1 MANAJEMEN KOROSI BERBASIS RISIKO PADA PIPA PENYALUR GAS
Yomimas P Pradana1, Daniel M Rosyid 2, Joswan J Soedjono2
1) Mahasiswa Jurusan Teknik Kelautan, FTK – ITS, Surabaya 2) Staf Pengajar Jurusan Teknik Kelautan, FTK – ITS, Surabaya
Jurusan Teknik Kelautan Fakultas Teknologi Kelautan Institut Teknologi Sepuluh Nopember Kampus ITS Keputih Sukolilo – Surabaya 60111
E-mail : ayom.pradana@gmail.com
Abstrak
Korosi merupakan masalah yang serius dalam dunia material dan sangat merugikan karena dapat mengurangi kemampuan suatu konstruksi dalam memikul beban. Tugas akhir ini membahas mengenai taksiran prioritas resiko dan manajemen korosi pada pipa penyalur gas. Dengan adanya bahasan ini diharapkan dapat mengetahui tingkatan resiko
yang terjadi pada pipa gasmilik PGN yang disebabkan oleh beberapa failure mode, antara lain : failure of coating, soil
corrosivity,dan failure of cathodic protection sehingga bisa mempermudah dalam langkah perbaikan. Untuk
menghitung peluang kegagalan dari masing-masing sebab digunakan metode Fault Tree Analysis (FTA), sedangkan
konsekuensi di dapat dari biaya perbaikan. Dari bahasan ini didapat peluang terjadinya korosi pada pipa penyalur gas
sebesar 5,037E-4 dengan resiko korosi yang terjadi pada pipa berada pada kategori low. Konsekuensi lain yang terjadi
adalah sisa umur anoda yang hanya mampu memproteksi selama 8,4 tahun. Maka di dapat Risk Priority Number
t e r t i n g g i pada kerusakan testbox sebesar 4 5 0 dan terkecil untuk kerusakan wire connection sebesar 24. Sehingga
yang menjadi prioritas dalam perbaikan adalah kerusakan yang disebabkan hilangnya testbox. Sistem mitigasi
merupakan salah satu cara yang diterapkan dalam manajemen korosi, sistem yang digunakan menggunakan metode
Failure Mode Effects and Criticality Analysis (FMECA).
Kata kunci : Korosi, Resiko, Failure Mode Effects and Criticality Analysis, Fault Tree Analysis, Risk Priority Number.
1. PENDAHULUAN
Korosi merupakan masalah yang serius dalam dunia material dan sangat merugikan karena dapat mengurangi kemampuan suatu konstruksi dalam memikul beban. Usia bangunan konstruksi menjadi berkurang dari waktu yang sudah direncanakan. Tidak hanya itu apabila tidak diantisipasi lebih awal maka akan mengakibatkan kerugian-kerugian yang lebih besar antara lain bisa menimbulkan kebocoran, mengakibatkan berkurangnya ketangguhan, robohnya suatu konstruksi, meledaknya suatu pipa/ bejana bertekanan dan mungkin juga dapat membuat pencemaran pada suatu produk.
Kerugian korosi ini tentu saja dapat mengakibatkan biaya pemeliharaan membengkak, kapasitas produksi menurun, produksi berhenti atau total shutdown,
menimbulkan kontaminasi pada produk,
mengakibatkan klaim akibat delivery yang tidak tepat
jadwal, pencemaran lingkungan, gangguan kesehatan dan keselamatan kerja, serta kerugian-kerugian non- wujud lainnya. Pada umunya korosi yang paling banyak terjadi adalah korosi oleh udara dan air [1]. Permasalahan utama yang tampak pada gambar 1.1 adalah korosi. Untuk mengatasi permasalahan korosi maka perlu dilakukan suatu perangkat yang dapat memberikan suatu solusi dan terintegrasi berbagai metode pengendalian dan penanggulangan masalah
Gambar 1. 1 Komposisi Kegagalan
(Sumber
korosi termasuk juga dengan memperhitungkan kepentingan perusahaan sehingga dapat memperkecil resiko. Agar resiko tidak berkembang, maka dapat di atur supaya berada dalam tingkatan yang terkendali. Perangkat penanganan permasalahan tersebut adalah dengan menerapkan manajemen korosi. Manajemen korosi terkadang dipandang sebagai bagian organisasi yang hanya mengelola berbagai aktivitas rutin terkait desain, inspeksi dan pemeliharaan
2
aktifitas yang hanya mengelola beberapa aktifitas rutin terkait desain, inspeksi dan pemeliharaan peralatan industri. Padahal sistem manajemen seharusnya dipandang sebagai sebuah metode yang memberikan keuntungan dan manfaat bagi lingkungan, keamanan, produktifitas dan kualitas[2].
2. DASAR TEORI
Korosi dapat diartikan pencernaan logam oleh keadaan sekitar. Keadaan sekitar dapat diartikan udara lembab, bahan kimia, air laut, gas dan sebagainya[3].
Dalam korosi perlu diperhatikan adanya 4 komponen yang menjadi penyebab terjadinya korosi yaitu:
1. Katoda (elektroda positif) atau kation (ion positip dalam bentuk mikro)
Merupakan bagian yang terkorosi dan akan melepaskan elektron-elektron dari atom-atom logam netral yang membentuk ion-ion.
2. Anoda (elektroda negatif) atau anion (ion negatip dalam bentuk mikro)
Merupakan bagian yang tidak mengalami korosi walaupun menderita kerusakan.
3. Media elektrolit sebagai penghubung
Istilah yang diberikan pada larutan yang bersifat
menghantarkan arus listrik. Larutan ini
mempunyai harga konduktivitas tertentu. 4. Hubungan listrik
Antara katoda dan anoda harus ada hubungan listrik agar arus di dalam sel korosi dapat mengalir. Hubungan secar fisik tidak diperlukan jika anoda dan katoda merupakan bagian logam yang sama.
Korosi telah didefinisikan sebagai penurunan mutu
logam akibat reaksi elektrokimia dengan
lingkungannya. Pada kebanyakan situasi, praktis serangan ini tidak dapat dicegah tetapi hanya dapat mengendalikan sehingga struktur atau komponen tinjauan mempunyai massa yang lebih panjang. Dengan dasar pengetahuan tentang elektrokimia proses korosi yang dapat menjelaskan mekanisme dari korosi, dapat dilakukan usaha-usaha untuk pengendalian korosi. Berikut ini adalah cara-cara yang paling penting dalam rangka mengendalikan korosi [4].antara lain:
• Modifikasi Rancangan • Modifikasi Lingkungan • Pemberian Lapisan pelindung • Pemilihan Bahan
• Proteksi katodik atau anodik
Proteksi Katodik
Suatu material akan mengalami pengkaratan apabila material tersebut berfungsi sebagai anoda dalm sel galvanik. Sedangkan material yang berfungsi sebagai katoda todak mengalami proses pengkaratan. Oleh karena itu pencegahan dapat dilakukan dengan cara menjadikan material yang akan dilindungi sebagai
katoda. Pada umumnya proses korosi dimulai dengan
terbentuknya ion-ion positif (anoda) dari atom bahan yang bersangkutan, yang kemudian dengan pelepasan beberapa muatan elektronnya. Hal ini terjadi karena perbedaan potensial antara satu bagian dengan bagian lainnya dari bahan tersebut. Dalam istilah elektrokimia yang melibatkan masukan elektron pada baja, dapat menggunakan dua cara :
(i) Dengan pemberian arus melalui sumber
eksternal, ini disebut metode impressed current
biasa disebut ICCP (Impressed Current
Cathodic Protection)
(ii) Dengan membentuk sel galvanik dengan mengorbankan logam yang memiliki potensial lebih negatif dari baja untuk diserang. Cara ini disebut sebagai metode anoda korban atau
sering disebut SACP (Sacrificial Anodes
Cathodic Protection)
Keuntungan dari metode impressed current adalah :
(i) Voltase tinggi yang dikendalikan dihubungkan untuk mengefisiensi perlindungan struktur-struktur besar
(ii) Lebih sedikit anoda yang diperlukan
(iii) Mampu memberikan kontrol yang lebih baik untuk memberikan performa yang optimal. Kerugiannya adalah :
(i) Power dc. kontinyu harus tersedia
(ii) Kesalahan bisa terjadi pada arah koneksi; ini bisa membuat laju korosi lebih cepat dari pada proteksinya
(iii) Pengawasan level tinggi diperlukan
(iv) Kontrol yang rendah bisa mengakibatkan
proteksi berlebihan dan memungkinkan
terjadinya masalah pada pelapisan dan baja tegangan tinggi.
(v) Pada lingkungan agresif seperti di laut utara, kerusakan fisik yang akan lebih menimbulkan masalah dibandingkan dengan anoda korban. Keuntungan dari metode anoda korban adalah :
(i) Dapat dipakai meskipun tidak ada tegangan
(ii) Proteksi berlebihan tidak akan terjadi (iii) Lebih sedikit pengawasannya dan lebih murah (iv) Kemudahan dalam instalasi dan anoda bisa
ditambahkan bila proteksi yang sudah ada ternyata tidak cukup
(v) Anoda tidak mungkin terpasang secara salah, beda halnya jika arus dipasang
dengan salah arah, akan mengakibatkan
penambahan korosi sebagai ganti dari
proteksinya. Kerugiannya adalah:
(i) Ketersediaan arus tergantung pada luasan anoda,
sehingga pada struktur yang berukuran besar akan membutuhkan banyak anoda
(ii) Ada batasan untuk keberadaan voltase yang
dikendalikan dan ini adalah transaksi yang menguntungakan yang lebih rendah dari sistem
impressed current
(iii)
Permintaan akan lingkungan dengan tingkat konduktif yang tinggi bukanlah masalah dalam3 Pengecatan (coating)
Proses ini merupakan suatu cara perawatan yang digunakan pada struktur-struktur bangunan, baik pada
onshore maupun offshore.Coating merupakan teknik pengendalian korosi secara pasif dan biasa digunakan
sebagai perlindungan utama (primary protection)
terhadap korosi. Coating bertujuan untuk membentuk
lapisan kontinyu di seluruh permukaan pipeline yang akan dilindungi. Tujuannya adalah untuk mengisolasi pipeline dari kontak langsung dengan elektrolit disekitarnya dan menempatkan resistansi elektrik yang tinggi sehingga elekrokimia tidak terjadi.
Analisa Risiko
Risiko adalah bentuk ketidakpastian yang terjadi pada setiap keadaan. Secara umum risiko dapat diartikan sebagai suatu keadaan yang dihadapi
seseorang atau perusahaan dimana terdapat
kemungkinan yang merugikan. Sesuatu yang tidak
pasti (uncertain) dapat berakibat menguntungkan
atau merugikan. Tetapi ketidakpastian yang
menimbulkan kemungkinan menguntungkan dikenal
dengan istilah peluang (Opportunity, sedangkan
ketidak pastian yang menibulkan akibat yang
merugikan dikenal dengan istilah risiko (Risk). Pada
dasarnya proses dari analisa risiko ini terdiri dari empat langkah dasar antara lain :
1. Identifikasi Bahaya 2. Perkiraan Frekuensi 3. Perkiraan Konsekuensi 4. Evaluasi Risiko
Fault Tree Analysis (FTA) adalah metode yang
digunakan untuk mengidentifikasi "semua sebab" yang mungkin (kegagalan komponen atau kejadian kegagalan lainnya, yang terjadi sendirian atau bersama-sama) menyebabkan kegagalan sistem, dan memberi pijakan perhitungan peluang kejadian kegagalan
tersebut. Sebuah Fault Tree memperlihatkan, dalam
bentuk grafis, hubungan logis antara sebuah mode
kegagalan sistem (dinamakan TOP event) dan
sebab-sebab kegagalan dasar (dinamakan PRIME event),
dengan menggunakan simbol-simbol AND atau OR.
Sebuah gerbang AND berarti bahwa semua kejadian di
bawah gerbang harus terjadi agar kejadian diatas
gerbang tersebut terjadi. Sebuah gerbang OR berarti
bahwa salah satu saja kejadian di bawah gerbang harus terjadi agar kejadian diatas gerbang tersebut terjadi [5].
Risk Priority Number
Metode ini digunakan untuk memprioritaskan item daripada memerlukan perencanaan kualitas tambahan atau tindakan. Setelah ini dilakukan, sangatlah mudah untuk menentukan bidang kepedulian terbesar. Modus kegagalan yang memiliki RPN tertinggi harus diberikan prioritas tertinggi untuk tindakan korektif. Ini berarti tidak selalu mode kegagalan dengan angka keparahan tertinggi yang harus ditangani terlebih dahulu. Ada pula yang angka keparahannya rendah tetapi yang terjadi lebih sering dan kurang terdeteksi.
Nilai RPN menunjukkan keseriusan dari potential
failure, semakin tinggi nilai RPN maka menunjukkan semakin bermasalah. Tidak ada angka acuan RPN untuk melakukan perbaikan. Segera lakukan perbaikan
terhadap potential cause, alat kontrol dan efek yang
diakibatkan. Severity merupakan suatu penilaian dari
seberapa serius efek dari mode kegagalan potensial terhadap pelanggan
3. ANALISA DAN PEMBAHASAN 3.1 Identifikasi Hazard
Tabel 3.1 Data Pipa
Grade API 5L Grade B
Jenis ERW
Diameter 12 inci (323.9 mm)
Panjang Pipa 12.000 m
Tahanan Tanah (avr) 2348ohm.cm
Jumlah anoda 40
Segmen Pipa Margomulyo-Cerme
Pengidentifikasian sebab pada permasalahan ini diasumsikan menjadi dua yakni terkelupasnya
coating dan fungsi anoda yang tidak optimal. Dari
kedua sebab tersebut akan di break down kembali
sehingga mendapatkan trigging event atau unit sebab.
Istilah tersebut digunakan untuk membedakan antara yang sebab global dengan sebab yang lebih detail. Berikut adalah tabel identifikasi penyebab korosi
Tabel 3.2 identifikasi sebab terjadinya korosi
3.2 Perhitungan Frekuensi 3.2.1 Fault tree analysis
Pada identifikasi FTA ini top event adalah peluang adanya korosi yang terjadi pada yang terjadi akibat
beberapa failure mode. Berikut gambar 3.1 adalah fault
tree analysis yang terjadi pada pipa PGN
External Corrosion Failure of Cathodic Protection Failure of Coating Kerusakan Test Box Kabel anoda Kesalahan Pemasangan Potensial Anoda tidak memadai Dimakan Bakteri Poor Wire Connection Insulating joint bocor B C Bad Coating Poor Coating Application Human Activity D F Soil Corrosivity Tidak ada Potensial Pada anoda Pipeline Leak Soil Corrosivity OR AND A E OR OR OR OR OR
4 3.2.2 Perhitungan Peluang Kegagalan
Dengan menerapkan sistem operasi aljabar yang sesuai dengan kondisi yang diberikan pada model FTA maka dapat dilakukan perhitungan frekuensi atau peluang terhadap rentetan kejadiannya. Tabel 3.2 adalah kerusakan yang terjadi pada sistem perlindungan berdasarkan informasi bagian engineering tahun 2012
Tabel 3.3 Probability of failure
Peluang kejadian seperti adanya bakteri yang mempengaruhi coating sangat sulit untuk dicari mengingat pipa terkubur dalam tanah. Sehingga di ambil asumsi berdasarkan pihak engineering yang berpengalaman dengan range antara 1E-4 sampai 1E-6
Adapun perhitungan untuk menentukan peluang adalah sebagai berikut :
• Perhitungan tingkat bawah
• Perhitungan tingkat lanjut
• Perhitungan top event
Dari hasil perhitungan resiko menggunakan
metode Fault tree analysis (FTA) tersebut dapat
diketahui bahwa dalam satu tahun peluang terjadinya
korosi pada pipa akibat kerusakan perlindungan korosi sebesar 5.037E-4
3.3 Konsekuensi
3.3.1 Konsekuensi Biaya Perbaikan
. Untuk mengetahui biaya kerusakan pada perbaikan
kerusakan pada pipeline 12” maka dalam hal ini saya
mengacu pada patokan harga satuan pekerjaan distribusi tahun 2012
Jenis Perbaikan Total Harga (Rp) Test box dan kabel anoda 22.626.803,97 Kesalahan pemasangan anoda 310.141,60 Poor wire connection 166.474,02 Insulating joint 1.484.374,69 Soil corrosivity 1.484.374,69 Poor coating application 175.756,24
Human activity 175.756,24
Total 26.423.681,45
Dengan hasil sebagai berikut dapat dihitung bahwa konsekuensi kegagalan yang diakibatkan pada pipa penyalur gas akibat korosi adalah ± Rp 26.423.681,45 Dari penentuan kategori Pof dan kategori konsekuensi resiko biaya di atas maka bisa didapatkan matriks resiko. Dengan menggunakan rumus umum seperti yang ada di bawah maka hasil matriks resiko dapat dilihat sebagai berikut
Tabel 3.4 Matriks Resiko Pipeline
3.3.2 Konsekuensi Umur Anoda
Resiko pada pipa terjadi korosi memang besar, tetapi resiko ini masih dapat di proteksi oleh anoda korban yang masih bekerja pada pipa sehingga apabila korosi terjadi yang pertama kali terkorosi ada pada anoda. Hanya saja jika kerusakan dibiarkan secara terus menerus, anoda korban yang bekerja sudah berkurang dari jumlah anoda pada waktu desain awal desain sehingga umur anoda yang diperhitungkan di awal desain pasti akan berubah. Oleh karena itu di perlukan perhitungan sisa umur anoda yang masih bekerja pada pipa.
Perhitungan Umur Proteksi Katodik Berdasarkan Arus 1. Luas Permukaan Pipa
Pada tahap desain yang harus diketahui adalah luas permukaan pipa yang harus di proteksi dengan
estimasi coating breakdown selama umur desain
(20tahun) adalah 5% dari luas keseluruhan pipa.
5
A = 3.14 x 0.3238 x 12.000
= 12.200,784 m2
Luas permukaan pipa yang mengalami cacat asumsi 5%
A1 = 5% x A
= 5% x 12.200,784 = 610.0392 m2
3. Menghitung kebutuhan arus proteksi
Untuk mengetahui jumlah arus proteksi yang dapat melindungi pipa dari serangan korosi diketahui dengan mengansumsikan bahwa 5% dari permukaan pipa akan mengalami cacat coating selama pipa tersebut dioperasikan (20 tahun). Juga diperlukan arus proteksi
dari anoda sebesar 5mA untuk memproteksi 1 m2 pipa
yang mengalami cacat coating I = 5 mA x A1
= 5 mA x 610.0392 m2
= 3050,196 mA = 3.05019 A 4. Menghitung Tahanan dari tiap anoda
Tabel 3.5 Data-data anoda :
No Keterangan Merk 1 CORRPRO INC Magnesium 1 Panjang Anoda 50.8 cm 2 Diameter Anoda 12.7cm 3 Berat Anoda 32lb 4 Konstanta Anoda 0.116 5 Faktor Utilisasi 85% 6 Efisiensi Anode 50% 7 Potensial Anode 1550 mv 𝑅𝑅ℎ= 2𝑃𝑃𝜋𝜋𝜋𝜋 �ln4𝐷𝐷 −𝜋𝜋 1� Dimana :
Rh = Resistansi groundbed anoda atau tahanan anoda yang dipasang horizontal (ohm)
Ρ = Tahanan tanah sepanjang jalur pipa (ohm/cm)
L = Panjang anoda (cm)
D = Diameter anoda Sehingga :
Rh = 8.54001 ohm
5. Menghitung keluaran arus anoda (Driving Voltage)
DV = E = Potensial Anoda - Potensial minimum proteksi (850 mV)
D = 700 mV
6 Menghitung arus keluaran anoda
I = 81.967 mA = 0.081967 A
7. Menghitung jumlah anoda yang dibutuhkan
Jumlah anoda ditentukan dengan meperhatikan jumlah arus proteksi yang dibutuhkan pipa di bagi dengan arus keluaran anoda.
N = 37.212 = 38 buah 10. Verifikasi jumlah anoda
Hasil perhitungan jumlah anoda berdasarkan berat diperiksa kembali dengan perhitungan berdasarkan kapasitas arus anoda sebagai berikut :
Wa x Na≥ Wt → OK
Wa x Na < Wt → Tidak Ok → Ubah
Desain
Wt = Ip x Y x Cr / u
Dimana
Wt = Berat total anoda yang dibutuhkan selama
desain 20 tahun
Ip = Kebutuhan arus proteksi
Y = Usia desain
Cr = Laju konsumsi anoda 7.96 kg/A.th
Uf = Faktor Utilisasi
Hasil Perhitungan verifikasi jumlah anode berdasarkan berat sebagai berikut
Tabel 3.6 Perhitungan Berat Anoda
Dalam desain proteksi katodik selama 20 tahun dibutuhkan 40 buah anoda. Jika dalam perjalanan waktu selama 5 tahun sisa anoda yang bekerja dapat dihitung
Kehilangan berat anoda yang bekerja selama 5 tahun
Wk = Cr x Ip x Tahun berjalan
Wk = 7.96 x 3.05019 x 5 = 121,39756 kg
Sisa berat total anoda selama 5 tahun = 580 – 121,39756 = 458,60244 kg
Jika di asumsikan laju korosi merata pada semua anoda maka berat masing-masing anoda selama 5 tahun adalah 11.465 kg.
Tabel 4.13 Hasil Pengukuran Kinerja Proteksi Katodik
Potensial Pipa 1.106 s.d 1.325 (-Volt) vs
Cu/CuSO4
Potensial Casing 1.150 (-Volt) vs Cu/CuSO4
Potensial Anoda 1.568 s.d 1.633 (-Volt) vs
Cu/CuSO4
Potensial Proteksi 1.196 s.d 1.450 (-Volt) vs
Cu/CuSO4
Arus Anoda (21buah)
110 – 234mA dan rata-rata per anoda 161.2mA Berdasarkan hasil pengukuran menunjukkan bahwa arus anoda rata-rata setelah pemakaian 5 tahun adalah 0.1612 mA, sehingga umur proteksi saat ini dengan pendekatan rumus empiris adalah sebagai berikut :
Jurnal Tugas Akhir
6
Dimana :
T : Umur Anoda, tahun
W : Berat Anoda
8760 : Konversi 1 tahun ke jam
Uf : Utility factor
Ia : Arus anoda , Amp
Q : Kapasitas arus anoda Mg yaitu
1230 Amp.Hr../Kg
Dengan menggunakan pendekatan tersebut, untuk keluaran arus rata-rata anoda adalah 1.612 mA, maka umur anoda diperoleh
T = (11.465 x 1230 x 0.85 ) / (0.162 x 8760 )
= 8.4 Tahun
Sehingga dapat disimpulkan dengan sisa anoda yang bekerja sebanyak 21 anoda hanya mampu memproteksi pipa sampai 8.4 tahun lagi
3.4 Manajemen Resiko Menggunakan Metode Failure Mode Effects and Criticality Analysis (FMECA)
Manajemen resiko dilakukan dengan
menggunakan Failure Moode Effect an Criticality
Analysis (FMECA), namun dalam pengerjaannya
perlu dikategorikan nilai sevirity dan occurance,
kategori penilaian tersebut diperoleh dari perhitungan resiko di atas
Risk Priority Number = Severity x Occurance
3.4.1 Kriteria Resiko
Dalam penentuan kriteria resiko berdasarkan pada
severity dan occurance. Berikut ini adalah ketentuan
dari severity dan occurance.
A. Ketegori Severity
Severity merupakan dampak/akibat yang terjadi
dari setiap bahaya potensial. Berikut ini adalah parameter-parameter dala penentuan kategori severity.
1. Sejarah Kerusakan
1 = Belum pernah terjadi kerusakan
10 = Pernah terjadi kerusakan
2. Peraturan
1 = Tidak ada peraturan yang mengaturnya
10 = Ada peraturan yang mengaturnya
3. Nilai kerugian
1 = X < Rp. 500.000,00
3 = Rp. 500.000,00 ≤ X < Rp. 5.000.000,00
5 = Rp. 5.000.000,00 ≤ X < Rp 10.000.000,00
B. Occurance
Merupakan peluang terjadinya suatu kejadian. Dalam hal ini peluang terjadinya suatu kejadian dihitung berdasarkan kejadian per tahun dengan membandingkan kejadian serupa yang pernah terjadi pada daerah lain.
1. Kemungkinan terjadi
1 = Hanya terjadi pada kondisi-kondisi tertentu 5 = Mungkin terjadi pada kondisi normal, tidak
rutin
10 = Terjadi sering pada kondisi normal 2. Pengendalian
1 = Ada pengendalian dan cukup 5 = Ada pengendalian dan tidak cukup 10 = Tidak ada pengendalian
Tabel 3.7 Tabel Peringkat RPN
Rank Failure Mode RPN
1 Kerusakan test box dan
kabel anoda
450
2 Kesalahan pemasangan 210
3 Soil corrosivity 140
4 Human activity 120
5 Poor coating application 28
6 Kerusakan insulating joint 28
7 Poor wire connection 24
Salah satu sheet manajemen dengan metode FMECA
Gambar 3.2 Datasheet FMECA
4.Kesimpulan
Dari bahasan ini didapat peluang terjadinya korosi pada pipa gas sebesar 5.037E-4 dengan resiko korosi
berada pada kategori low. Konsekuensi lain adalah
sisa umur sistem proteksi anoda yang hanya mampu
memproteksi selama 8.4 tahun. Risk Priority Number
tertinggi pada kerusakan test box sebesar 450 dan
terkecil untuk kerusakan Wire Connection sebesar 24.
Sehingga yang menjadi prioritas dalam perbaikan
adalah kerusakan yang disebabkan hilangnya testbox.
UCAPAN TERIMAKASIH
Penulis mengucapkan terimakasih kepada Bapak Daniel M. Rosyid dan Bapak Joswan J, Soedjono selaku dosen pembimbing yang telah banyak membimbing dan membantu dalam pengerjaan tugas akhir ini. Serta tidak terlepas dari bantuan serta dorongan moral maupun material dari banyak pihak baik secara langsung maupun tidak langsung.
DAFTAR PUSTAKA
[1] Fontana. Mars.G.1987. National Association of
Corrotion Engineering (NACE) Standart.Tokyo :
McGraw-Hill Book Company
[2] Ikhsan,Ilmi.2008. Sistem Manajemen Korosi dan
Studi Aplikasinya untuk Pipa Penyalur Gas Lepas Pantai Yang Beresiko Top of Line Corrosion.
Mechanical Engineering : ITB.
[3] Beumer.1985.Ilmu Bahan Logam Jilid 1.Bharata
Karya Aksara : Jakarta
[4] Trewetey,Kenneth R, dan John Chamberlain.
1991. Korosi untuk Mahasiswa Sains dan
Rekayasawan. Jakarta : Gramedia Pustaka Utama
[5] Rosyid, D.M. 2007. Pengantar Rekayasa
