Manajemen Resiko Korosi Internal Pada Pipa Penyalur Minyak
Manajemen Resiko Korosi Internalpada Pipa Penyalur MinyakOleh :Bagus Indrajaya4309 100 026Dosen Pembimbing :Prof. Ir. Daniel M. Rosyid, Ph.D.,M.RINAIr. Hasan Ikhwani, M. Sc.
OutlinePendahuluanTinjauan Pustaka dan DasarTeoriMetodologi PenelitianAnalisis Data dan PembahasanDaftar PustakaGambar 1. Korosi pada pipa(sumber : https://encrypted-tbn1.gstatic.com)
1.Jaringan pipa merupakan komponen utama dalam mendistribusikanminyak dan gas baik dari onshore maupun offshore digunakan untukpemenuhan kebutuhan.2.Masalah utama yang harus dihadapi sebuah jaringan pipa ialah korosikarena menyebab adanya kegagalan pada suatu kontruksi suatumaterial yang dapat mengurangi kemampuan suatu konstruksi3.Dampak kegagalan yang terjadi akan berpengaruh pada lingkungan dankerugian material karena perlu adanya penghentian peralatan danpenghentian kegiatan operasi.
DescriptionMaterialLenght of pipelineOutside DiameterWall ThicknessBuried depthPipeline roughnessCorrosion allowanceCoating materialCoating thicknessPipe nominal wall thicknessSMYSModulus youngPoisson’s RatioValueAPI 5L. grade B96008.6250.322-1,50.001800.125Coal tar nchInchInchInchPsiPsi-
1.2.3.Bagaimana resiko kegagalan pada pipa penyalur minyaktersebut?Bagaimana matrik resiko pada pipa penyalur minyaktersebut?Bagaimana Management Plan untuk mengurangi resikokegagalan pada pipa penyalur minyak tersebut?
1.2.3.Mengetahui resiko kegagalan pada Pipa Penyalur Minyak tersebut.Mengetahui matrik resiko pada pipa penyalur minyak tersebut.Mengetahui Management Plan untuk mengurangi resiko kegagalan padaPipa Penyalur Minyak tersebut
Analisa yang dilakukan diharapkan dapat menjadi suatu acuan dalamtercapainya integritas Pipeline dan antisipasi terhadap resiko kegagalanpipeline.
Pipa penyalur minyak JOB Pertamina Petro China East Java dalam penelitianini adalah pipa onshore dalam kondisi beroperasi.Analisa Risk Based Inspection semi kuantitatif hanya diberlakukan padaanalisa konsekuensi dan penentuan tingkat resiko pada pipa lurus yangterkorosi.Resiko kegagalan pipa yang terkorosi menggunakan metode kepecahan pipa.Besaran-besaran statistik dan probabilistik yang tidak diketahui diasumsikansesuai dengan ketentuan yang berlaku.Tidak memperhitungkan korosi eksternal, beban tanah, dan korosi padasambungan pipa.Fenomena subsidence dan scoring diabaikan, karena kondisi tanah relativestabil.Perhitungan laju korosi tidak mempertimbangkan luasan korosi yang terjadidan adanya pengaruh suhu.Manajemen Korosi memperhatikan perencanaan dan implementasi.
penelitian tentang analisa resiko pada pipeline telahdilakukan oleh Lubis (2010) mengenai analisa resiko padareducer pipeline akibat internal corrosion, yangmemberikan kesimpulan bahwa peluang kegagalanterbesar pada reducer pipe akibat internal corrosionadalah 0,05.Penelitian yang hampir sama dilakukan oleh Hakim(2010)mengenai analisa resiko pada elbow pipe akibat internalcorrosion, yang memberikan kesimpulan bahwa peluangkegagalan pada elbow pipe dengan sudut 450 sebesar37,36%, sedangkan peluang kegagalan pada elbow pipedengan sudut 900 sebesar 33,85%.
Jaringan pipa secara umumPipeline merupakan salah satu komponenyang penting dalam suatu industri migas.Industri migas menggunakan pipeline sebagaisarana untuk mendistribusikan minyak dangas baik dari darat(onshore) maupun darilepas pantai(offshore).
1.KorosiKorosi adalah proses perusakan ataupun penurunan kualitas material yangdiakibatkan interaksi terhadap lingkungan. (Ikhsan, 2008)Gambar 2. Korosi pada pipa(sumber : https://encrypted-tbn1.gstatic.com)
Korosi internalKorosi internal adalah salah satu jenis korosi yangterjadi akibat aliran fluida yang mengandu dalampipa. Jenis-jenis fluida yang menyebabkan korosiInternal : Korosi CO2, Korosi O2 Korosi H2S
Konsep Analisis Keandalan Keandalan sebuah komponen atau sistem adalah peluangkomponen atau sistem tersebut untuk memenuhi tugasyang telah ditetapkan tanpa mengalami kegagalan selamakurun waktu tertentu apabila dioperasikan dengan benardalam lingkungan tertentu (Rosyid, 2007).sistem dari keandalan pada dasarnya dapat ditunjukkansebagai problematika antara demand (tuntutan ataubeban) dan capacity (kapasitas atau kekuatan). Secaratradisional didasarkan atas safety factor (angkakeamanan) yang diperkenankan.
Risk Based Inspection2.1. PengertianRisk Based Inspection merupakan metode perencanaan atau programinspeksi dan pengujian yang memperhitungkan konsekuensikegagalan dan kemungkinan kegagalan.Risk PoF . CoFdenganPoF Peluang KegagalanCoF konsekuensi kegagalan
METODE SIMULASI MONTE CARLOSimulasi monte carlo merupakan salah satuteknik asesmen resiko kuantitatif yang dapatdigunakan dalam berbagai proses manajemenresiko. Terutama pada tahapan analisa resikodan/atau evaluasi resiko yang memilikivariable acak. Unsur pokok yang diperlukan di dalam simulasiMonte Carlo adalah sebuah random numbergenerator (RNG).
PERHITUNGAN KEANDALAN Menentukan laju korosi berdasarkan API RBI 581CR tot to tusiapakai tebal pipa awal (inch) tebal setelah terkorosi (inch)Moda kegagalang (X) α-CR.Txα Batas maksimum keandalan yang diizinkan didasarkan pada ASME B31.G(1991)yaitu 80 % dari ketebalan dinding pipa(wall thickness)
PERHITUNGAN KONSEKUENSI KEGAGALAN Untuk mengetahui tipe laju pelepasan gas digunakan persamaan berikut:Ptrans K 1 Pa 2 KK 1Perhitungan laju pelepasan fluida KM g c 2 Ws C d A P RT 144 K 1 K 1K 1
PERHITUNGAN LUAS DAERAH KONSEKUENSI Persamaan untuk luas daerah kerusakan (API RBI 581)A 230 X 0,83A 357 X 0,61Persamaan untuk luas daerah berbahaya (API RBI 581)A 375 X 0,94A 1253 X 0,63
mulaiStudi literaturPengumpulan dataPerhitungan PeluangPerhitngan KonsekuensiRisk PoF . CoFAnalisa resikoMatrik ResikoManagement PlanKesimpulan dan SaranSelesai
FLOWCHART PERHITUNGAN PELUANG KEGAGALAN TERHADAPKERETAKANmulaiModa kegagalan t t g( X ) 0 TX T Random Variabelto dan tRandom Number GenerateTansformasi ApXpP MyatidakP 0K K 1Hitungan Fg(X)tidakFg(X) 0N n 1tidakSukses ataugagalyaPg n/NSelesai
DIAGRAM PERHITUNGAN KONSEKUENSI KEGAGALAN TERHADAPKERETAKANPerhitunganKonsekuensiMenentukan fluida representatif yang terlepas dan sifatnyaMenganalisa laju pelepasan Fluida akibat kebocoranMenganalisa durasi kebocoranMenganalisa luas daerah yang terkena dampak akibat kebocoranMenghitung reduksi luas daerah yang terkena dampak akibat kebocoranMenganalisa Konsekuensi kegagalanSelesai
ANALISA DATA DAN PEMBAHASAN Pipa yang dianalisa ialah pipa yang mengalamiinternal korosi paling tinggiTabel 4.1 Data Inspeksi ketebalan itik 1titik 2titik 3titik 7670.27670.27690.2768
ANALISA KEANDALAN Dari data inspeksi yang dilakukan kemudiandilakukan analisa distribusi statistiknya denganmenggunakan softwere minitab 16. sehingga didapatdata seperti berikut.Tabel 4.2 Distribusi statistik ketebalan pada pipa(inch)LokasiDistribusi dataμσSemanding3-Paramater Loglogistic0,276690,00041Palang3-Paramater Loglogistic0,276800,00045Rangel3-Paramater Lognormal0,276870,00043Sokosari3-Paramater Lognormal0,276680,00031Pelumpang3-Paramater Lognormal0,276740,00038
PELUANG KEGAGALAN PIPAGrafik Presentase kegagalan PipaTABEL 4.3 PELUANG KEGAGALAN PIPA TERHADAPKERETAKAN(INCH)161412PoF 12.22%Plumpang200 4000800012000Jumlah Simulasi1600020000DARI TABEL PELUANG KEGAGALAN PIPA TERBESAR TERJADI PADA PIPA DI LOKASISUKOSARI DENGAN PROSENTASE PELUANG KEGAGALAN SEBESAR 12,78%
KATEGORI PELUANG KEGAGALAN Dari hasil perhitungan peluang kegagalan yang menggunakan simulasimontecarlo, diketahui bahwa peluang kegagalan terbesar terjadi di DaerahSukosari dengan peluang kegagalan sebesar 12.78%. Maka kemudiandilakukan penyesuaian dengan tabel dibawah untuk mengetahui kategoripenipisannya.Tabel 2.7. Kategori peluang kegagalan (API 581)Kategori12345 Peluang kegagalan 0,07 0,14 0,21 0,28 0,35Setelah dilakukan penyesuaian dengan tabel di atas, maka diketaui bahwakategori penipisan pipa yang terjadi ialah masuk ke dalam kategori 3 yaitukategori menengah.
Analisa Konsekuensi Lingkungan dengan menggunakan metodekuantitatif RBI Menentukan sifat dan jenis fluida representatifBerdasarkan referensi yang didapatkan, maka fluida representatif yangdialirkan adalah H2S. dimana sifat-sifat dari fluida jenis tersebut menurutTabel 7.2 API RBI 581 adalah sebagai berikut: Berat molekulBerat jenisTemperatura autoignitionTingkat keadaan: 34 lb/mol: 61,993 lb/ft3: 500 oF: Gas
ANALISA LAJU PELEPASAN FLUIDA Untuk laju pelepasan gas menggunakan persamaan berikut:K 1 KM g c 2 K 1Ws C d A P RT 144 K 1 Dengan :Ws Laju Pelepasan Fluida gas (lb/s)Cd Koefisien keluaran (0,60-0,64)A Luas Penampang (inch)P Tekanan Operasi (psi)M massa molekul (lb/mol)R Konstanta Gas Universal (10,73 ft3.psia/lbmol.oR)T temperatur hulu (oR)Dari hasil perhitungan didapat nilai laju pelepasan fluida pada masing-masinglubang kebocoran(0.25, 1, 4, 7 inch) yang ditampilkan pada Tabel berikut.UkuranlubangLaju pelepasan Fluida(lb/s)0.254.89119.54478.167136.79
ANALISA LUAS DAERAH AKIBAT KEBOCORAN Persamaan yang digunakan untuk menghitung luas daerah kerusakan dan luasdaerah berbahaya ialah sebagai berikut yang terdapat pada Tabel 7.10 dan 7.11yang terdapat pada API RBI 581.Persamaan untuk luas daerah kerusakanA 203 X 0,83A 357 X 0,61Persamaan untuk luas daerah berbahayaA 375 X 0,94A 1253 X 0,63Tabel 4.8 Luas daerah kerusakanakibat kebocoranUkuranlubang0.25147Luas daerahkerusakan (ft2)832.922860.465098.017172.23Tabel 4.9 Luas daerah berbahayaakibat kebocoranUkuranlubang0.25147Luas daerahberbahaya (ft2)1665.646130.8319522.8927775.25
ANALISA REDUKSI LUAS DAERAH AKIBATKEBOCORAN Pengaturan dan reduksi laju kebocoran ditentukan denganmengkombinasikan kondisi sistem deteksi dan sistem isolasi yang dipakaipada peralatan yang sedang diamati. sesuai dengan Tabel 7.16 API RBImaka besar prosentase reduksi yang digunakan sebesar 25 %.Sehingga didapat luas daerah akibat kebocoran setelah direduksi sebagaiberikutTabel 4.10 Luas daerah kerusakan akibatkebocoran setelah direduksiUkuranlubang0.25147Luas daerah kerusakan (ft2)setelah direduksi624.692145.353823.515379.17Tabel 4.11 Luas daerah berbahayaakibat kebocoran setelah direduksiUkuranlubang0.25147Luas daerah berbahaya (ft2)setelah direduksi1249.234598.1214642.1620831.44
MENGHITUNG FREKUENSI KERUSAKAN GENERIK Frekuensi kerusakan generik dipengaruhi olehjenis peralatan yang diamati dan ukuranlubang kebocoran yang terjadi. Nilai frekuensikerusakan generik diambil dari sejarahpemakaian peralatan yang dianalisis sesuaidengan Tabel 8.1 API RBI.Tabel 4.14 Frekuensi dan fraksi kerusakan generik (sumber : Tabel 8.1 API RBI 581)Frekuensi kerusakanGenericFraksi kerusakangenerikJumlah totalfrekuensi generikUkuran lubang0.251463 X 10-73 X 10-78 X 10-82 X 10-87 X 10-8Ukuran lubang0.251460,430,430,120.029
ANALISA KONSEKUENSI KEGAGALAN Nilai konsekuensi kegagalan kemudian dikalikandengan fraksi kerusakan generik dan didapatkan luasdaerah konsekuensi kegagalan. Berikut adalah nilaikonsekuensi kegagalan.Tabel 5. luas daerah konsekuensi lingkunganUkuran lubangLuas daerah konsekuensi kegagalan (ft2)0.25535.3911970.6241673.397595.18
KATEGORI KONSEKUENSI KEGAGALAN Dari hasil perhitungan konsekuensi lingkungan, konsekuensi terbesarterjadi lubang diameter 1 inch yaitu sebesar 1970.62 ft2. Maka kemudiandilakukan penyesuaian dengan tabel dibawah untuk mengetahui kategorikonsekuensi kegagalannya.Tabel 2.7. Kategori konsekuensi kegagalan (API 581)Kategori12345 Luas daerah (ft2) 1010-100100— 10001000— 10000 10000Setelah dilakukan penyesuaian dengan tabel di atas, maka diketaui bahwakategori penipisan pipa yang terjadi ialah masuk ke dalam kategori 4 yaitukategori menengah tinggi.
ANALISA TINGKAT RESIKO SEMI-KUANTITATIF Dari hasil perhitungan peluang dan konsekuensi kegagalan yang telah dilakukan,maka dalam penentuan tingkat resiko semi-kuanitatif dapat dilakukan denganmengkombinasikan kategori peluang kegagalan (likelihood of failure) kategorikonsekuensi kegagalan (consequency of failure) seperti dalam bentuk matrikssebagai berikut.Tabel 4.11 Hasil perhitungan peluang dan konsekuensi kegagalanPeralatan pada penelitianPipa 8'' CPA-PalangPeluang kegagalan tertinggi0,13Katagori kemungkinan kegagalan2Konsekuensi Kegagalan1970.62 ft2kategori KonsekuensiDRisk PoF.CoF2D
ANALISA KONSEKUENSI KESELAMATAN Perhitungan konsekuensi keselamatan dilakukan denganmenganalisa rata-rata nilai kadar H2S yang terdapat pada pipapenyalur minyak.Tabel 4.17 hasil inspeksi kadar 3332302930333132302830Dari hasil perhitungan rata-rata kadar H2S yang terkandung di dalam minyak maka dapatdiketahui bahwa kadar H2S yang terkandung yaitu sebesar 30.66 ppm.
DAMPAK KONSEKUENSI KEGAGALAN Dari hasil perhitungan konsekuensi keselamatan, maka diketahui bahwakadar H2S sebesar 30.66 ppm. Maka kemudian dilakukan penyesuaiandengan tabel dibawah untuk mengetahui dampak kesehatannya.Tabel 9. Dampak H2S terhadap kesehatan (American National Standards Institute)Concentration (ppm) Symptoms/Effects 10 ppmBeginning eye irritation 27 ppmEye irritation50-100 ppmSlight conjunctivitis and respiratory tract irritation after 1 hour exposure 100 ppmCoughing, eye irritation, loss of sense of smell after 2-15 minutes. Altered respiration, pain in the eyesand drowsiness after 15-30 minutes followed by throat irritation after 1 hour. Several hours exposureresults in gradual increase in severity of these symptoms and death may occur within the next 48hours.200-300 ppmMarked conjunctivitis and respiratory tract irritation after 1 hour of exposure500-700 ppmLoss of consciousness and possibly death in 30 minutes to 1 hour.700-1000 ppmRapid unconsciousness, cessation of respiration and death.1000-2000 ppmUnconsciousness at once, with early cessation of respiration and death in a few minutes. Death mayoccur even if individual is removed to fresh air at once.Setelah dilakukan penyesuaian dengan tabel di atas, maka diketaui bahwadampak kesehatannya ialah terjadinya iritasi pada alat pengeliatan
KATEGORI KONSEKUENSI KEGAGALAN Dari hasil analisa konsekuensi keselamatan maka dapat diketahui bahwajika terjadi kegagalan maka akan menyebabkan terjadinya iritasi pada alatpengeliatan. Maka kemudian dilakukan penyesuaian dengan tabel dibawahuntuk mengetahui kategori konsekuensinya.Tabel 2.5. Safety consequence ranking (DNV RP F107).CategoryABCDE DescriptionNo person(s) are injuredno fatalitySerious injury, one fatality (working accident)(not used)More than one fatality (gas cloud ignition)Setelah dilakukan penyesuaian dengan tabel di atas, maka diketaui bahwakategori konsekuensi keselamatannya ialah masuk ke dalam kategori Byaitu kategori rendah.
ANALISA TINGKAT RESIKO SEMI-KUANTITATIF Dari hasil perhitungan peluang dan konsekuensi kegagalan yang telah dilakukan,maka dalam penentuan tingkat resiko semi-kuanitatif dapat dilakukan denganmengkombinasikan kategori peluang kegagalan (likelihood of failure) kategorikonsekuensi kegagalan (consequency of failure) seperti dalam bentuk matrikssebagai berikut.Tabel 4.11 Hasil perhitungan peluang dan konsekuensi kegagalanPeralatan pada penelitianPipa 8'' CPA-PalangPeluang kegagalan tertinggi0,13Katagori kemungkinan kegagalan2Konsekuensi Kegagalan-kategori KonsekuensiBRisk PoF.CoF2B
PERENCANAAN INSPEKSI Merujuk pada hasil penilaian resiko dengan menggunakan metode semikuantitatif API 581, maka diperlukan suatu rekomendasi inspeksi yangdapat meningkatkan perawatan terhadap peralatan. inspeksi dapatdiarahkan kepada item atau peralatan dengan level resiko menengah atautinggi. Berdasarkan hasil analisa resiko diatas maka integritas inspeksidapat dilihat pada tabel dibawah ini :Tabel 11. Hasil Uji Tingkatan KekritisanUntuk Level ResikoTabel 11. Integritas Inspeksi pada Peralatan Statis RBINo.Jenis KonsekuensiJenis External NDT with process andcorrosion monitoringTinggiInternal EntryInternal Entry12TinggiMenengahExternal NDT with process andcorrosion monitoringLimited Internal Inspection withprocess monitoringLimited Internal Inspection3RendahExternal InspectionProcess reviewInspeksiFrekuensiInspeksiLuas AreaInspeksiTinggiU.T12 bulanPenuhTinggiMenengahU.T12 bulanParsialTinggiRendahU.T12 bulanKecilMenengahTinggiU.T18 bulanPenuhMenengahMenengahU.T30 bulanParsialMenengahRendahU.T30 bulanKecilRendahTinggiU.T30 bulanPenuhRendahMenengahU.T36 bulanParsialRendahRendahU.T48 bulanKecil
KESIMPULANSetelah analisa resiko pada pipa penyalur minyak tersebutdilakukan, maka dapat diambil kesimpulan bahwa:1.Peluang kegagalan keretakan dengan simulasi Monte Carlopada masing-masing wilayah ialah sebagai berikut.Tabel 13. Peluang kegagalan pipa Sukosari87.22%12.78%Plumpang87.78%12.22%
KESIMPULAN Berdasarkan perhitungan analisis consequence of failure danlikelihood of failure, maka penentuan tingkat resikomenggunakan metode semi-kuantitatif RBI adalah sebagaiberikut:Tabel. Hasil perhitungan analisa resikolingkunganTabel. Hasil perhitungan analisa resikokeselamatanlokasilikelihood offailureconsequenceof failurelokasilikelihood offailureconsequence g2B
KESIMPULAN3.Teknik inspeksi yang efektif dengan resiko menengah ke atasadalah Ultrasonic Test dan Radiography Examination. Inspeksidi pada tiap wilayah berdasarkan uji tingkatan kekritisanadalah sebagai berikutTabel. Frekuensi inspeksi pada pipa penyalur minyaklokasiFrekuensi inspeksiSemanding36 bulan sekaliPalang36 bulan sekaliRangel36 bulan sekaliSukosari36 bulan sekaliPlumpang36 bulan sekali
SARANBeberapa saran yang dapat diajukan sehubungan denganpenelitian ini diantaranya adalah sebagai berikut: Sangat diperlukan variasi moda kegagalan yang lain dalamanalisa keandalan pada struktur pipa penyalur minyak. Perlunya dilakukan suatu pengkajian efektifitas mengenaipenentuan frekuensi program inspeksi dengan metode ini. Perlunya dilakukan penelitian lebih lanjut mengenai tahapanatau cara untuk menurunkan resiko kegagalan yang tinggimenuju yang lebih rendah.
American Society of Mechanical Engineers. 2002. ASME B31.3: Proces Piping. New York.American Society of Mechanical Engineers. 2006. ASME B31.4: Pipeline TransportationSystem for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids. New York.American Petroleum Institute. 2000. API 5L: Specification for Line Pipe. Washington.American Petroleum Institute. 2008. API Recommended Practice 581 Second Edition.Washington.Diptagama, I Wayan. 2008. Analisa Kegagalan secara kuantitatif Onshore PipelineBerdasarkan API 581 BRD. Tugas Akhir Program Studi Teknik Mesin ITB.Ikhsan., Ilmi. 2008. Sistem Manajemen Korosi dan Studi Aplikasinya untuk Pipa PenyalurGas Lepas Pantai yang Beresiko TLC. Tesis Program Studi Teknik Mesin ITB.Joint Operating Body Pertamina-Petro China East Java. 2006. Sistem PipaTransmisi Gas BumiSumatra Selatan Handbook. Tuhan.
Joint Operating Body Perta.mina-Petro China East Java. 2007. Pipeline Integrity and Risk Assessmentfrom CPA Mudi-Palang. Tuban.Joint Operating Body Pertamina-Petroalina East .Java. 2009. CPA Mudi - Palang Pipeline Project.Tuban.Hakim, Arif Rahman. 2010. Analisa Resiko Pada Elbow Pipe Akibat Internal Corrosion denganMetode RBI. Tugas Akhir Program Studi Teknik Kelautan ITS.Lubis, Zulfikar A. H. Analisa Resiko pada Reducer Pipeline Akibat Internal Corrosion denganMetode RBI. Tugas Akhir Program Studi Teknik Kelautan ITS.Simposium Nasional IATMI VII. 2002. Manajemen Korosi pada Jaringan Pipa Produksi MigasMenggunakan Analisa Manajemen Resiko. Jakarta.Supomo, Heri. 2003. Korosi. Jurusan Teknik Perkapalan. ITS Surabaya.UK HSE OTR No.044. 2001. Review of Corrosion Oil and Gas Processing. Offshore TechnologyReport.Zaidun, Yasin. 2010. Analisa Perbandingan Metode Assessment Berbasis Resiko dengan MetodeAssessment Berbasis Waktu pada Stasiun Pengolahan Gas. Tesis Program Studi Metalurgi danMaterial UI.
TERIMA KASIH
Tidak memperhitungkan korosi eksternal, beban tanah, dan korosi pada sambungan pipa. Fenomena subsidence dan scoring diabaikan, karena kondisi tanah relative stabil. Perhitungan laju korosi tidak mempertimbangkan luasan korosi yang terjadi dan adanya pengaruh suhu. Manajemen Korosi memperhatikan perencanaan dan implementasi.
temperatur 26 C selama 7 hari. Temperatur, waktu, dan pH berpengaruh terhadap laju korosi. Laju korosi terbesar terjadi pada temperatur tinggi, tetapi semakin lama waktu perendaman laju korosi akan semakin menurun dan laju korosi menurun seiring dengan meningkatnya pH. Kata kunci: laju korosi, stainless steel, nira aren, asam asetat. Abstract
korosi air laut, dilakukan pengujian metalografi dan kekerasan. Berdasarkan hal tersebut, hasil yang diharapkan dari penelitian ini adalah analisis tentang laju korosi pada baja karbon pada lingkungan air laut, mengetahui struktur mikro akibat korosi dan penurunan nilai kekerasan material akibat korosi tersebut. II.
Dari penelitian I. Syahri Cebro dan Sariyusda (2016) tentang analisa korosi pada heat exchanger E-4512 PT. ARUN NGL CO., didapatkan jenis korosi yang dapat terjadi pada heat exchanger E-4512 air laut adalah korosi sumur (pitting corrosion), korosi erosi (erosion corrosion), dan korosi galvanis (galvanic corrosion).
Judul : Analisa Laju Korosi Sambungan Las Pipa Stainless Steel 316 Pada Kondensor Di dalam Media Larutan NaCl Isi Tugas : Menganalisa laju korosi pada potongan spesimen pipa stainless steel 316 didalam larutan NaCl sebagai fungsi waktu serta menganalisa jenis korosi dengan uji metalografi Dosen Pembimbing,
pipe yang dapat menyebebkan kerusakan pada drill pipe. Analisa pada drill pipe meliputi analisa ketebalan, laju korosi, sisa umur, kerusakan internal plastic coating, dan SEM. Hasilnya menunjukan penyimpanan dan perlakuan pemakaian drill pipe sangat mempengaruhi kondosi dari drill pipe. Kata Kunci : Pipa Bor, Korosi
0.576601. Sementara laju korosi pipa galvanis kecepatan 3.95 m/s dan 3.29 m/s adalah 0.212672 dan 0.1821101 kesimpulan laju korosi pipa baja karbon lebih besar dari pipa baja galvanis dalam segala kondisi. Untuk prediksi usia pipa, pipa baja karbon memiliki nilai laju korosi lebih rendah dari pipa baja galvanis.
teori manajemen secara umum dapat dibagi menjadi empat bagian antara lain: a. Manajemen Ilmiah (1870-1930) b. Manajemen Klasik (1900-1940) c. Manajemen Hubungan Manusia (1930-1940) d. Manajemen Modern (dari 1940 sampai dengan saat ini). Konsep dasar manajemen menurut beberapa teori sebagai berikut: a. Teori Manajemen Ilmiah
brother’s life ended in death by the hands of his brother. We are going to see what the Holy Spirit revealed that caused the one to murder his flesh and blood. We are also going to see God’s expectation and what he needed to operate in as his brother’s keeper. My desire is for us to all walk away with a greater burden for each other as we see each other as ourselves and uphold each other .
