Modifikasi Metode Muhlbauer Untuk Pemetaan Risiko Korosi Semi . - Bks-tm
Proceeding Seminar Nasional Tahunan Teknik Mesin XV (SNTTM XV)Bandung, 5-6 Oktober 2016PM-024MODIFIKASI METODE MUHLBAUER UNTUK PEMETAAN RISIKOKOROSI SEMI-KUANTITATIF PADA PIPA PENYALUR GASEkha Panji Syuryana1,*, Bambang Widyanto2, Bagus Budiwantoro31,3Prodi Teknik Mesin, FTMD, ITB, Jl. Ganesa No.10, Bandung, Jawa Barat, IndonesiaProdi Teknik Material, FTMD, ITB, Jl. Ganesa No.10, Bandung, Jawa Barat, akKondisi lingkungan yang beragam menjadikan sistem transportasi gas alam dari sumber gas menujupengguna menjadi memiliki berbagai jenis bahaya yang dapat menurunkan integritas pipa. Kondisikelas lokasi sepanjang ROW (right of way) pipa terus mengalami perubahan dari kondisi desain awal,seperti meluasnya daerah pemukiman dan perluasan area industri. Beberapa pipa gas eksisting telahdioperasikan selama lebih dari 25 atau 30 tahun dan masih beroperasi hingga sekarang dan mengalamiperusakan akibat korosi. Dengan kondisi itu, banyak lokasi di sepanjang ROW pipa gas sekarangtermasuk dalam klasifikasi HCA (high consequence area).Operator pipa difokuskan untuk pengembangan CRM (corrosion risk mapping) untuk meningkatkanintegritas untuk jaringan pipa. Selanjutnya pipa diinspeksi dengan ILI (in-line inspection) atauintelligent pigging menggunakan peralatan MFL (magnetic flux leakage) dan alat pemetaan topografiatau gyroscopic (XYZ). ROW dimonitoring dengan CIPS (closed-interval potential survey) dan/atauPCM (pipe current meter), untuk pipa offshore menggunakan ROV (remotely operated vehicle).Inspeksi external langsung dengan LRUT (long range ultrasonic). Inspeksi internal dilakukan dengankupon korosi dan/atau ER (electric resistance probe) dan kromatografi gas. Data output inspeksi danmonitoring umumnya dianalisis secara terpisah, dan tidak memberikan hasil yang terintegrasi. Denganmenggunakan CRM untuk detail masalah korosi sebagai bagian dari asesmen risiko dan pipelineintegrity management system (PIMS) dengan analisis spesifik sesuai dengan metode ECDA (externalcorrosion direct assessment) dan DG-ICDA (dry gas-internal corrosion direct assessment), dandilengkapi analisis lanjut dengan perkiraan kekuatan sisa dan FFS (fitness for services), wilayah atauzonasi pipa ini dibagi menjadi spesifik batas dengan metode segmentasi dinamik tergantung padakondisi lingkungan (atmosfir, tanah, dan fluida), material, coating, anomaly, dan proteksi katodik.Metode CRM yang dilakukan pada studi kasus pipa penyalur offshore 28 in x 360 km dan pipa penyaluronshore 28 in x 55 km. Hasil analisis menunjukkan parameter detail setiap data inspeksi dan tingkatrisiko yang direpresentasikan dalam peta segmentasi dinamik berupa GIS (geographic informationsystem). CRM akan mempermudah manajemen korosi, monitoring, dan inspeksi. Data ILImenunjukkan laju korosi tertinggi pada pipa offshore 9,474 mpy, dan pada pipa onshore 7,895 mpy.Rangking CRM pada pipa offshore adalah 2C dan 3C, pada pipa onshore adalah 2C, 2D, 3C, dan 4C.Hasil ECDA memperkirakan umur teknis pipa offshore terendah 54 tahun dan pipa onshore terendah69 tahun. Dengan perkiraan kekuatan sisa berdasarkan ASME B31G terendah untuk pipa offshore 1577psi dan pipa onshore 1074 psi. Sedangkan hasil FFS terendah untuk pipa offshore 2972 psi dan pipaonshore 653 psi, pipa offshore dioperasikan pada 1085 psi, dan pipa onshore dioperasikan pada 553psi. Hasil analisis DG-ICDA untuk pipa offshore memiliki sudut kritis terkecil 2,4 derajat, untuk pipaonshore 2,06 derajat, dengan inklinasi aktual pada contoh pipa onshore 1,557 derajat. Interval ILIberdasarkan interpolasi ASME B31.8S adalah 8 tahun dengan rekomendasi untuk pipa offshore interval5 tahun.Kata kunci: pipa penyalur gas, risk assessment, ILI, MFL, ICDA, ECDA, PIMS, FFS, ROW, GIS.928
Proceeding Seminar Nasional Tahunan Teknik Mesin XV (SNTTM XV)Bandung, 5-6 Oktober 2016PM-024PendahuluanBerdasarkan keputusan Menteri energi dansumberdayamineralNo.0225K/11/MEM/2010 [1], tentang rencanainduk jaringan transmisi dan distribusi gasbumi nasional tahun 2010-2025 Indonesiaakan membangun jaringan pipa penyalurgas yang baru dan hal ini memerlukanperancangan yang memenuhi kriteria.Perancangan pipa baru tersebut perlumemperhatikan faktor korosi yang seringmuncul pada beberapa contoh pipapenyalur gas eksisting. Hal ini perludidukung dengan terjaganya integritas pipapenyalur gas dan fasilitas pendukungnyaagar sistem penyaluran gas alam tidakmengalami gangguan dan risiko yang tidakterkendali. Permasalahan yang timbul dantidak sesuai dari kondisi desain awal adalahkondisi material pipa, lingkungan,demografi, dan operasi. Peningkatanjumlah penduduk, pertumbuhan industri,dan penyalahgunaan jalur pipa atau ROW(right of way) adalah contoh perubahankondisi demografi di jalur pipa.Kondisi risiko tersebut akan mempegaruhiintegritas pipa penyalur. Gambar 1 berikutmenunjukkan kondisi katup pengaman pipapenyalur 28 in PG-II yang di operasikanoleh Perusahaan “PT. X” yang telahberoperasi 23 tahun dan integritasnyacukup baik.Gambar 1. Sistem katup pengaman padapipa penyalur gas “PG-II” [8].MetodologiMetodologi yang dilakukan dalampenelitian dan kajian ini ditunjukkan padadiagram alir pada Gambar 2 berikut ini.Mulai1. Data Studi Literatur2. Data SurveyLapangan danPengumpulan DataPenenetuan Pipa Penyalur Gas yangakan dianalisisMenentukan pipeline zoning &corrosion circuitPerhitungan dan Perkiraan:1. Kekuatan Sisa2. Umur Sisa3. Fitness for ServiceIdentifikasi Korosi:1. Korosi Internal2. Korosi Sub-surface3. Korosi atmosfericPerbaikan,Penggantian, atauPenghentianTingkat Risiko Acceptable?TidakIdentifikasi Bahaya:1. Bahaya Fluida Gas2. Volume Kebocoran3. Dispersi4. ReceptorPengelompokan Kategori Risiko:1. Analisa Kualitatif2. Analisa Semi-KuantitatifYaData Hasil Analisa:1. Corrosion Risk Mapping2. Geographic information systemMitigasi dan Pengendalian Korosi &Rekomendasi Rencana InspeksiKesimpulan dan SaranSelesaiGambar 2. Diagram Alir MetodologiPenelitian.Penelitian ini dilakukan dengan (1) studiliteratur; (2) survey jalur pipa danpengumpulan data terkait seperti datadesain, operasi, material, spesifikasi,inspeksi, gas kromatografi, data geografikjalur pipa, dan data historis pipa penyalur;(3) pembuatan pemetaan risiko korosidilakukan dengan menentukan contoh pipapenyalur dan segmentasi dinamik,identifikasi anomaly berdasarkan datainspeksi, identifikasi bahaya dan komposisigas dengan data kromatografi gas,melakukan tabulasi data, analisis kualitatifdan semi-kuantitatif; (4) perhitungankekuatan dan umur sisa, serta asesmenkorosi internal dan eksternal. (5) penentuanoperasi, perawatan, dan perbaikan yangdirekomendasikan pada pipa penyalur; (6)menentukan kekuatan sisa dan beberapapertimbanganuntuksaranpadaperancangan desain atau CBDA (corrosionbased design analysis) untuk pipa baru diIndonesia.929
Proceeding Seminar Nasional Tahunan Teknik Mesin XV (SNTTM XV)Bandung, 5-6 Oktober 2016PM-024Corrosion Risk Mapping (CRM)CRM akan dilakukan pada pipa penyaluroffshore dengan diameter 28 inch inimelakukan penyaluran gas alam dengantekanan operasi laju alir sebesar 7,731MMSCFD (Million standard cubic feet ofgas per day) pada tekanan operasi 911,32psi dan temperatur operasi 85 F (29,44 C)dari fasilitas pemrosesan di Pulau “P” yangberada di tengah lautan, dari titik KP(kilometer point) 0 sampai KP 138, lalumendapat tambahan dari eksplorasioffshore “Q” sebesar 268,345 MMSCFDpada pada tekanan operasi 1085 psi dantemperatur operasi 85 F (29,44 C) dari KP138 sampai KP 218, dan mendapattambahankembalisebesar51,323MMSCFD dan 17,342 MMSCFD padapada tekanan operasi 870 psi dantemperatur operasi 65 F (18,33 C) darieksplorasi offshore “R” pada KP 218sampai KP 360 hingga menuju ke daratanPulau “S” dengan diterima di fasilitaspenerima untuk proses dehidrasi gasdengan panjang pipa keseluruhan 360 kmdan total laju alir sebesar 344,343MMSCFD. Skema pengaliran ditunjukkanpada Gambar 3 dibawah ini.Gambar 3. Skema penyaluran gas pada pipapenyalur offshore “PG-I” (pandangan atas).Pipa penyalur offshore 28 inch yangdikonstruksi pada tahun 1993 didesainuntuk tekanan 2000 psi dan temperatur 100F (37,78 C). Material pipa yang digunakanadalah API 5L X65 yang memiliki SMYS(specified minimum yield strength) sebesar65,000 psi dan SMTS (specified minimumtensie strength) sebesar 77,000 psi. Pipa inimemiliki dua ketebalan, dari FasilitasPemrosesan KP 0 – KP 9 ketebalan pipa(WT) 0,750 inch (19,0 mm) denganspesifikasi detail O.D. 28,25 inch (717,5mm) dan I.D. 26,75 inch (679,5 mm), danKP 9 – KP 351 ketebalan pipa (WT) 0,625inch (15,875 mm) dengan spesifikasi detailO.D. 28 inch (711,2 mm) dan I.D. 26,75inch (679,5 mm) dan Corrosion Allowancedesain 0,118 inch (3 mm) yangdiperkirakan mampu memenuhi kebutuhansesuai dengan umur desain 30 tahun padakelas lokasi desain class-1 Div.1. Proteksieksternal menggunakan coating asphaltenamel (AE) dengan ketebalan 500 microndiperkuat dengan menggunakan fiberglassreinforcement dan concrete coating(CWC), pada bagian field joint coatingmenggunakan servowrap tape dan masticfiller. Bagian internal pipa dilapisi denganmenggunakan lapisan tipis epoxy paint anticorrosion coating dengan ketebalanminimum 1,6 mil atau 40 micron DFT (dryfilm thickness) untuk proses shipping danproteksi instalasi pipa offshore coatinginternal diaplikasikan powdered epoxyresin 300 micron DFT.Pipa penyalur onshore dengan diameter 28inch ini melakukan penyaluran gas alamdengan laju alir sebesar 344,742 MMSCFD(Million standard cubic feet of gas per day)dari fasilitas penerima di Pulau “S” didaratan, lalu dialirkan ke pengguna “K”sebesar 33,806 MMSCFD pada KP 26,pengguna “L” sebesar 0,846 MMSCFDpada KP 29, pengguna “M” sebesar 11,921MMSCFD dan 29,489 MMSCFD di KP 49,dan pengguna “N” sebesar 11,824MMSCFD di KP 55, panjang pipakeseluruhan 55 km dan total laju alir sisasebesar 256,854 MMSCFD pada StasiunMetering “N”. Skema pengaliran pipapenyalur onshore “PG-II" ditunjukkan padaGambar 4 di bawah ini.Pipa penyalur onshore 28 inch yangdikonstruksi pada tahun 1993 didesainuntuk tekanan 1000 psi dan temperatur 100930
Proceeding Seminar Nasional Tahunan Teknik Mesin XV (SNTTM XV)Bandung, 5-6 Oktober 2016PM-024F (37,78 C). Material pipa yang digunakanadalah API 5L X65 yang memiliki SMYSsebesar 65,000 psi dan SMYS sebesar77,000 psi. Pipa ini memiliki ketebalan WT0,5 inch (12,7mm) untuk ruas KP 0 0sampai KP 15 5 dan WT 0,438 inch(11,125 mm) untuk ruas KP 15 5 sampaiKP 55. Corrosion Allowance desain 0,118inch (3 mm) yang diperkirakan mampumemenuhi kebutuhan sesuai dengan umurdesain 30 tahun pada kelas lokasi desainclass-3.Gambar 5. (kiri) Pengamatan kondisicoating dengan ROV monitoring pada pipaoffshore. (kanan)Instalasi dan persiapaninspeksi bellhole dan LRUT pada pipapenyalur “PG-I” di lokasi landfall pipaoffshore [8].Pada Gambar 6 berikut ditunjukkanbeberapa jenis inspeksi pipa penyalur untukbasis data inspeksi yang diklasifikasikanuntuk proses PIMS dan CRM yangdikembangkan dalam penelitian ini.Gambar 4. Skema penyaluran gas padapipa onshore “PG-II” (pandangan atas).Data inspeksi pipa penyalur merupakaninput utama dalam proses analisis risikodan pemetaan risiko korosi. Beberapa dataterkait pengukuran langsung dan tidaklangsung dapat diolah menjadi basis datauntuk pemetaan risiko korosi yangdiperlukan untuk analisis yang lebih lanjutseperti analisis laju korosi, analisiskekuatan sisa, dan menentukan intervalinspeksi selanjutnya.Klasifikasi data dilakukan untuk pipapenyalur offshore dan onshore untukmempermudah proses pemilahan data.Selanjutnyadatadikelompokkanberdasarkan jenis inspeksi dan monitoringyang dilakukan seperti data analisiskromatografi gas, data monitoring proteksikatodik, data in-line inspection datainspeksi visual (ROV untuk offshore atauBellhole untuk onshore seperti yangditunjukkan pada Gambar 5.Gambar 6. Metode inspeksi dan monitoringpada pipa penyalur.Analisis yang dilakukan pada contoh gasyang dialirkan melalui pipa penyalur inimenghasilkan output persen mol methane(CH4) memiliki persentase tertinggi sebesar86,347 % mol, hal ini menunjukkan bahwakarakter gas yang berasal dari sumber dipulau “P” memiliki karakter yang hampirmendekati wet gas, dimana batas kriteriawet gas adalah memiliki kandunganmethane 85 %. Gas yang disalurkanmemiliki kandungan impurities karbondioksida 3,720 % mol dengan komposisiumum gas pada Gambar 7 berikut ini.931
Proceeding Seminar Nasional Tahunan Teknik Mesin XV (SNTTM XV)Bandung, 5-6 Oktober H12HexaneC6H14 Carbon DioxideCO2NitrogenN2Hydrogen SulfideH2SWaterH2O2.30386.347Offshore Gas Pipeline 28" x 360 KMProcessing Facility "P"Mole (%)1009080706050403020100tersebut. Faktor yang menentukanperhitungan konsekuensi kebocoran adalahsebagai berikut: (a) Product hazard; (b)Volume kebocoran; (c) Dispersi; (d)Receptor. Diagram alir metodologi analisisrisiko ditunjukkan pada Gambar 9 berikutini.Gas CompositionsGambar 7. Hasil kromatografi gas padapipa penyalur offshore “PG-I” dari sumbergas fasilitas proses 0100.1070.486Onshore Gas Pipeline 28" x 55 KMReceiving Facility neC6H14 Carbon DioxideCO2NitrogenN2Hydrogen SulfideH2SWaterH2OMole (%)12010080604020098.837Analisis yang dilakukan pada contoh gasyang dialirkan melalui pipa penyalur inimenghasilkan output persen mol methane(CH4) memiliki persentase tertinggi sebesar98,837% mol, hal ini menunjukkan bahwakarakter gas yang diterima pada stasiunpenerima “S” memiliki karakter yangsangat baik dan kering, gas yang disalurkanmasih memiliki kandungan impuritieskarbon dioksida sisa sebesar 0,107% moldengan komposisi gas pada Gambar 8berikut.Gas CompositionGambar 8. Hasil kromatografi gas padapipa penyalur onshore “PG-II” di stasiunpenerima “S”.Menurut Muhlbauer[2] secara difinitifanalisis risiko terdiri dari probabilitas dankonsekuensi kebocoran pipa. Faktor yangberpengaruhterhadapperhitungankemungkinan kebocoran pipa adalahsebagai berikut: (a) Faktor pihak ketiga; (b)Faktor korosi; (c) Faktor perancangan; (d)Faktor ketidaksesuaian operasi.Setiap faktor kalkulasi menggunakan nilairelatif dan total probabilitas kebocoranmerupakan jumlah dari faktor-faktorGambar 9. Penilaian relatif dan faktorfaktor analisis asesmen risiko[2].Corrosion Circuit menurut Hodges dkk.[3]adalah suatu sistem dari beberapakomponenyangdikonstruksidarispesifikasi material yang sama sebagaisubjek dalam proses dan kondisi operasiyang sama. Untuk penerapan modelcorrosion circuit ini jika dalam suatufasilitas proses seperti perpipaan di stasiunkompresor, maka pembatasan corrosioncircuit ini dapat dilakukan denganparameter material, proses, fluida, atauoperasi yang terjadi. Penerapan pada pipapenyalur, model corrosion circuit akanditerapkan berdasarkan pertimbangan jenisdan resistivitas lingkungan sepanjang jalurpipa dan beberapa kondisi perubahan efekkorosi, yang diolah dari data surveylapangan[8] untuk dijadikan acuan untukperhitungan asesmen risiko, dan analisisperhitungan untuk CRM.Berdasarkan data inspeksi, setelahberoperasi 23 tahun anoda korban akanmengalami penurunan potensial proteksidan berat akibat adanya arus proteksi yangdialirkan kepada pipa yang dilindungi.Berdasarkan pengukuran pada anoda inipotensial proteksi masih menunjukkankisaran 1042 –mV hingga 1103 –mV, halini menunjukkan performa anoda masihrelative baik karena masih di atas minimum932
Proceeding Seminar Nasional Tahunan Teknik Mesin XV (SNTTM XV)Bandung, 5-6 Oktober 2016PM-02412001150110010501000950900850800Inspeksi Potensial Proteksi Katodik(Offshore 28in x 360 km)1103Potential (-mV)Min Req (-mV)Max (-mV)0 9796 41515 58125 53835 55745 60954 51063 68374 44283 80893 803105 503115 121125 997136 742147 402158 818168 870180 172191 205201 507210 158219 596230 121239 543248 443259 362269 538282 239294 027304 223312 763Potential (-mV)Kilometer Point, (KM)Gambar 10. Grafik potensial proteksikatodik pada pipa penyalur gas offshore“PG-I”.Proteksi dengan sistem ICCP relatif dapatmudah dikontrol karena TRU (transformerrectifier unit) dapat diatur supayakebutuhan proteksi tetap memiliki kisaranbatas yang diperlukan. Berdasarkanpengukuran pada test box potensial proteksimasih menunjukkan kisaran 936 –mVhingga 1206 –mV untuk posisi offpontensial dan kisaran 1187 –mV hingga1306 –mV untuk posisi off pontensial, halini menunjukkan performa anoda masihrelative baik karena masih di atas minimum850 –mV dan hingga rentang 950 -mV(untuk pipa yang memiliki temperature 40 C) menurut NACE SP 0169 Control ofExternal Corrosion on Underground orSubmerged Metallic Piping Systems, 2013,Subbab 6.2.1.3 dan 6.2.1.4. Hasilpengukuran potensial ditunjukkan padaGambar 11 berikut.1500Inspeksi Potensial Proteksi Katodik(Onshore 28 in x 55 km)12501000750OFF Potential (-mV)ON Potential (-mV)MaxMin500250002 25010 25016 80018 60020 30023 40024 90026 50028 30029 60030 50032 30035 10037 30039 700 41 50043 30045 75049 00050 00050 90052 00053 800Beda Potensial (-mV)900 –mV dan hingga rentang 1050 –mVjika melebihi 1150 –mV maka menjadi“over-protection” menurut DNV RP B401Cathodic Protection Design, 2010, Bagian5.4.2. Hasil pengukuran potensial yangdiolah dari data monitoring proteksikatodik[8] ditunjukkan pada Gambar 10berikut.Kilometer Point (KM)Gambar 11. Grafik potensial proteksikatodik pada pipa penyalur gas onshore“PG-II”.Dalam grafik hasil pengukuran bathymetrypipa penyalur offshore ditunjukkanbeberapa lokasi yang terdeksi adanyakerusakan coating dan kondisi span padapipa dan beberapa lokasi yang telahdilakukan stabilisasi atau rektifikasi yangtelah dilakukan sebelumnya. kerusakancoating terjadi pada beberapa titik KPdiantaranya terjadi pada rentang zona Z-1,Z-2, dan Z-3 seperti yang ditunjukkan padaGambar 12 berikut.Gambar 12. Kondisi bathymetry dankerusakan coating pada jalur pipa offshore“PG-I” hasil monitoring ROV. [8]Dari data ILI XYZ atau gyroscopic[8],kondisi inklinasi pipa terekam danditunjukkan pada grafik yang ada padaGambar 13 berikut, terlihat perubahankondisi inklinasi pipa dan kondisipenurunan curam pada river crossingdibandingkan dengan laju korosi yangterjadi. Perhitungan elevasi kritis akandilakukan sesuai dengan persamaan (1) dariNACE SP 0206[4] berikut.𝑣2𝜌𝑔𝑔𝜃 sin 1 (𝜌 𝜌 ) (𝑔 𝑑 ) 𝐹 (1)𝑙𝑔𝑖𝑑933
Proceeding Seminar Nasional Tahunan Teknik Mesin XV (SNTTM XV)Bandung, 5-6 Oktober is,(degrees)Densitas GasDensitas Cairan (diketahuidengan tekanan total dantemperatur)Akselerasi GravitasiDiameter Internal PipaKecepatan Gas SuperfisialBilangan FroudeGambar 13. Elevasi hasil intelligentpigging (XYZ) pipa onshore “PG-II”.Contoh data ILI-MFL pada Gambar 14terdeteksi pada bagian internal pada KP49 110 dengan orientasi cacat pada arahjam 10:00. Dimensi cacat ini memilikipanjangaxial111mm,lebarcircumferential 199 mm dan kedalaman16% ketebalan. Kondisi cacat terdeteksisebagaicacatmanufakturataukemungkinan pada saat konstruksimengalami benturan sehingga ada bagianyang cekung (warna kuning dan merah) danyang mengalami timbul (warna biru).Contoh data ILI-MFL pada Gambar 15terdeteksi pada bagian eksternal pada KP13 2216 dengan orientasi cacat pada arahjam 07:43. Dimensi cacat ini memilikipanjangaxial116mm,lebarcircumferential 67 mm dan kedalaman 25%ketebalan. Kondisi cacat terdeteksi sebagaicacat metal loss.Gambar 14. Metal loss pada permukaaninternal pipa offshore “PG-I”.[8]Gambar 15. Metal loss pada permukaaneksternal pipa onshore kan berdasarkan dimensi metalloss menurut Pipeline Operator Forum(POF) yang diolah dari data ILI MFL[8]sehingga diketahui morfologi korosidengan klasifikasi berdasarkan grafik yangditunjukkan pada Gambar 16 berikut.Gambar 16. Metal loss feature plot (Widthvs Length).Laju korosi pipa offshore “PG-I”berdasarkan anomaly yang terjadi pada pipayang memiliki ketebalan WT 0,750 inch(19,05 mm) untuk ruas KP 0 0 sampai KP9 0 memiliki laju korosi yang terdeteksi934
Proceeding Seminar Nasional Tahunan Teknik Mesin XV (SNTTM XV)Bandung, 5-6 Oktober 2016PM-0241,974 mpy (Int.) dan ketebalan WT 0,625inch (15,875 mm) untuk ruas KP 9 0sampai KP 90 0 (segmen terinspeksi ILI)memiliki laju korosi yang terdeteksi 9,473mpy (Int.), dan 7,895 mpy (Ext.).Laju korosi pipa onshore “PG-II”berdasarkan kelas dimensi anomaly yangditunjukkan pada Gambar 17 beberapabentuk korosi yang terjadi pada pipa yangmemiliki ketebalan WT 0,5 inch (12,7 mm)untuk ruas KP 0 0 sampai KP 15 5 terlihatdidominasi oleh bentuk axial grooving(AXGR) memiliki laju korosi tertinggi7,368 mpy dan axial slotting (AXSL)memiliki laju korosi tertinggi 7,105 mpy,untuk circumferential groov-ing (CIGR)kisaran laju korosi tertinggi 5,074 mpy dancircumferential slotting (CISL) kisaran lajukorosi 6,316 mpy, untuk point inspeksidengan laju korosi tertinggi adalah generalcorrosion (GENE) yaitu 7,895 mpy.Internal - External Corrosion Rate8.07.5INT7.0EXT6.56.0Corrosion Rate 25201510500.0Kilometer Point (KP)Gambar 17. Laju korosi berdasarkan kelasdimensi anomaly pada pipa penyaluronshore “PG-II”.Setelah dilakukan pengolahan data inspeksimaka input parameter operasi, inspeksi, danhistorical dianalisis asesmen risiko padapipa onshore dan offshore ini akanmenunjukkan tingkat risiko spesifik padasetiap zona pipa penyalurnya. Pada Gambar18 berikut ini ditunjukkan matriks risikountuk pipa offshore memiliki tingkat risikokorosi 2-C dan 3-C, sedangkan untuk pipaonshore matriks risiko korosi menunjukkantingkat risiko dari 2-C, 3-C, 4-C, dan 2-D.Gambar 18. Matriks risiko korosi untukpipa penyalur gas offshore “PG-I” danonshore “PG-II” [8].Detail skor POF CRM untuk pipa onshoredan untuk pipa offshore memiliki total zonayang dianalisis untuk pipa offshoreberjumlah 58 zona dan untuk pipa onshoreberjumlah 201 zona yang ada pada grafikterlihat pengaruh risiko korosi adalah padakorosi eksternal. Faktor ini korosi subsurface atau dalam lingkungan tanah yangakan berakibat dipengaruhi oleh resistifitaslingkungan ROW pipa, coating fitness,proteksi katodik, dan interface antara bataszona basah dan kering seperti sungai dantanah, atau pipa yang terekspos ke udara.Pada pipa offshore analisis risikomenunjukkan skor rata-rata LIF 72,41, skorrata-rata POF 166,86, untuk analisis CRM;skor faktor atmosferik rata-rata 3,38, skorkorosi internal rata-rata 8,86, skor subpermukaan rata-rata 41,91, dan skor POFKorosi skor rata-rata total 54,13ditunjukkan pada Gambar 22, pada pipaonshore analisis risiko menunjukkan skorrata-rata LIF 121,78, skor rata-rata POF215,38, untuk analisis CRM; skor faktoratmosferik rata-rata 7,66, skor korosiinternal rata-rata 11,73, skor subpermukaan rata-rata 46,50, dan skor POFkorosi skor rata-rata total sebesar 65,9.Analisis yang telah dilakukan pada pipaoffshore dan onshore diatas entuyangmengalami kondisi kritis atau memilikitingkat risiko tinggi baik secara POF atauLIF/COF, pada zona tersebut akandilakukan analisis semi-kuantitatif untuk935
Proceeding Seminar Nasional Tahunan Teknik Mesin XV (SNTTM XV)Bandung, 5-6 Oktober 2016PM-024korosi (ECDA dan ICDA) untukmengetahui tingkat ktitis yang dialami.Analisis ICDA (NACE SP0206) [4] yangdilakukan pada titik analisis yang dilakukantiap zona segmentasi dinamik berdasarkantitik pemasukkan gas dan pengaliran gas kepercabangandenganmenggunakanpersamaan (1) menunjukkan adanya batasinklinasi sudut kritis yang dilakukan padazona F1-F4 untuk offshore, dan zona N1N4 untuk onshore, analisis ini dilakukandengan dua input data simulasi (garismerah) dan hasil perhitungan (garis biru)yang nilai sudut inklinasi kritisnyamenunjukkan perbedaan pada bagianoffshore akan tetapi berdekatan pada bagianonshore seperti yang ditunjukkan padaGambar 19 berikut.Critical Inclination AngleSFSflowMtd: Perkiraan tingkat tegangankegagalan, psi: Tegangan aliran, psi: Faktor magnifikasi tegangan: Tebal pipa, mm: Kedalaman cacat, mmBerdasarkan perhitungan metode originalPs (Safe Operating Pressure) pada titikdengan kedalaman korosi 4,773 mm adalah1592,9 psi, dengan metode modified adalah1591,9 psi untuk pipa offshore. Perhitunganmetode original pada titik dengankedalaman korosi 4,612 mm adalah 1203,6psi, dengan metode modified adalah 1192,6psi untuk pipa onshore. Gambar 20 berikutmenunjukkan Ps untuk beberapa titikdengan metal loss tertinggi, dimana warnaungu dan biru muda untuk pipa offshore,merah tua, hijau dan biru tua untuk onshore.Garis merah adalah tekanan operasi untukoffshore dan garis jingga untuk onshore.11.010.0KP 13 22122508.0KP 35 03020007.017506.0Ps, (Psi)DegreePG-I & PG-II Pipeline25009.05.04.02.063.0F2F3F4N1N2N3N4Pipeline Zone1000KP60 624Perhitungan selanjutnya dilakukan untukmengetahui kekuatan sisa dan batas tekananaman yang diijinkan untuk tekanan operasipada pipa penyalur dengan menggunakanpersamaan (2) untuk metode original danpersamaan (3) untuk metode modified(ASME B31G) [5] berikut ini.1 2 3(𝑑 𝑡)𝑆𝐹 𝑆𝑓𝑙𝑜𝑤 [1 2 3(𝑑 𝑡)/𝑀500PG-II250PG-I0Gambar 19. Sudut inklinasi kritikal padapipa penyalur offshore “PG-I” (F) danonshore “PG-II” (N).𝑆𝐹 𝑆𝑓𝑙𝑜𝑤 [KP 7 42812507502.0F1KP 40 9871500]1 0.85(𝑑 𝑡)1 0.85(𝑑 ukan perhitungan kekuatan sisadilakukan dengan persamaan (4) denganmetode fitness for service (API 579/ASMEFFS-1) [6] dengan modifikasi formula untukpenerapan pada pipa penyalur menurutEscoe [7] berikut ini.(2)(3)Level 2Gambar 20. Tekanan operasi aman (Ps)pada pipa penyalur offshore PG-I danonshore PG-II.𝑀𝐴𝑊𝑃 ]ModifiedCalculation FormulaFCA𝑅𝑆𝐹𝑎) 𝑆𝑥 (𝐹) (𝐸) (𝑇)𝑀𝑡𝑅𝑆𝐹𝑎(𝑅𝑆𝐹𝑎 ) 𝑅𝑐𝑀𝑡(𝑡𝑚𝑚 𝐹𝐶𝐴)(1.0 (4): Future corrosion allowance,mm936
Proceeding Seminar Nasional Tahunan Teknik Mesin XV (SNTTM XV)Bandung, 5-6 Oktober 2016PM-024tmmRcRSFaSxFET: Minimum required wallthickness, mm: Calculated Radius: AllowableRemainingStrength Factor: Specified Minimum YieldStrength (SMYS), psi: Faktor desain: FaktorSambunganLongitudinal: Faktor derating temperaturBerdasarkan perhitungan diatas maka nilaiFFS untuk pipa penyalur offshore dengankedalaman korosi 4,773 mm adalah 2972psi, dan pipa penyalur onshore dengankedalaman korosi 3,994 mm adalah 653 psi.KesimpulanDari aplikasi metode CRM pada studi kasuspipa penyalur offshore 28 in x 360 km danonshore 28 in x 55 km ini jukkan pipa penyalur offshore danonshore memiliki karakteristik lajukorosi internal yang bervariasi. Terdapatanomaly metal loss pipa offshore pada KP60,624 dan pipa onshore pada KP 13,221dan KP 40,987 yang menunjukan titiklaju korosi tertinggi. Kondisi ini tidakdapat diketahui secara rinci jika tidakmenggunakan ILI MFL dan metodeanalisis risiko semi-kuantitatif.2.Tekanan operasi pada kedua pipapenyalur di atas harus dibawah MAOPhasil analisis.3.Kondisi topografi pipa dengan inklinasimelebihi sudut inklinasi kritis hasilanalisis ICDA berpotensi mengalamikorosi dan direkomendasikan untukdijadikan sample inspeksi.4.Kondisi korosi pada pipa penyalur PG-Idan PG-II dapat dijadikan input data yangdipertimbangkan untuk CBDA.Referensi[1]Kepmen2700K/11/MEM/2012,Rencana Induk Jaringan Transmisi DanDistribusi Gas Bumi Nasional tahun 2012 o.id/[2] W. K. Muhlbauer, Pipeline RiskManagement Manual Ideas, Techniques,and Resources, 3rd ed., Elsevier Inc.,Massachusetts, (2004).[3] S. Hodges, K. Spicer, R. Barson, G.John, High Level Corrosion RiskAssessment Methodology For Oil & GasSystems, NACE International No.10367,(2010).sumber: http://www.intertek.co.id/[4] NACE SP 0206, Internal CorrosionDirect Assessment Methodology forPipelines Carrying Normally Dry NaturalGas (DG-ICDA), NACE, (2006).[5] ASME B31G, Manual for Determiningthe Remaining Strength of CorrodedPipelines, ASME, (2009).[6] API FFS 579-1/ASME FFS-1, FitnessFor-Service, 2nd ed., API-ASME, (2007).[7] A. K. Escoe, Piping and , (2006).[8] B. Budiwantoro, P.S. Narendra, R.Firmansyah,E.P.Syuryana,PipelineIntegrity Management System PipaPenyalur Gas PT. “X”, LAPI ITB,Bandung, (2014).937
menunjukkan laju korosi tertinggi pada pipa . offshore . 9,474 mpy, dan pada pipa . onshore . 7,895 mpy. Rangking CRM pada pipa . offshore . adalah. 2C dan 3C, pada pipa . onshore . . Analisa Kualitatif 2. Analisa Semi-Kuantitatif Tingkat Risiko Acceptable? Perhitungan dan Perkiraan: 1. Kekuatan Sisa 2. Umur Sisa 3. Fitness for Service
7. Metode Exstended Quadratic Interior Point (EQIP) Sama dengan metode Karmakar, metode EQIP merupakan salah satu metode untuk menyelesaikan masalah program linier. Metode EQIP adalah metode deterministik yang merupakan pengembangan metode Karmakar. Metode EQIP dikembangakan oleh James A. Momoh. Metode EQIP bisa digunakan untuk
Terdapat beberapa metode perhitungan curah hujan, antara lain; metode perhitungan rata-rata aljabar, metode . isohyet, dan metode poligon . thiessen. Metode perhitungan rata-rata aritmatik atau juga disebut . arithmatic mean . merupakan cara sederhana yang dapat digunakan dalam menghitung curah hujan. Metode . arithmatic mean. biasanya digunakan untuk daerah yang datar dengan jumlah pos curah .
PENELITIAN Metode penelitian yang digunakan dapat dipilih sesuai dengan masalah dan tujuan penelitian yang hendak dicapai. Secara umum, metode yang digunakan dalam penelitian yaitu (a) metode deskriptif, (b) metode eksperimen, (c) metode historis, (d) metode pengembangan, (e) metode tindakan, dan (f) metode kualitatif.
Metode drill dan metode demonstrasi merupakan metode yang cocok digunakan untuk melatih kemandirian anak tunagrahita menjalankan ibadah mahdhah. Sebab mereka memiliki keterbatasan IQ, memori yang sangat pendek dan selalu bergantung dengan orang lain. Dan kedua metode tersebut bisa digabungkan dengan metode-metode yang
Metode demonstrasi adalah metode mengajar yang menggunakan peragaan untuk memperjelas suatu pengertian atau memperlihatkan keseluruh kelas tentang suatu proses untuk melakukan sesuatu. Adapun aspek yang penting dalam penggunaan metode demostrasi ini adalah, metode demonstrasi akan menjadi metode yang tidak
biasa digunakan dalam pembelajaran IPA diantaranya metode ceramah, demonstrasi, eksperimen dan diskusi. Selain itu ada metode-metode lain yang dapat dilakukan seperti metode proyek, brainstorming, bermain peran dan karyawisata. Pada pelaksanaannya setiap metode pembelajaran memiliki langkah-langkah yang berbeda.
METODE PENELITIAN A. Penelitian Eksperimen Penelitian ini menggunakan metode penelitian eksperimen. Seperti yang dijelaskan dalam sugiyono (2010, hlm.11) bahwa metode penelitian eksperimen meruoakan metode penelitian yang digunakan untuk mencari pengaruh treatment (perlakuan) tertentu. Adapun, metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah
Korean language learning demotivation among EFL instructors in South Korea 201 competing commitments to language learning necessitating a cost/benefit anal-ysis of the time and cost versus the perceived return on such an investment (Norton, 2013), particularly, as negative gatekeeping encounters may result in marginalization (Norton, 2000, 2001). Thus, while the notion that in a globalized .
