enamel.
Setalah dilakukan pengumpulan data, selanjutnya dilakukan sectioning atau pembidangan pipa. Pada implementasi ini,
sectioning menggunakan metode fixed length approach sepanjang 500 m. Artinya,
pipa sepanjang 1,5 km akan dibagi setiap bidangnya sepanjang 500 m sehingga didapat section berjumlah 3 buah sebagaimana yang dicantumkan pada tabel 1. Setelah itu baru dilakukan penilaian resiko dengan metode pemberian skor terhadap masing-masing section baik komponen indeks maupun komponen faktor dampak kebocoran.
Hasil Scoring Pipa 36” 1,5 Km.
Tabel 2. Hasil skor indeks kerusakan akibat pihak ketiga
1 2 3
Kedalaman pipa 17 13,1 11,8 Tingkat aktivitas disekitar
jalur pipa 0 8 15
Sarana diatas jalur pipa 5 3 6 Sistem panggilan darurat 15 15 15 Pengetahuan masyarakat
terhadap jalur pipa 15 15 15
Kondisi jalur pipa 3 3 3
frekuensi patroli 15 15 15 Total skor 70 72,1 80,8 Komponen nilai Skor tiap section
Tabel 3. Hasil skor indeks korosi 1 2 3 Korosi atmosfer - Sarana 5 5 5 - Tipe 4 4 4 - coating 4,58 4,58 4,58 Korosi internal - Produk korosi 9 9 9 - Proteksi internal 7 7 7 Korosi logam tertanam
- Proteksi katodik 8 8 8 - Kondisi pelapisan 9,16 9,16 9,16 - Korosivitas tanah 4 2 4 - Usia pipa 0 0 0 - Aliran arus 0 0 0 - gangguan arus AC 4 4 4 - mekanisme korosi 3 3 3 -Uji kebocoran 0 0 0 -Survey polarisasi 8 8 8 -Inspeksi internal 7 7 7 Total skor 72,74 70,74 72,74 Komponen nilai Skor tiap section
Tabel 4. Hasil skor indeks kesalahan operasi
1 2 3 Desain - Identifikasi bahaya 4 4 4 - ptensi MAOP 12 12 12 - sistem keamanan 3 3 3 - pemilihan material 2 2 2 - pengecekan 2 2 2 Konstruksi 4 4 4 Operasi - Prosedur 7 7 7 - komunikasi SCADA 3 3 3 - tes obat-obatan 2 2 2 - program keselamatan 2 2 2 - survey 5 5 5 - pelatihan 10 10 10 - pencegahan kesalahan mekanik 0 0 0 Perawatan 15 15 15 Total skor 71 71 71
Komponen nilai Skor tiap section
Tabel 5. Hasil skor indeks desain
1 2 3
Faktor keamanan desain 11,15 11,15 11,15
Fatigue 0 0 0
Potensi sentakan 10 10 10
Verifikasi terpadu 0 0 0
Perpindahan tanah 10 10 10 Total skor 31,15 31,15 31,15 Komponen nilai Skor tiap section
Tabel 6. Hasil skor dampak kebocoran 1 2 3 Bahaya produk a.Bahaya akut 5 5 5 b. Bahaya kronis 2 2 2 Faktor penyebaran (dispersi) a.Liquid/vapor spill 6 6 6 b.Tingkat populasi 3 2 1
Komponen nilai Skor tiap section
Tabel 7. Hasil akhir skor indeks dan dampak kebocoran
1 2 3
Indeks third party damage 70 72,1 80,8 Indeks corrosion 72,74 70,74 72,74 Indeks design 31,15 31,15 31,15 Indeks incorrect operations 71 71 71 Total seluruh indeks 244,9 245 255,7
Leak Impact Factor 3,5 2,33 1,16
Komponen Indeks dan Dampak Kebocoran
Total skor tiap section
Penilaian resiko atau pemberian skor dilakukan berurutan dari mulai indeks kerusakan akibat pihak ketiga, indeks korosi, indeks desain, indeks kesalahan operasi, dan yang terakhir pemberian skor pada komponen dampak kebocoran pipa. Skor akhir pada setiap indeks didapat dari
hasil penjumlahan seluruh poin pada sub-sub indeks penilaian. Hasil skor untuk indeks kerusakan akibat pihak ketiga memiliki nilai berbeda pada setiap section. Untuk section 1 total skornya ialah 70 poin, sedangkan pada section 2 ialah 72,1 poin, dan pada section 3 totalnya ialah 80,8 poin. Nilai yang berbeda-beda ini menandakan bahwa pada setiap section memiliki kondisi pihak ketiga yang berbeda-beda.
Gambar 2. Diagram hasil skor indeks kerusakan akibat pihak ketiga
Sedangkan hasil skor untuk indeks korosi ialah 72,74 poin untuk section 1 dan 3, serta 70,74 poin untuk section 2. Hasil ini dapat dilihat pada histogram dibawah ini.
Gambar 3. Diagram hasil skor indeks korosi
Pada indeks korosi skor untuk
section 1 dan 3 memiliki nilai yang sama
dikarenakan secara umum kondisi korosinya sama. Hal ini bisa dilihat penilaian korosi atmosfer yang memiliki nilai sama pada seluruh section dikarenakan kondisi lingkungan dan pelindung (coating) yang juga sama. Sedangkan pada bagian korosi internal sangat dipengaruhi oleh jenis aliran dan produk yang dialirkan pun seragam. Dan yang paling penting yaitu tidak ditemukannya data history yang menyatakan bahwa ada kasus khusus yang diakibatkan oleh korosi pada ketiga section ini seperti kebocoran akibat korosi sumuran, dsb. Pada indeks ini ada beberapa data yang tidak ada yaitu pada bagian aliran arus ke tempat lain, tes leads, dan survey polarisasi. Semuanya diberikan skor 0 (nol) kecuali pada bagian survey polarisasi. Hal ini dikarenakan survey polarisasi skornya diimprove dengan melakukan simulasi pengujian polarisasi pada material API 5L-B dengan media air tanah. Simulasi dengan air tanah dipilih karena kondisi pipa yang berada terpendam didalam tanah.
Sementara itu untuk indeks desain dan indeks kesalahan operasi memiliki total skor yang sama pada setiap section, berturut-turut dengan nilai 31,15 poin dan 71 poin. Pada indeks desain perbedaan skor sangat dipengaruhi oleh safety factor dan penilaian pada bagian ini dilihat dari ketebalan aktual dan ketebalan desain. Dikarenakan nilai ketebalan tersebut tidak didapat maka penilaian dilakukan dengan opsi lain yaitu dengan melihat perbandingan nilai tekanan desain dan MAOP (tekanan
operasi maksimum yang dibolehkan). Berdasarkan data nilai tekanan untuk section satu sampai tiga ialah sama sehingga skornya pun sama.
Gambar 4. Diagram hasil skor indeks desain (diagram batang 1) dan indeks kesalahan
operasi (diagram batang 2)
Pada indeks desain memiliki nilai sangat kecil dikarenakan beberapa faktor yaitu usia pipa yang sudah cukup tua yaitu 35 tahun serta ada beberapa data yang tidak tersedia sehingga mempengaruhi nilai akhirnya. Data yang tidak tersedia yaitu bagian fatigue dan integrity verification. Apalagi pada kedua bagian tersebut memiliki bobot yang cukup besar dengan total nilai 40 poin. Sehingga ketidak- lengkapan data tersebut akan meningkatkan nilai resiko sebagaimana yang telah dijelaskan pada bab dua bahwa ketidak- pastian (uncertainty) akan meningkatkan nilai resiko bahkan diberi nilai resiko tertinggi yang berarti mendapatkan skor 0 (nol) poin. Karena sistem penilaian pada metode pemberian skor ini ialah semakin besar nilai maka tingkat kemanan semakin tinggi, begitu juga sebaliknya jika nilai atau
skor rendah maka tingkat kemanannya akan rendah, itu artinya memiliki resiko yang tinggi.
Gambar 5. Diagram skor akhir indeks
Pada komponen indeks memiliki skor maksimum 400 poin karena masing-masing indeks bernilai maksimum 100 poin. Skor maksimum didapat dari penjumlahan seluruh skor indeks. Pada section 1 memiliki skor total 240,89; sedangkan pada section 2 memiliki skor akhir 240,99; dan pada section 3 memiliki skor akhir 251,69 poin. Gambar diagram diatas menunjukkan hasil skor akhir untuk komponen indeks pada setiap section.
Selain dilakukan penilaian pada komponen indeks, penilaian juga diberikan pada faktor akibat kebocoran pipa atau leak impact factor (LIF). Pada penilaian ini terdiri dari dua bagian yaitu penilaian produk bahaya dan faktor dispersi. Pada produk bahaya seluruh section memiliki total skor yang sama dikarenakan penilaian dilakukan pada produk yang dialirkan yaitu natural gas (CH4). Sedangkan pada faktor
kondisi tingkat populasi. Nilai akhir didapat dari hasil pembagian antara produk bahaya dengan faktor dispersi, semakin besar nilai LIF menunjukkan bahwa tingkat resiko akan semakin besar berbeda dengan sistem penilaian komponen indeks. Pada section satu nilai akhirnya didapat 3,5 poin, sedangkan pada section dua memiliki skor akhir 2,33 poin, dan pada section yang terakhir 1,16 poin. Kurva dibawah ialah hasil dari skor akhir untuk komponen faktor akibat kebocoran (leak impact factor).
Gambar 6. Diagram hasil LIF Pada implementasi ini dilakukan pengujian tarik dan uji polarisasi. Tujuan utama dari pengujian ini ialah untuk meningkatkan skor pada komponen indeks korosi dan indeks kesalahan operasi dikarenakan data yang dibutuhkan tidak ada. Pada pengujian tarik dilakukan untuk mengecek material pipa API 5L-B apakah secara mekanik termasuk kategori yang dikeluarkan oleh standar API untuk spesifikasi material pipa API. Pengujian tarik digunakan untuk memberikan skor pada bagian pengecekan (indeks kesalahan operasi). Sedangkan pada uji polarisasi dilakukan simulasi dengan media air tanah
untuk menentukan apakah laju korosi pipa tersebut termasuk kategori rendah, medium, atau high berdasarkan standar dari NACE.
Dari hasil uji tarik didapat nilai tegangan saat yield sebesar 446 Mpa dan tegangan saat beban maksimum sebesar 518 Mpa. Jika hasil tersebut dibandingkan dengan data persyaratan yang dibuat oleh API (pada tabel 8) maka material yang di uji ini benar-benar API 5L- B karena range nilainya termasuk dalam kategori syarat API 5L-B.
Tabel 8. Hasil uji tarik dan syarat API 5L-B
Keterangan Standar
API (MPa)
Hasil Uji (MPa) Yield Strength Min 241
446 Yield Strength Max 448
UTS Min 414
518
UTS Max 758
Sedangkan dari hasil pengujian polarisasi dengan media air tanah, laju korosi yang didapat ialah 0,3065 mpy. Berdasarkan data standar dari NACE yang mengkategorikan laju korosi kedalam empat macam yaitu low, moderate, high, dan severe, maka laju korosi material API 5L-B dalam air tanah ini tergolong rendah.
Tabel 9. Klasifikasi laju korosi berdasarkan NACE
Kategori mpy Hasil Uji
Low < 1,0 0,4005 mpy Moderate 1,0 - 4,9 High 5,0 - 10 Severe > 10
Pemetaan Tingkat Resiko
Setelah didapatkan nilai akhir dari setiap komponen penilaian resiko pipa 36” ini, maka dilakukan pemetaan tingkat resiko dengan model sederhana matriks 4x4 untuk setiap section. Kemudian matriks ini dipetakan berdasarkan kategori low,
medium, dan high risk. Pada matriks ini
sumbu y adalah leak impact factor atau bisa disebut dengan consequence of failure
(CoF) sedangkan pada sumbu x merupakan
komponen indeks atau bisa disebut
probability of failure (PoF). Sesuai dengan
teori bahwa resiko adalah hasil kali kemungkinan terjadinya kegagalan dengan konsekuensi jika terjadi kegagalan. Setelah matriks dibuat maka total skor masing-masing komponen diletakkan sesuai dengan nilain CoF dan PoF nya. Maka hasil akhirnya kita dapat memetakan apakah
section satu termasuk kategori low, medium,
atau high risk ? dan seterusnya untuk section dua dan tiga. Gambar dibawah ini ialah hasil dari pemetaan tingkat resiko dengan model matriks 4x4.
Gambar 7. Hasil risk matrix pipa gas 36”
Pada gambar diatas, tanda min (kurang) pada LIF tidak menandakan nilai akhir tetapi menunjukkan arah untuk menyesuaikan dengan risk matrix agar sesuai dengan urutan tingkat resiko yang dimulai dari low, medium, dan high risk seperti yang diperlihatkan pada gambar dibawah ini.
Gambar 8. Pemetaan resiko pipa gas 36” berdasarkan matriks 4x4
Hasil pemetaan tingkat resiko pipa gas 36” dengan model matrix 4x4 menerangkan bahwa pada section satu (titik 1) dengan nilai indeks 244,89 dan LIF 3,5 termasuk kedalam kategori medium risk, begitu pula dengan section 2 dan 3 (ditunjukkan dengan titik 2 dan 3) dengan skor indeks berturut-turut 244,99 dan 255,69 serta nilai LIF berturut-turut sebesar 2,33 dan 1,16, keduanya termasuk kedalam kategori medium risk. Hal ini ditunjukkan dengan keberadaannya pada kotak yang memiliki warna coklat. Walaupun ketiganya termasuk kedalam kategori meidum tetapi
section 1 (satu) dan 2 (dua) lebih mendekati
kategori high risk sehingga perlu dilakukan
1 2 3
mitigasi atau usaha pencegahan.
Dengan model risk matrix 4x4 maka tingkat resiko dengan penilaian skor dapat dipetakan dengan mudah. Sehingga pemilik
pipa dapat menentukan program
pemeliharan dan strategi inspeksi yang tepat untuk masing-masing kategori resiko tersebut. Dengan tingkat resiko berbeda maka penanganannya pun berbeda. Karena penanganan yang berbeda maka membutuh- kan biaya yang berbeda jika resiko dianggap sama. Dan ini akan memberikan keuntungan bagi pemilik pipa terutama dalam hal pengeluaran biaya inspeksi dan perawatan. Hal inilah yang menjadikan dasar bahwa teori manajemen resiko sangat dibutuhkan di dunia industri saat ini.
KESIMPULAN dan SARAN Kesimpulan
1. Skor akhir indeks untuk masing-masing
section 1 (satu), 2 (dua), dan 3 (tiga)
berturut-turut 244,89; 244,99; dan 255,69 poin. Sedangkan skor akhir dampak kebocoran berturut-turut ialah 3,5; 2,33; dan 1,16 poin. Seluruh section tersebut termasuk ke dalam kategori medium risk, hanya saja pada section 1 dan 2 nilainya mendekati high risk berdasarkan matrix 4x4.
2. Hasil verifikasi material API 5L-B dengan uji tarik yaitu material tersebut dinyatakan termasuk dalam spesifikasi standar API dengan nilai yiled strength 446 Mpa dan ultimate tensile strength 518 Mpa.
3. Hasil uji polarisasi menggunakan media air tanah daerah Serpong maka menurut
standar NACE, material API 5L-B termasuk klasifikasi laju korosi rendah dengan nilai 0,3065 mpy.
Saran
1. Dilakukan mitigasi atau usaha pencegahan pada section yang memiliki nilai skor kecil (resiko tinggi) yaitu
section 1 dan 2 agar resiko bisa ditekan
menjadi lebih rendah (low risk). Usaha pencegahan yang dapat dilakukan yaitu
integirty verification pada pipa.
2. Pada section 1 dan 2 harus dilakukan program inspeksi dengan interval kurang dari 6 bulan. Sebagai contoh bisa saja 3 bulan.
3. Ada baiknya metode indeks ini diterapkan dalam aplikasi software sederhana seperti visual basic, matlab atau microsoft access.
DAFTAR PUSTAKA
Butarbutar, Sofia L. 2009. Pengujian Mesin EDAQ untuk Mengukur Laju Korosi. BATAN
Fauzan, Ahmad. 2007. Tugas Akhir: Analisa Resiko Offshore Pipeline dengan Menggunakan Metode RBI. Surabaya: Teknik Kelautan ITS. Febrianto. 2010. Analisis Laju Korosi
Material Bejana Tekan PWR dalam Berbagai Konsentrasi H2SO4 dan Temperatur. BATAN
Goodland, Robert. 2005. Oil and Gas Pipelines: Social and Environmental Impact Assessment. Virginia.
Muhlbauer, W. Kent. 2004. Pipeline Risk
Mangement Manual: Ideas,
Burlington USA: Gulf Professional Publishing.
Muhlbauer, W. Kent. 2005. An Overview of the Risk Management Process. WKM Consultancy.
Muhlbauer, W. Kent. 2006. Enhanced Pipeline Risk Assessment. WKM Consultancy.
Solihin, Yudi M. 2009. Kursus Pelatihan Inspektur Welding: ASME B31.3, API 570 Piping System. Jakarta: Research Center for Materials Science.
Sudaryanto, Adi. 2007. Tesis: Penggunaan Metode Risk Based Inspection Untuk Perencanaan Kegiatan Inspeksi pada Fasilitas Produksi di Anjungan Lepas Pantai. Surabaya: Teknik Industri ITS.
Yuwono, Akhmad H. 2009. Panduan Praktikum Karakterisasi Material. Jakarta: Departemen Metalurgi dan Material UI.
_________. 1991. NACE TM0169: Standar Test Method Laboratory Corrosion Testing of Metals for the Process
Industries. Houston: NACE
International.
__________. 1999. NACE RP0775-99: Standar Recommended Practice Preparation, Installation, Analysis, and Interpretation of Corrosion Coupons in Oilfield Operations. Houston: NACE International.
_________. 2000. API 581: Risk-Based Inspection Base Resource Document. Washington DC: API Publishing.
_________. 2007. ASME B31.8 (Code for Pressure Piping): Gas Transmission and Distribution Piping Systems. New York: ASME International. _________. 2009. Instruksi Kerja: Alat Uji
Korosi Potensiostat/ Galvanostat. Sistem Manajemen Mutu Pusat Teknologi Bahan Industri Nuklir. _________. 2009. Risk Assessment for
Unburied Korinci Pipeline (Bare Pile) to Korinci Gas Plant RAPP. Jakarta:
Pusat Kajian dan Terapan
Keselamatan dan Kesehatan Kerja FKM UI.
_________. 2011. Pipeline Risk Assessment Pipa 20” Jalur Bawah Tanah Tanjung-Balikpapan. Jakarta: Titis Sampurna
_________. 2011. Pipeline Risk Assessment 36” AB, 42” CD and 42” H Underground Pipe Badak – Bontang. Jakarta: Research Center for Materials Science University of Indonesia.
