analisis keandalan pipa lurus akibat korosi...

UNIVERSITAS INDONESIA

ANALISIS KEANDALAN PIPA LURUS AKIBAT KOROSI

EKSTERNAL PADA JALUR PIPA TRANSMISI GAS DENGAN

MENGGUNAKAN SIMULASI MONTE CARLO

SKRIPSI

REDIAN WAHYU ELANDA

0706268833

FAKULTAS TEKNIK

DEPARTEMEN METALURGI DAN MATERIAL

DEPOK

JUNI 2011

Analisis keandalan..., Redian Wahyu Elanda, FT UI, 2011

UNIVERSITAS INDONESIA

ANALISIS KEANDALAN PIPA LURUS AKIBAT KOROSI

EKSTERNAL PADA JALUR PIPA TRANSMISI GAS DENGAN

MENGGUNAKAN SIMULASI MONTE CARLO

SKRIPSI

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Sarjana Teknik

REDIAN WAHYU ELANDA

0706268833

FAKULTAS TEKNIK

DEPARTEMEN METALURGI DAN MATERIAL

DEPOK

JUNI 2011


Skripsi

dik

HAL

i ini adalah

kutip maupu

LAMAN PE

h hasil kary

un yang di

ii

ERNYATA

ya saya sen

rujuk telah

AAN ORISI

diri, dan se

h saya nyat

Univer

INALITAS

emua sumb

takan deng

rsitas Indon

S

ber baik ya

gan benar.

nesia

ang


Penelitian

Nama

NPM

Program S

Judul Pene

Telah ber

bagian per

Program

Indonesia

Ditetapkan

Tanggal

n ini diajuka

Studi

elitian

rhasil dipert

rsyaratan ya

Studi Tekn

n di : Depo

: 1 Jul

HALA

an oleh :

: Redian W

: 0706268

: Teknik M

:Analisis

Eksterna

Menggu

tahankan d

ang diperluk

nik Metalu

ok, Universi

li 2011

iii

AMAN PEN

Wahyu Elan

8833

Metalurgi da

Keandala

al Pada J

unakan Sim

di hadapan

kan untuk m

urgi dan M

itas Indones

NGESAHA

nda

an Material

an Pipa

Jalur Pipa

mulasi Mont

Dewan Pen

memperoleh

Material Fak

sia

Univer

AN

Lurus A

a Transmis

te Carlo

nguji dan d

h gelar Sarj

kultas Tek

rsitas Indon

Akibat K

si Gas De

diterima se

ana Teknik

knik, Unive

nesia

Korosi

engan

ebagai

k pada

ersitas


iv Universitas Indonesia

KATA PENGANTAR

Dengan menyebut nama ALLAH Yang Maha Pengasih dan Maha

Penyayang, saya panjatkan puji syukur atas semua rahmat-Nya yang diberikan

sehingga saya dapat menyelesaikan skripsi yang berjudul “Analisis Keandalan

Pipa Lurus Akibat Korosi Eksternal Pada Jalur Pipa Transmisi Gas Dengan

Menggunakan Simulasi Monte Carlo” dengan baik. Penulisan skripsi ini

dilakukan dalam rangka memenuhi salah satu syarat untuk mencapai gelar Sarjana

Teknik Program Studi Teknik Metalurgi dan Material Universitas Indonesia. Saya

juga menyadari bahwa tanpa bantuan dan bimbingan dari berbagai pihak, dari

masa perkuliahan sampai pada penyusunan laporan kerja praktek ini sangatlah

sulit bagi saya untuk menyelesaikan skripsi ini. Oleh karena itu, saya

mengucapkan terima kasih kepada:

(1) Prof. Dr. Ir. Johny Wahyuadi Soedarsono, DEA, selaku dosen pembimbing

yang telah menyediakan waktu, tenaga dan pikiran untuk mengarahkan saya

dalam penyusunan skripsi ini;

(2) Bang Anton dan Enriko Fadly, selaku senior yang membimbing dan

membantu saya dalam penyusunan skripsi ini;

(3) Seluruh dosen di Departemen Metalurgi dan Material FT UI atas ilmu yang

telah diberikan baik di dalam kelas maupun di luar kelas;

(4) PT. X, perusahaan yang telah menyediakan sarana dan prasarana untuk

penelitian ini;

(5) Kedua orang tua tercinta; dan keluarga besar saya yang senantiasa

mendoakan, memberikan bantuan baik moril maupun materil;


v Universitas Indonesia

(6) Chairully Salam dan Andra Herdiaz selaku rekan kerja yang telah sangat

membantu saya dalam skripsi ini;

(7) Dito Iandiano, dan Andika Amanatillah, selaku asisten Laboratorium Korosi

dan Perlindungan Logam Departemen Teknik Metalurgi dan Material FTUI

(8) Sahabat dan Teman-teman terbaik saya yang telah banyak membantu dalam

penyelesaian skripsi ini.

Akhir kata, saya berharap Allah SWT berkenan membalas segala kebaikan

semua pihak yang telah membantu. Besar harapan bagi saya skripsi ini dapat

bermanfaat bagi kepentingan bersama dan memberikan kontribusi dalam

kemajuan Ilmu Pengetahuan di bidang Metalurgi dan Material.

Depok, Juni 2011

Penulis


HALA

Sebagai stangan dib

Nama NPM Program SDepartemeFakultas Jenis Kary

demi pengUniversitaFree Righ

A

Pip

beserta pNonekslusmengalihmmerawat, selama tepemilik H

Demikian

AMAN PEAKH

sivitas akadbawah ini:

: Redia: 0706

Studi : Teknen : Tekn

: Teknya : Skrip

gembanganas Indonesiaht) atas kary

Analisis Kea Transmis

erangkat ysif ini media/formadan memu

etap mencanHak Cipta.

pernyataan

ERNYATAAIR UNTUK

demik Uni

an Wahyu E6268833 nik Metalurgnik Metalurgnik psi

n ilmu penga Hak Bebya ilmiah sa

eandalan Psi Gas Den

yang ada (Univer

atkan, menublikasikan ntumkan n

n ini saya bu

vi

AN PERSEK KEPENT

iversitas In

Elanda

gi dan Mategi dan Mate

getahuan, mas Royalti

aya yang ber

ipa Lurus Agan Mengg

(jika diperlrsitas In

ngelola dalatugas akhi

ama saya

uat dengan s

ETUJUAN TINGAN A

ndonesia, s

erial erial

menyetujui Nonekslus

rjudul:

Akibat Korgunakan Si

lukan). Dendonesia

am bentuk pir saya tanpsebagai pe

sebenarnya,

Univer

PUBLIKAAKADEMIS

aya yang

untuk memsif (Non-ex

rosi Eksterimulasi Mo

engan Hak berhak

pangkalan pa meminta

enulis/pencip

,

rsitas Indon

ASI TUGASS

bertanda

mberikan keclusive Roy

rnal Pada Jonte Carlo

Bebas Romenyim

data (databa izin dari pta dan se

nesia

S

epada yalty-

Jalur

oyalti mpan, base),

saya ebagai


vii Universitas Indonesia

ABSTRAK

Nama : Redian Wahyu Elanda

Program Studi : Teknik Metalurgi dan Material

Judul : Analisis Keandalan Pipa Lurus Akibat Korosi Eksternal Pada

Jalur Pipa Transmisi Gas Dengan Menggunakan Simulasi Monte

Carlo

Jaringan pipa adalah salah satu sarana transportasi minyak dan gas yang paling aman dan ekonomis sehingga pipa tidak boleh mengalami kegagalan saat beroperasi. Pipa lurus dalam suatu pipeline adalah pipa dengan geometri yang paling sering dijumpai. Jalur pipa transmisi biasanya ditanam didalam tanah (underground) sehingga rentan terhadap korosi eksternal. Oleh karena itu perlu dilakukan analisis keandalan, terutama pada geometri lurus. Pengujian keandalan dilakukan dengan menggunakan simulasi Monte Carlo. Untuk mengetahui pengaruh tanah terhadap laju korosi pipa maka dilakukan pengukuran pH , resistivitas tanah dan laju korosi pipa pada setiap segmen. Hasil dari pengukuran laju korosi pipa lurus kemudian dibandingkan dengan laju korosi pipa elbow. Pengamatan mikrostruktur dilakukan untuk mengetahui penyebab perbedaan laju korosi kedua jenis pipa tersebut. Untuk mengetahui kemungkinan terjadinya Stress Corrosion Cracking pada pipa lurus dilakukan permodelan menggunakan Autodesk Inventor. Nilai resistivitas tanah pada segmen I berada pada level very corrosive (<500Ω-cm), segmen II berada pada level corrosive (500-1000 Ω-cm), dan segmen II berada pada level moderately corrosive (1000-2000 Ω-cm). Nilai pH berada pada rentang 5-7 untuk semua segmen. Laju korosi pipa lurus meningkat seiring penurunan nilai resistivitas tanah, dengan range nilai antara 0.15-0.83 mm/year,. Pengamatan struktur mikro menunjukkan ukuran butir pipa lururs adalah sebesar 10.84 μm. Hasil permodelan Autodesk Inventor memperlihatkan bahwa terjadi konsentrasi tegangan pada pipa sebesar 122,2 Mpa. Keandalan pipa lurus pada segmen adalah 36.35%, segmen II adalah 56.03%, dan segmen III adalah 96.61% Kata kunci: pipa lurus, keandalan, resistivitas tanah, korosi eksternal, Monte Carlo


viii Universitas Indonesia

ABSTRACT

Name : Redian Wahyu Elanda

Majoring : Metallurgy and Materials Engineering

Judul : Reliability Analysis of straight Pipe due to External Corrosion in

Gas Transmisssion Pipeline by using Monte Carlo Simulation

The pipeline is one means of transportation of oil and gas are the most safe and economical so that the pipe should not fail during operation. Straight pipe in a pipeline is a pipe with the geometry of the most frequently encountered. Transmission pipelines are usually planted in the ground (underground) so susceptible to external corrosion. Therefore it is necessary for the reliability analysis, especially in a straight geometry. Reliability testing is done using Monte Carlo simulations. To determine the influence of soil on the rate of corrosion of pipes is carried out measurements of pH, soil resistivity and corrosion rate of pipes on each segment. Results of straight pipe corrosion rate measurements were then compared with the corrosion rate of elbow pipe. Microstructural observations performed to determine the cause of differences in the corrosion rate of the two types of pipe. To determine the possibility of Stress Corrosion Cracking in a straight pipe made from modeling using Autodesk Inventor. Soil resistivity values in the segment I was at the level very corrosive (<500Ω-cm), segment II at the level of corrosive (500-1000 Ω-cm), and segment II at the level of moderately corrosive (1000-2000 Ω-cm). PH value in the range 5-7 for all segments. Straight pipe corrosion rate increases with decrease in soil resistivity values, the values range between 0.15-0.83 mm / year,. Observation of the microstructure shows a grain size of the pipe lururs is 10.84 μm. Autodesk Inventor modeling results show that there are stress concentration on the pipe at 122.2 MPa. Reliability straight pipe segment was 36.35%, segment II is 56.03%, and segment III is 96.61% Keywords: straight pipe, reliability, soil resistivity, external corrosion, Monte Carlo


ix Universitas Indonesia

DAFTAR ISI

HALAMAN PERNYATAAN ORISINALITAS .................................................... ii

HALAMAN PENGESAHAN ................................................................................ iii

KATA PENGANTAR ........................................................................................... iv

HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI TUGAS AKHIR UNTUK KEPENTINGAN AKADEMIS .............................................................. vi

ABSTRAK ............................................................................................................ vii

ABSTRACT ......................................................................................................... viii

DAFTAR ISI .......................................................................................................... ix

DAFTAR TABEL ................................................................................................. xii

DAFTAR GAMBAR ........................................................................................... xiii

BAB 1 ..................................................................................................................... 1

PENDAHULUAN .................................................................................................. 1

1.1 Latar Belakang .................................................................................................. 1

1.2 Rumusan Masalah ............................................................................................. 4

1.3 Tujuan Penelitian .............................................................................................. 4

1.4 Ruang Lingkup dan Batasan Penelitian ............................................................ 5

1.5 Sistematika Penulisan ....................................................................................... 5

BAB 2 ..................................................................................................................... 7

TEORI PENUNJANG ............................................................................................ 7

2.1 Pipeline .............................................................................................................. 7

2.2 Korosi ................................................................................................................ 9

2.2.1 Korosi pada baja karbon............................................................................... 10

2.2.2 Korosi eksternal ........................................................................................... 12

2.5.1 Konsep Dasar Keandalan ............................................................................. 23

2.5.2 Indeks Keandalan ......................................................................................... 23

2.5.3 Moda Kegagalan .......................................................................................... 24

BAB 3 ................................................................................................................... 28

METODOLOGI PENELITIAN ............................................................................ 28


x Universitas Indonesia

3.1 Diagram Alir ................................................................................................... 28

3.3 Prosedur Penelitian ......................................................................................... 30

3.3.1 Penentuan Titik Kritis Pada Setiap Segmen Pipa ........................................ 30

3.3.4 Pengujian Korosi .......................................................................................... 35

3.3.4.1 Teknik Pengujian Polarisasi ...................................................................... 35

3.3.5 Permodelan Pipa lurus Menggunakan Autodesk Inventor ........................... 38

3.3.6 Teknik Perhitungan keandalan. .................................................................... 39

3.4 Teknik Analisis Data ....................................................................................... 42

3.4.1 Data penentuan titik kritis tiap segmen ........................................................ 42

3.4.2 Data nilai resistivitas dan pH tanah untuk setiap segmen. ........................... 42

3.4.3 Data hubungan nilai resistivitas dan pH tanah terhadap laju korosi. ........... 42

3.4.4 Data hubungan antara geometri pipa lurus dan besarnya laju korosi. .......... 42

3.4.5 Data Stress Concentration pipa lurus ........................................................... 43

3.4.6 Data keandalan pipa lurus disetiap segmen ................................................. 43

BAB 4 ................................................................................................................... 44

HASIL DAN PEMBAHASAN ............................................................................. 44

4.1 Data Pipa dan Penentuan Titik Kritis .............................................................. 44

4.3 Resistivitas dan pH Tanah ............................................................................... 49

4.3 Hubungan Resistivitas Tanah dan pH Terhadap Laju Korosi Pipa Lurus ...... 51

4.3.1 Hubungan Resistivitas Tanah Terhadap Laju Korosi Pipa Lurus ................ 51

4.3.2 Hubungan Tingkat Keasaman (pH) Terhadap Laju Korosi Pipa Lurus ....... 52

4.4 Pengaruh Geometri Pipa Lurus terhadap laju korosi eksternal ....................... 53

4.4.1 Perbedaan Laju Korosi Akbibat Perbedaan Struktur Mikro ........................ 54

4.5 Analisa Tegangan Sisa Dengan Permodelan Autodesk Inventor .................... 56

4.6 Keandalan Pipa Lurus ..................................................................................... 57

BAB 5 ................................................................................................................... 60


xi Universitas Indonesia

KESIMPULAN ..................................................................................................... 60

Daftar Pustaka ....................................................................................................... 61

LAMPIRAN .......................................................................................................... 64

LAMPIRAN A ...................................................................................................... 65

PETA JALUR PIPA TRANSMISI MILIK PT.X ................................................. 65

LAMPIRAN B ...................................................................................................... 66

Gambar Penelitian ................................................................................................. 66

LAMPIRAN C ...................................................................................................... 69

GRAFIK HASIL PENGUJIAN POLARISASI PIPA .......................................... 69


xii Universitas Indonesia

DAFTAR TABEL

Tabel 1.1 Peringkat penyebab kegagalan pada jaringan[5] .................................... 2

Tabel 2.1 Produk Korosi pada Baja[13] ................................................................ 12

Tabel 3.2 Ukuran Partikel pada Tekstur Tanah [15] ............................................. 16

Tabel 2.3 Tingkat korosifitas tanah berdasarkan nilai besarnya resistivitas ......... 18

Tabel 2.2 Contoh Definisi Limit State .................................................................. 25

Tabel 3.1 Tabel Bobot PoF dan CoF ..................................................................... 30

Tabel 3.2 Risk = PoF X CoF ................................................................................. 32

Tabel 3.3 Faktor Pengali Untuk Temperatur (atas), CP (tengah), CE (bawah) .... 36

Tabel 4.1 Profil Jalur Pipa Transmisi Gas Milik PT. X ........................................ 44

Tabel 4.2 Nilai Resistivitas Tanah dan pH Untuk Setiap Segmen Jalur Pipa ....... 49

Tabel 4.3 Nilai Corrosion Rate Hasil Pengujian Polasisasi .................................. 51

Tabel 4.4 Data Perhitungan Keandalan ................................................................. 58

Tabel 4.5 Hasil Perhitungan Keandalan ................................................................ 58


xiii Universitas Indonesia

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Proses Korosi Pada Fe di Larutan Netral dan Basa ........................... 11

Gambar 2.2. Ilustrasi beberapa jenis korosi yang menyerang pipa[14] ................ 12

Gambar 2.3 SCC pada pH tinggi (kiri), SCC pada pH rendah (kanan) ................ 14

Gambar 2.4 Tahapan terjadinya SCC.................................................................... 15

Gambar 2.5. Efek pH dan temperatur terhadap laju korosi ................................... 17

Gambar 2.6 Teknik Monitoring Korosi pada Plant Proses[15] ............................. 19

Gambar 2.7 Jenis Alat pengukur resistivitas ......................................................... 20

Gambar.2.8 Proses Korosi menunjukkan Arus Anodik & Katodik ...................... 21

Gambar 3.1 Diagram Alir Penelitian .................................................................... 28

Gambar 3.2 Diagram Alir Pengujian Linear Polarization Resistance (LPR) ........ 37

Gambar 3.3 Diagram alir Analisi Keandalan Menggunakan Simulasi Monte Carlo

............................................................................................................................... 40

Gambar 4.1 PoF segmen I ..................................................................................... 45

Gambar 4.2 PoF segmen II.................................................................................... 45

Gambar 4.3 PoF segmen III .................................................................................. 46

Gambar 4.4 CoF segmen I .................................................................................... 46

Gambar 4.5 CoF segmen II ................................................................................... 46

Gambar 4.6 CoF segmen III .................................................................................. 47

Gambar 4.7 Profil Resiko Untuk Setiap Segmen .................................................. 47

Gambar 4.8 Hubungan nilai resitivitas tanah terhadap laju korosi pipa lurus ...... 51


xiv Universitas Indonesia

Gambar 4.9 Hubungan Tingkat Keasaman (pH) Terhadap Laju Korosi Pipa Lurus

............................................................................................................................... 52

Gambar 4.10 Perbandingan laju korosi antara pipa lurus dan pipa elbow ............ 53

Gambar 4.11 Struktur mikro pipa lurus ................................................................ 54

Gambar 4.12 Struktur mikro pipa elbow............................................................... 55

4.13 Hasil permodelan von mises stress pada pipa lurus ...................................... 56

Gambar 4.14 Grafik Hasil Perhitungan Keandalan tiap segmen ......................... 58


1 Universitas Indonesia

BAB 1

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Sumber daya energi terutama minyak bumi dan gas masih mendominasi

pangsa energi global, dan posisi ini diperkirakan sampai dengan tahun 2030.

Kontribusi dari energi fosil di Indonesia adalah sebesar 80% terhadap kebutuhan

energi nasional, dimana 50 % nya berasal dari minyak bumi dan 30% persen dari

gas alam. Akan tetapi diprediksi 10 tahun kedepan penggunaan gas alam sebagai

sumber energi di Indonesia akan lebih tinggi dibandingkan dengan penggunaan

minyak bumi mengingat semakin menipisnya cadangan minyak bumi nasional [1].

Pada unit produksinya dibutuhkan suatu sistem pendistribusian, gas alam

yang berasal dari sumur pengeboran biasanya ditransmisikan menuju unit

pengolahan (proses). Setelah diolah dari unit proses ini, gas alam selanjutnya

didistribusikan kepada konsumen untuk selanjutanya digunakan sebagai bahan

bakar, baik sebagai bahan bakar kendaraan, ataupun sebagai bahan bakar

penghasil energi listrik .Jaringan pipa adalah salah satu sarana transportasi minyak

dan gas yang paling aman dan ekonomis. Jaringan pipa pertama kali dibangun di

Amerika Serikat pada tahun 1879 untuk menyalurkan minyak mentah[2]. Hampir

satu setengah abad berlalu, industri perminyakan telah membuktikan bahwa

transportasi skala besar dengan jaringan pipa lebih ekonomis dibandingkan

dengan kereta api, truk maupun kapal tanker. kelebihan lainya transportasi

menggunakan pipa sifatnya continous, otomatis dan mampu digunakan untuk

berbagai macam kondisi lingkungan[3]. Kelebihan pipeline lainya dapat

memenuhi kebutuhan transportasi hasil produksi secara lebih cepat dibandingkan

dengan menggunakan bentuk unit penyimpanan minyak atau gas yang bersifat

sementara.

Pipeline termasuk dalam suatu proses flow diagram suatu plant industri

minyak. Pipeline memiliki resiko kegagalan yang perlu diperhitungkan sehingga

perlu adanya pemeriksaan. Pipa merupakan bagian yang paling sering mengalami


2

Universitas Indonesia

kegagalan pada sebuat unit produksi minyak dan gas, hal ini dikarenakan pipa

merupakan bagian terbesar dari unit tersebut sehingga peluang kegagalannya juga

besar dibandingkan dengan equipment lain [4]. Korosi didefinisikan sebagai

proses dedgradasi material akibat berinteraksi dengan lingkunganya. pada jaringan

popa, fluida yang korosif menjadi faktor utama penyebab timbulnya korosi.

Korosi yang terjadi dapat berupa korosi merata ataupun korosi setempat (lokal)

pada bagian internal maupun eksternal dari pipa. Penipisan atau dedgradasi

material akibat korosi dalam jangka waktu yang lama dapat menimbulkan

kegagalan pada pipa dalam bentuk kebocoran (leak) maupun pecah (rupture). Dari

sekian banyak penyebab kegagalan pada pipa penyalur minyak dan gas, korosi

merupakan penyebab utama kegagalan yaitu sebesar 25%, dimana untuk pipa

penyalur gas jenis korosi yang sering terjadi adalah korosi eksternal yaitu sebesar

84% [3], dimana salah satu bagian yang sering mengalami korosi adalah pada

bagian pipa lurus. Jurnal Adebayo dan Dada menyebutkan bahwa lima peringkat

utama penyebab kerusakan pada pipa penyalur adalah sabotase (vandalisasi),

korosi eksternal, korosi internal, mechanical impact, dan kegagalan peralatan[5]

Tabel 1.1 Peringkat penyebab kegagalan pada jaringan[5]

Dalam dunia industri khususnya industri minyak dan gas penanggulangan

korosi secara efektif dan efesien dengan pertimbangan ekonomis tentunya

menjadi isu utama. Hal ini tentunya didorong oleh besarnya kerugian yang dapat


3


diakibatkan oleh kegagalan suatu alat atau line karena korosi[6]. Oleh karena itu,

maka dibutuhkanlah sebuah sistem analisis keandalan yang sesuai untuk

mengetahui kemungkinan kegagalan serta sisa umur pakai dari pipa tersebut.

Analisis keandalan (Reliability Analysis) yang selama ini dilakukan pada

kebanyakan jaringan pipa (pipeline) tidak begitu memperhatikan variabel yang

cukup komplek dalam sebuah sistem jaringan pipa, terutama untuk underground-

onshore pipeline, yang berkontribusi terhadap peluang kegagalan pada jaringan

pipa tersebut. Variabel tersebut bisa berupa geometri pipa (straight, elbow, tee,

etc), atapun kondisi lingkungan, seperti; kondisi tanah yang tentu saja berbeda

hampir disetiap lokasi yang dilaluinya yang nantinya akan mepengaruhi keandalan

dari pipa tersebut. Dengan variabel berupa geometri, keandalan pipa lurus,

keandalan pipa pada bagian elbow, dll, dengan metode fabrikasi, struktur mikro,

dan residual stress dari tiap geometri pipa tersebut yang berbeda tentunya yang

tentunya keandalanya pun pasti berbeda.

Permodelan dengan metode Simulasi Monte Carlo pada jaringan pipa yang

terkorosi merupakan salah satu metode probabilistic yang dikembangkan untuk

memprediksi kehandalan pipa. Monte Carlo sampling adalah metode statistik

iterasi berulang. Prosedurnya adalah dengan men-generate sejumlah angka

sebagai input untuk variabel random (contoh: load, material properties, dan

geometris) dengan didasarkan pada jenis distribusi probabilitasnya, mengevaluasi

model, dan mencatat hasilnya (gagal atau tidak) [7].

Pada penelitian ini akan dibahas keandalan pipa dengan geometri lurus

(straight pipe) yang terbuat dari baja API 5L X42 dengan korosi eksternal sebagai

penyebab utama kerusakan. Simulasi Monte Carlo akan digunakan untuk

mengetahui keandalan ketiga segmen pipeline. Dari penelitian ini diharapkan

dapat diketahui keandalan pipa lurus disetiap segmen jaringan pipa tersebut yang

nantinya dapat secara sistematis memberikan analisa mekanisme kegagalan secara

terintegrasi sehingga dapat mengetahui akibat lebih lanjut yang harus diwaspadai

dan dicegah, serta memberikan gagasan inspeksi yang lebih efektif dan efesien.


4


1.2 Rumusan Masalah

Pada penelitian ini dilakukan perhitungan resiko pipa lurus pada jaringan

pipa penyalur gas milik PT.X. Jaringan pipa terbentang dari daerah A hingga

daerah D sepanjang 94 km yang melewati daerah-daerah dengan kondisi tanah

yang berbeda karakteristiknya. Dalam pengambilan data dan pengelompokanya

dilakukan segmentasi, segmentasi dilakukan per-Statsiun Kompresi Gas (SKG).

Jaringan pipa tersebut terbagi menjadi 3 segmen yaitu:

1. Segmen I (Pipa dari SKG A – SKG B sepanjang 18 km),

2. Segmen II ( Pipa dari SKG B- SKG C sepanjang 43 km), dan

3. Segmen III (Pipa Dari SKG C- SKG D sepanjang 52 km).

Berdasarkan latar belakang yang telah dijelaskan, maka dapat dirumuskan

permasalahan sebagai berikut:

1. Bagaimana hubungan antara karakteristik tanah (nilai resistivitas dan pH)

terhadap ketahanan korosi eksternal pipa lurus?

2. Bagimana hubungan antara mikrostruktur dan tegangan sisa pada pipa

lurus terhadap ketahanan korosi eksternal?

3. Bagaimana keandalan pipa lurus disetiap segmen jaringan pipa tersebut?

1.3 Tujuan Penelitian

Tujuan dari penelitian ini adalah sebagai berikut:

1. Mengetahui pengaruh karakteristik tanah (nilai resistivitas dan pH)

terhadap korosi eksternal pada pipa lurus.

2. Mengetahui pengaruh struktur mikro dan tegangan sisa pada pipa lurus

terhadap ketahanan korosi eksternal.

3. Mengetahui keandalan pipa lurus yang gagal akibat korosi eksternal di

setiap segmen pada jaringan pipa gas tersebut.


5


1.4 Ruang Lingkup dan Batasan Penelitian

Ruang lingkup dan batasan pada penelitian ini adalah sebagai berikut:

1. Jaringan pipa yang dimaksud adalah jaringan pipa onshore PT. X yang

terbentang mulai dari SKG A hingga SKG D sepanjang 94 Km.

2. Geometri dari pipa yang digunakan pada penelitian ini adalah pipa dengan

geometri straight (lurus).

3. Penelitian ini hanya membatasi pada korosi eksternal tanpa

mempertimbangkan faktor korosi internal .

4. Korosi eksternal yang diprediksi terjadi adalah soil corrosivity dan Stress

Corrosion Cracking (SCC).

5. Variabel yang dianggap mempengaruhi soil corrosivity adalah nilai

resistivitas tanah, dan pH, sedangkan faktor lain seperti, kelembaban,

kandungan oksigen, serta kandungan bakteri, dianggap konstan untuk

semua segmen pipa. Sementara itu variabel yang dianggap mempengarhui

terjadinya SCC adalah tegangan sisa (residual stress) yang mungkin ada

pada pipa lurus akibat proses fabrikasi serta lingkungan yang korosif..

6. Nilai resistivitas tanah yang digunakan didapat dari hasil pengujian

laboratorium, sedangkan nilai pH didapat dari pengukuran langsung

dilapangan (in-situ)

7. Perhitungan corrosion rate pipa lurusmenggunakan metode linear

polarization resistance (LPR) dengan bantuan perangkat lunak CMS 105.

8. Moda kegagalan yang digunakan dalam perhitungan keandalan adalah

kebocoran (leakage) akibat penipisan karena korosi eksternal.

1.5 Sistematika Penulisan

Penulisan hasil penelitian dibagi dalam beberapa bagian yang saling

berhubungan. Adapun urutan dalam penulisan laporan ini terlihat pada uraian

berikut:


6


BAB 1: PENDAHULUAN

Pada bab ini dijelaskan tentang latarbelakang penelitian, tujuan,

batasan masalah, dan sistematika penulisan peneletian.

BAB 2: TINJAUAN PUSTAKA

Pada bab ini diuraikan tentang studi literatur yang berkaitan

dengan penelitian skripsi ini.

BAB 3: METODOLOGI PENELITIAN

Pada bab ini berisi prosedur penelitian, daftar alat dan bahan yang

digunakan dalam penelitian serta teknik analisis data.

BAB 4: HASIL DAN PEMBAHASAN

Bab ini berisi data-data hasil penelitian dan analisis dari hasil

penelitian tersebut.

BAB 5: KESIMPULAN

Bab ini berisikan kesimpulan akhir berdasarkan hasil dan

pembahasan penelitian.



BAB 2

TEORI PENUNJANG

2.1 Pipeline

Pipa penyalur (pipeline) merupakan sarana yang banyak digunakan untuk

mentransmisikan fluida pada industri minyak dan gas. Penggunaannya cukup

beragam, antara lain digunakan untuk menyalurkan fluida dari sumur menuju

tempat pengolahan atau antar bangunan anjungan lepas pantai (offshore facility)

ataupun dari bangunan anjungan lepas pantai langsung ke darat (onshore facility).

Pipelines dibagi menjadi tiga kategori[8]:

1. Export line / Trunk line

Export pipeline adalah pipeline yang manyalurkan minyak atau gas

olahan antara satu platform ke platform lainnya. atau antara

platform dengan fasilitas di darat.

2. Flowline

Flowline adalah pipeline yang menyalurkan fluida dari sumur

pengeboran ke downstream process component yang pertama.

3. Injection line

Injection line adalah pipeline yang mengarahkan cairan atau gas

untuk mendukung aktifitas produksi (contoh: injeksi air atau injeksi

gas, gas lift, chemical injection line)

Sebuah pipeline harus mempunyai beberapa kriteria yang harus dipenuhi sebagai

berikut:

1. Mampu menahan tekanan akibat fluida didalamnya (tekanan).

Untuk mengalirkan fluida dari satu titik ke titik lainnya memerlukan suatu

perbedaan tekanan. Tanpa perbedaan tekanan tersebut fluida tidak akan dapat

mengalir. Selain itu untuk suatu proses tertentu hanya dapat terlaksana pada

tekenan tertentu. Sehingga suatu pipa dalam sebuah pipeline harus mampu


8


menahan beban akibat tekanan tersebut supaya fluida yang didalamnya tidak

mengalami kebocoran dan mengalir keluar.

2. Mampu mengatasi gaya gesek akibat aliran fluida.

Aliran fluida didalam pipa tersebut akan mengakibatkan gaya gesek terhadap

dinding pipa akibat adanya viskositas dari fluida dan kecepatan alirannya.

Semakin besar viskositas fluida tersebut akan semakin besar gaya gesek yang

ditimbulkannya, sehingga suatu pipa harus mampu menahan gaya gesek yang

ditimbulkan fluida tersebut.

3. Mampu mengatasi momen akibat gaya berat pipa (beban statik) dan fluida

didalamnya (beban dinamik) serta akibat gaya-gaya luar.

Berat pipa beserta fluida didalamnya yang tidak kecil tersebut harus mampu

ditahan oleh tumpuan dan sambungan flange yang ada. Semakin panjang

jarak tumpuannya maka semakin berat momen yang dihasilkan sehingga

memerlukan kekuatan tumpuan dan sambungan flange yang lebih besar.

4. Mampu mengatasi beban fatigue.

Rotating equipment seperti pompa dan generator yang selalu berputar

mengakibatkan beban fatigue terhadap pipeline yang berhubungan langsung

terhadapnya. Dengan adanya beban fatigue dapat mengakibatkan jenis

kegagalan tersendiri terhadap pipeline tersebut. Sehingga sebuah pipeline

harus memiliki kemampuan untuk menahan beban fatigue.

5. Mampu mengatasi beban termal

Fluida didalam pipeline tersebut beroperasi pada temperatur yang berbeda-

beda tergantung pada proses yang dilakukan. Temperatur yang tinggi tersebut

mengakibatkan material pipa mengalami ekspansi. Sehingga suatu pipeline

harus dapat menahan beban eksapansi yang diakibatkan temperatur yang

tinggi tersebut.

Pada industri minyak dan gas, pipa logam merupakan jenis pipa yang

paling banyak digunakan, terutama yang terbuat dari baja. Hal ini disebabkan

karena pipa baja sudah tersedia data-data yang lengkap tentang kehandalannya

dan aturan perancangan berupa code dan standard. Namun begitu masalah utama

yang sering dihadapi pada penggunaan pipa baja adalah masalah rendahnya

ketahanan pipa baja terhadap korosi, baik itu korosi internal maupun eksternal.


9


Korosi internal disebabkan oleh pengaruh sifat korosif fluida yang ditransmisikan

oleh pipa, sedangkan korosi eksternal terjadi karena kondisi lingkungan yang

dilalui oleh perpipaan, seperti pipa yang ditanam di dalam tanah (buried pipe),

pipa yang melewati daerah rawa-rawa dan lain sebagainya.

2.2 Korosi

Korosi adalah proses degradasi suatu material atau hilangnya suatu

material baik secara kualitas maupun kuantitas akibat adanya proses reaksi

elektrokimia dengan lingkungannya Korosi juga didefinisikan sebagai hasil

perusakan dari reaksi kimia antara logam atau logam paduan dan lingkungannya.

Lingkungan dari terjadi korosi dapat berupa udara, air, larutan garam, larutan

asam, dll[9].

Korosi dapat terjadi atau berlangsung saat memiliki komponen yang

menjadi syaratnya yaitu[10]:

1. Anoda

Sebagai tempat terjadinya reaksi oksidasi. Reaksi yang terjadi adalah

pelarutan atau teroksidasinya logam menjadi ionnya. Reaksi yang

terjadi dapat diuraikan sebagai:

M → Mn+ + ne-

Sebagai contoh reaksi oksidasi pada besi(Fe) :

Fe →Fe2++ 2e-

2. Katoda

Sebagai tempat terjadinya reaksi reduksi. Pada reaksi reduksi akan

terjadi pengikatan elektron yang mengalami migrasi yang dilepaskan

oleh anoda dalam proses oksidasi. Reaksi reduksi yang terjadi sendiri

tergantung dari kondisi lingkungan (pH) dan elektrolitnya. Faktor –

faktor tersebut akan mempengaruhi reaksi reduksi yang terjadi.

Terdapat beberapa reaksi reduksi yang terjadi yaitu:


10


a. evolusi gas hidrogen : 2H++ 2e- → H2

b. reduksi oksigen

asam :O2 + 4H++ 4e- → 2H2O

basa/netral : 2H2O + O2 + 4e- → 4OH-

c. reduksi air : 2H2O + 2e- → H2 + 2OH-

d. pengendapan logam : Mn+ + ne- → M

3. Lingkungan yang konduktif sebagai tempat pergerakan ion (elektrolit)

Reaksi korosi terjadi saat berada di lingkungan dimana lingkungan

tersebut dapat menjadi tempat pergerakan ion.

4. Hubungan elektrik antara anoda dan katoda untuk aliran dari arus

electron

Korosi di industri minyak dan gas penting untuk dikendalikan karena

korosi dapat menurunkan kemampuan menerima beban bahkan dapat

menyebabkan terjadinya kegagalan sehingga berdampak pada keamanan manusia

dan lingkungan, selain kerugian ekonomi. Pengenalan bentuk-bentuk korosi

diperlukan untuk mengetahui teknik pengendalian korosi yang sesuai.

2.2.1 Korosi pada baja karbon

Baja karbon, merupakan logam yang paling banyak digunakan untuk

material keteknikan, dan diperkirakan 85% dari produksi baja dunia. Walaupun

terdapat keterbatasan terhadap ketahanan korosi, baja karbon banyak

digunakanuntuk aplikasi kelautan (maritim), nuklir, transportasi, proses kimia,

industriperminyakan, refining, pipa saluran, konstruksi pertambangan dan

peralatanproses logam. Baja karbon secara alami memiliki keterbatasan terhadap

kandungan paduannya, biasanya di bawah 2% dari total penambahan. Namun,

penambahan tersebut secara umum tidak menghasilkan perubahan terhadap


11


ketahanan korosi. Terkecuali weathering steel, dengan penambahan sedikit

tembaga, krom, nikel, dan phosphorus dapat mereduksi laju korosi pada

lingkungan tertentu[11].

Baja merupakan material yang banyak digunakan untuk aplikasi pipa

saluran air, khususnya low carbon steel. Dengan adanya karbon, kekerasan dan

kekuatan akan meningkat sehingga low carbon steel digunakan karena memiliki

sifat mekanis yang baik, mudah dibentuk atau difabrikasi dan harga yang relative

murah. Namun, baja terdiri dari beberapa fasa dan terdapat ketidakhomogenan

pada permukaan, sehingga dapat menyebabkan lokal sel elektrokimia. Hal

tersebut menyebabkan rendahnya ketahanan korosi dari baja karena

reduksikatodik mudah terjadi sehingga menyebabkan porous sebagai produk

korosi dan tidak terbentuk produk sampingan seperti lapisan pasif[11]. Proses

korosimerupakan kebalikan dari proses metalurgi, dan produk korosi padabaja

antara lain[12]:

2Fe + 2H2O + O2 2Fe(OH)2

2Fe(OH)2 + H2O + O2 2Fe(OH)3

Gambar 2.1 Proses Korosi Pada Fe di Larutan Netral dan Basa


12


Tabel 2.1 Produk Korosi pada Baja[13]

2.2.2 Korosi eksternal

Aplikasi logam sebagai komponen utama dalam proses produksi migas

Proses degradasi material pada industri migas dalam proses produksinya, selalu

melibatkan mekanisme degradasi material sebagai permasalahan utama

Gambar 2.2. Ilustrasi beberapa jenis korosi yang menyerang pipa[14]

Korosi dapat terjadi akibat dipenuhinya tiga unsur penyebab korosi,

berupa adanya elektroda tempat terjadinya reaksi redoks, media pengantar

elektron, serta hubungan elektrik antar/inter elektroda. Istilah elektroda disini


13


diperuntukkan pada area katoda – anoda, lokasi terjadinya reaksi reduksi dan

oksidasi, suatu area dengan tingkat energi yang berbeda. Dari definisi tersebut

dapat disimpulkan akar penyebab utama korosi (root cause) yang diistilahkan

sebagai sel korosi. [Patuan Alfon]

Tanah merupakan salah satu faktor lingkungan yang menyebabkan

terjadinya korosi. Korosi pada tanah merupakan hal yang penting, terutama untuk

struktur yang dipendam dalam waktu lama. Dengan demikian digunakan metode

proteksi terhadap lingkungan akibat korosi tersebut. Contoh dari korosi pada

tanah berhubungan dengan minyak, gas, pipa saluran air, buried storage tank

(umumnya pada pangkalan gas), kabel lisrtrik untuk komunikasi, sistem jangkar

maupun casing sumur. Sistem-sistem tersebut diharapkan dapat beroperasi secara

kontinu dalam waktu yang lama sehingga harus dilindungi dari korosi tanah.

Kebanyakan pipa pada jalur pipa underground menggunakan material

yang terbuat dari baja karbon berdasarkan spesifikasi American Petrouleum

Institute API 5L dimana komposisinya terdiri dari karbon, magnesium, mangan,

fosfor, sulfur dan besi. Paduan yang ditambahkan ini terkadang tidak cukup kuat

menahan korosi yang terjadi sehingga pipa tersebut akan mengalami berbagai

korosi dilingkungan tanah, seperti general corrosion, pitting corrosion, dan stress

corrosion cracking (SCC).[ASM 13: Corrosion]

2.2.2.1 Stress Corrosion Cracking (SCC)

Stress corrosion cracking (SCC) didefinisikan sebagai retak pada material

akibat kombinasi antara korosi dan kekuatan tarik yang rendah pada material

akibat tegangan sisa pada saat proses fabrikasi. Ada dua jenis SCC eksternal pada

jalur pipa underground, yaitu; SCC pada pH tinggi (SCC klasik), dan juga near-

netral–pH SCC ( SCC pada pH rendah ). Karakteristik kedua jenis SCC tersebut

merupakan perkembangan dari kumpulan retak permukaan pada pipa yang

menyatu membentuk cacat yang panjang. Pada beberapa kasus, pertumbuhan dan

penggabungan retak pada SCC ini bisa menyebabkan kebocoran pada jalur pipa.

SCC pada pH tinggi biasanya berbentuk intergranular, dimana retak merambat


14


diantara dua butir pada logam. Sedangkan untuk SCC pada pH rendah, retak

biasanya merambat memotong batas butir.

Gambar 2.3 SCC pada pH tinggi (kiri), SCC pada pH rendah (kanan)

Tahapan Terjadinya SCC

SCC biasanya terjadinya melalui 4 tahapan proses. Pada taha pertama,

kondisi yang menyebabkan inisiasi retak SCC terjadi pada permukaan pipa.

Rusaknya lapisan coating serta adanya elektrolit pada permukaan pipa,

merupakan kondisi yang memicu terjadinya inisiasi retak. Pada tahap dua, retak

mulai berinisiasi, tumbuh, dan merambat. Pada tahap tiga, retak tersebut mulai

menyatu. Dan akhirnya pada tahap empat, terjadi penyatuan retak dalam skala

besar dan terjadilah kegagalan pada pipa.


15


Gambar 2.4 Tahapan terjadinya SCC

Kondisi Untuk Terjadinya Stress Corrosion Cracking (SCC)

Untuk terjadinya proses SCC, ada tiga kondisi yang harus dipenuhi,

yaitu: lingkungan yang berpotensi untuk terjadinya SCC pada permukaan pipa,

material pipa yang rentan mengalami SCC, dan nilai tegangan tarik (tensile stress)

yang memungkinan terjadinya SCC.

2.3Faktor Yang Berpengaruh Pada Korosi Bawah Tanah

2.3.1 Tekstur dan Struktur Tanah

Tanah merupakan kumpulan mineral, bahan organik, air, dan gas (udara).

Tanah terbentuk dengan kombinasi proses terjadinya cuaca (angin, air) maupun

pembusukan organik. Contohnya, humus memiliki kandungan bahan organic yang

sangat tinggi. Sedangkan pasir pantai tidak mengandung bahan organic. Variasi

sifat dan karakteristik tanah dapat mempengaruhi terjadinya korosi pada sebuah

struktur [15].


16


Tekstur tanah merupakan distribusi partikel mineral dalam tanah tersebut.

Tanah dengan kadar pasir yang tinggi memiliki kandungan air yang sedikit,

sedangkan tanah liat mengandung banyak air. Saat ini tanah diklasifikasikan

secara global, dapat digunakan pada banyak lokasi. Pada klasifikasi ini, tanah

dipertimbangkan sebagai suatu individu tiga dimensi yang dapat disamakan

terhadap sifat fisik, kimia, dan meneralogi.

Tabel 3.2 Ukuran Partikel pada Tekstur Tanah [15]

Kondisi tanah ditentukan oleh tahapan evolusi tanah tersebut karena tanah

dapat berkembang dan berubah sesuai berjalannya waktu. Faktor iklim seperti

curah hujan, pergerakan udara, serta cahaya matahari dapat menyebabkan

perubahan sifat tanah seiring waktu. Curah hujan sangat berhubungan dengan

reaksi asam atau basa yang berkembang seiring perubahan strukur tanah. Ketika

curah hujan tinggi, air tersaring ke dalam tanah dan melarutkan komponen

terlarut. Keasaman yang terbentuk tergantung dari banyak faktor seperti mineral

awal tanah tersebut, aktivitas biologi, dan temperatur, berhubungan dengan

kondisi kelembaban. Curah hujan tinggi hingga sedang dengan temperatur hangat

akan menurunkan aktivitas organik, kecuali jika kandungan air cukup banyak

untuk mencegah maksimum aerasi untuk aktivitas mikrobiologi.


17


2.3.2 Tingkat Keasaman (pH)

Tingkat keasaman lingkungan sangat berpengaruh dalam mendorong

terjadinya oksidasi pada permukaan logam. pH rendah potensial menghasilkan

korosifitas lingkungan yang tinggi, yang dijelaskan seperti pada Gambar 2.5

berikut. Pembentukan dan stabilitas lapisan pasif pada permukaan bergantung

pada pH lingkungan yang mana pecahnya lapisan pasif cenderung terjadi pada ph

rendah.

Gambar 2.5. Efek pH dan temperatur terhadap laju korosi

Tingkat keasaman tanah disebabkan oleh leaching mineral, dekomposisi

tumbuhan, limbah industri, hujan asam, dan beberapa bentuk aktivitas

mikrobiologi. Tanah yang bersifat basa cenderung memiliki sodium, potassium,

magnesium dan calcium. Kedua zat terakhir cenderung membentuk endapan

kalsium pada struktur sehingga bersifat protektif terhadap korosi. Besar pH dapat

mempengaruhi larutnya produk korosi dan aktifitas mikrobiologi. pH pada tanah

juga merupakan hal penting karena mengandung nutrisi seperti Nitrogen (N),

Potassium (K), dan Phosphorus (P) yang dibutuhkan tumbuhan untuk

berkembang. Jika pH tanah di bawah 5,5 maka tumbuhan dapat membentuk


18


Nitrogen dalam bentuk nitrat. Sedangkan Phosphorus terbentuk pada pH tanah

antara 6 dan 7[16].

Keasaman tanah menjadi bagian dari terbentuknya asam karbonat dari

karbon dioksida akibat aktivitas biologi dan air. Selain itu, keasaman tanah juga

disebabkan oleh perubahan cuaca, jenis mineral tanah, hilangnya kebasaan atau

elemen asli akibat leaching, terbentuknya keasaman organik dan inorganik akibat

aktivitas mikrobiologi, pengeluaran akar, polusi terhadap tanah khususnya limbah

industry [16].

2.3.3 Resistivity

Resistivitas telah digunakan sebagai indikator utama terhadap korosi pada

tanah. Saat transfer ion bereaksi dengan korosi pada tanah, resistivitas tanah yang

tinggi akan memperlambat reaksi korosi. Resistivitas tanah berkurang dengan

meningkatnya kandungan air dan konsentrasi ion. Resistivitas tanah memiliki

pengaruh yang kuat terhadap laju korosi. Ramanoff (1989) melaporkan dalam

sebuah studinya bahwa 57% pipa yang ditanam didalam tanah dengan resistivitas

1000 ohm-cm membutuhkan perbaikan, sementara itu hanya 3% percen saja pipa

yang ditanam dalam tanah yang beresistivitas 11500 ohm-cm yang membutuhkan

perbaikan[7]. Hubungan antara besarnya nilai resistivitas dan korosifitas tanah

dapat dilihat pada tabel berikut.

Tabel 2.3 Tingkat korosifitas tanah berdasarkan nilai besarnya resistivitas

Pada umumnya, resistivitas tinggi (diukur dalam ohm-cm) akan

menunjukkan laju korosi yang rendah. Resistivitas tanah meningkat dari beberapa

faktor, contohnya tanah dengan partikel halus memiliki resistivitas rendah

sehingga memudahkan terjadinya reaksi korosi. Tanah yang memiliki resistivitas


19


yang rendah biasanya memiliki kandungan garam terlarut yang cukup besar.

Anion yang ada pada garam tersebut akan menyerang lapisan film oksida pada

pipa, sehingga mempercepat terjadinya reaksi elektrokimia pada permukaan baja

yang menyebabkan pipa terkorosi[17].

2.4 Monitoring korosi

Korosi yang terjadi pada struktur bawah tanah merupakan masalah yang

kompleks dengan berbagai variable yang saling terkait dan terus berkembang.

Oleh karenanya dibutuhkan informasi langsung mengenai laju korosi dengan

menggunakan teknik monitoring korosi.

Gambar 2.6 Teknik Monitoring Korosi pada Plant Proses[15]

Pengujian korosi dapat diklasifikasikan menjadi tiga jenis utama yaitu[16]:

1. Pengujian laboratorium, dimana kondisi dapat ditentukan dan dikontol

secara tepat.

2. Pengujian lapangan (pengujian pada lingkungan aslinya), dimana replika

sampel pengujian logam atau paduan yang disebut coupon test atau


20


specimen terekspos ke kondisi lingkungan aktual dalam kondisi servis,

misalnya atmosfer, tanah (ground), laut dan sebagainya.

3. Pengujian saat aplikasi, dimana specimen pengujian yang biasanya

mengambil bentuk komponen manufaktur terekspos ke sebagian kondisi

yang digunakan, misalnya pada proses pengaliran di plant kimia.

2.4.1 Uji Resistivitas Tanah

Tingkat korosifitas dapat ditentukan dengan mengetahui nilai resistivitas

dari tanah tersebut. Satuan yang dipakai untuk nilai resistivitas tanah adalah ohm-

cm. Resisitivitas dari suatu tanah secara numerik adalah nilai tahanan dari tanah

berbentuk kubus dengan dimensi 1 cm. Resistivitas tanah dapat diukur dengan

teknik Wenner four-pin technique atau dengan pengukuran elektromagnetik.

Selain itu pengukuran resistivitas tanah juga dapat dilakukan dengan metode soil

box dimana sampel diambil selama penggalian.

Detil operasi dari metode 4 terminal ini sangat beragam tergantung

peralatan pengukur yang digunakan tetapi prinsip pengukurannya sama. Nilai

tahanan tanah diukur antara 2 elektroda terdalam, sedangkan 2 elektroda terluar

berfungsi sebagai penghantar arus kedalam tanah. Nilai tahanan yang didapat

merupakan nilai rata–rata terhadap kedalaman tanah dimana sama dengan jarak

antar elektroda. Pada umumnya dengan semakin dalamnya tanah, harga tahanan

tanah akan mengalami penurunan.

Gambar 2.7 Jenis Alat pengukur resistivitas


21


2.4.2 Uji Polarisasi

Tafel plots atau bagian linear dari polarisasi logcurrent anodik atau

katodik dan plot potensial di ekstrapolasi memotong garis potensial korosi. Laju

korosi yang rendah secara umum dapat diukur dengan cepat. Laju korosi biasanya

ditentukan dengan kesetimbangan antara reaksi elektrokimia yang berlawanan.

Reaksi anodik merupakan peristiwa logam teoksidasi dan melepaskan elektron

dan reaksi katodik merupakan peristiwa dimana larutan (umumnya O2 atau H+)

mengalami reduksi, memindahkan elektron dari logam. Ketika kedua reaksi ini

berada dalam kesetimbangan, aliran elektron dari setiap reaksi akan seimbang dan

tidak ada aliran elektron (arus listrik) terukur.

Dari gambar, sumbu vertikal adalah potensial dan sumbu horizontal adalah

logaritma dari arus yang terbentuk. Teori mengenai arus anodik-katodik

dijelaskan dengan garis lurus. Kurva garis merupakan total arus yaitu

penjumlahan dari arus anodik dan katodik.

Gambar.2.8 Proses Korosi menunjukkan Arus Anodik & Katodik


22


Potensial logam didapatkan dimana reaksi anodik dan katodik seimbang.

Kesetimbangan potensial didapatkan akibat hubungan listrik terhadap logam

(pengukuran Ecorr). Penjumlahan dari arus anodik dan katodik pada Ecorr

mepakan arus korosi (Icorr). Namun, Icorr tidak dapat diukur secara langsung

sehingga diperlukan teknik elektrokimia. Hal tersebut juga berlaku pada

penentuan laju korosi (corrosion rate). Berikut merupakan persamaan tafel yang

digunakan pada percoban polarization resistance :

Keterangan :

Icorr = arus korosi (A)

Rp = polarization resistance

βa = anodic Beta Tafel Constant in volts/decade

βc = cathodic Beta Tafel Constant in volts/decade

Keterangan :

CR = laju korosi (corrosion rate)

K = konstanta, menjelaskan unit laju korosi

EW = berat ekivalen (gram/equivalent)

D = berat jenis (gram/cm3)

A = luas permukaan (cm2)

...................(1)

…................(2)


23


2.5 Analisis kehandalan

2.5.1 Konsep Dasar Keandalan

Keandalan struktur adalah peluang struktur untuk memenuhi tugas

yang telah ditetapkan tanpa mengalami kegagalan selama kurun waktu

tertentu apabila dioperasikan dengan benar dalam lingkungan tertentu. Kegagalan

bahkan dapat terjadi dalam kasus langka seperti runtuhnya struktur akibat

kesalahan dalam perancangan (Rosyid, 2007).

Didalam sistem rekayasa, sesungguhnya tidak ada parameter

perancangan dan kinerja operasi yang dapat diketahui secara pasti. Secara

garis besar, ketidakpastian dapat dikelompokkan menjadi tiga (Rosyid, 2007) :

1. Ketidakpastian fisik, yaitu ketidakpastian yang berhubungan

dengan keragaman fisik seperti beban, sifat material dan

ukuran material. Keragaman fisik ini hanya bisa dinyatakan

dalam contoh data dengan pertimbangan praktis dan ekonomis

2. Ketidakpastian statistik, berhubungan dengan data-data yang

digunakan untuk membuat model secara probabilistik dari

berbagai macam keragaman fisik di atas.

3. Ketidakpastian model, merupakan ketidakpastian yang

berhubungan dengan anggapan dari jenis struktur yang dimodelkan

secara matematis dalam bentuk deterministik atau probabilistik

2.5.2 Indeks Keandalan

Salah satu cara untuk mengukur keandalan adalah dengan

menghitung indeks keandalan (β), yang didefinisikan sebagai perbandingan

antara nilai rata-rata dan nilai simpangan baku dari margin keselamatan, S,

yaitu:

Jika menggunakan nilai kritis margin keselamatan, S = 0, dan jaraknya

……………..…...............(3)


24


dengan nilai rata-rata margin keamanan µS, maka indeks keandalan ini

dapat diinterprestasikan sebagai jumlah kelipatan simpangan baku σS pada

jarak ini. Artinya, jarak antara S = 0 dengan µS ini dapat dibagi menjadi

beberapa simpangan baku. Semakin panjang, relative terhadap simpangan

baku, maka semakin besar indeks keandalannya. Selanjutnya indeks keandalan

berbanding terbalik dengan koefisien variasi margin keselamatan atau dapat

dituliskan:

Untuk menghasilkan ekspresi yang sederhana untuk indeks keandalan,

kita bisa menggunakan persamaan berikut;

mengingat μS = μX – μY dan σS2 = σX2 - 2ρXY σX σY + σY2. Dimana

ρXY adalah koefisien korelasi diantara kapasitas dan beban. Untuk X dan Y yang

terdistribusi normal, maka keandalan adalah:

dan peluang kegagalan adalah :

.

2.5.3 Moda Kegagalan

Moda kegagalan atau limit state adalah pernyataan lingkup masalah dalam

mendefinisikan kriteria kegagalan. Limit state terdiri dari dua daerah tinjauan

yaitu daerah aman (safety) dan gagal (failure). Probability of failure yaitu jumlah

probabilitas yang berlokasi didaerah failure. Secara matematik, Limit state

biasanya disimbolkan dengan “g”. Untuk g > 0 dikatakan masuk daerah aman ,

sedangkan g ≤ 0 dikatakan daerah failure, dan apabila g = 0, maka sistem

dikatakan berada dalam kondisi kritis. Fungsi limit state ditentukan dari definisi

…………..….................(4)

..…................(5)

……………..…...........(6)

…………….............(7)


25


kegagalan yang kita tentukan. Beberapa contoh definisi limit state dapat dapat

dilihat pada tabel berikut:

Tabel 2.2 Contoh Definisi Limit State

Yield strength ≤ tegangan

Ukuran kritis crack ≤ pertumbuhan

crack

Ketebalan Material ≤ kedalaman korosi

Fracture toughness ≤ stress-intensity

Contoh fungsi limit state untuk peristiwa kegagalan karena stress (S)

yang lebih besar dibandingkan dengan strength (R):

g=R-S

g = R/S – 1

g = ln(R/S)

2.5.4 Simulasi Monte Carlo

Metode Monte Carlo dipopulerkan oleh beberapa peneliti yakni :

Stanislaw Ulam, Enrico Fermi, John von Neumann, and Nicholas Metropolis.

Namun orang yang dianggap sebagai penemu metode Monte Carlo adalah

Stanislaw Ulam, seorang matematikawan berkebangsaan Polandia yang bekerja

pada John von Neumann dalam US Manhattan Project. Pada tahun 1946, Ulam

menemukan metode Monte Carlo ketika mengamati peluang memenangkan

permainan kartu solitaire. Nama Monte Carlo sendiri berasal dari sebuah kasino di

Monaco[18].

Metode Monte Carlo dapat didefinisikan sebagai suatu metode yang

digunakan untuk mensimulasikan berbagai pola atau prilaku dari sistem secara

fisis dan matematis. Metode Monte Carlo digunakan untuk menemukan solusi ke

dari problem matematis dengan banyak variabel yang tidak bisa dengan mudah

dipecahkan, sebagai contoh, dengan hitungan integral, atau metode numeris

…………….....................(8)

…………….....................(9)

……………...................(10)


26


lainnya. Untuk berbagai jenis permasalahan, tingkat efisiensinya berkaitan antara

peningkatan metode numeris dengan peningkatan dari dimensi permasalahan.

Unsur pokok yang diperlukan dalam simulasi Monte Carlo adalah random

number generator. Prinsip dasar metode ini adalah sampling numerik dengan

bantuan random number generator (RNG), dimana simulasi dilakukan dengan

mengambil beberapa sampel dari perubah acak berdasarkan distribusi peluang

perubah acak tersebut. Sampel yang diambil tersebut dipakai sebagai input dalam

persamaan fungsi kinerja FK(X), dan harga FK(X) kemudian dihitung. Jika nilai

FK(X) < 0, dan jumlah sampel tersebut adalah N, maka sistem yang ditinjau

dianggap gagal sejumlah n kali. Sehingga peluang kegagalan sistem adalah rasio

antara jumlah kejadian gagal dengan jumlah sampel,

Pf=n/N

dengan:

n = jumlah kejadian yang gagal

N = jumlah sampel

Pf = peluang kegagalan ;

maka keandalan dapat dicari dengan cara sebagai berikut:

K = 1-Pf

dengan:

K = keandalan

Prinsip dasar yang umum digunakan dalam penerapan metode Monte

Carlo disebut sebagai komponen pembentuk metode Monte Carlo. Komponen ini

merupakan komponen yang merupakan pondasi bagi kebanyakan aplikasi metode

Monte Carlo. Pemahaman mengenai komponen ini akan mempermudah dalam

pengaplikasian dari metode Monte Carlo. Menurut Drakos (1994), komponen

pembentuk metode Monte Carlo secara umum adalah :

……………........................(11)

…………….....................(12)


27


1. Fungsi Distribusi Peluang (Probability Distribution Functions)

Merupakan suatu fungsi matematis yang merepresentasikan pola fenomena

yang diamati dan dideskripsikan dengan suatu fungsi distribusi peluang.

2. Penghasil Angka Acak (Random Number Generator)

Merupakan suatu sumber yang men-generates angka secara acak (random)

yang terdistribusi uniform pada suatu rentang dengan pola yang tertentu

yang acak.

3. Aturan Sampling

Ketentuan dalam sampling data dari hasil penerapan fungsi distribusi

peluang dengan suatu asumsi awal yang dibuat sebelumnya sehingga hasil

angka acak yang akan disampling sesuai dengan fenomena yang

dimodelkan.

4. Penilaian (Tallying)

Outcome harus diakumulasikan secara keseluruhan sebagai gambaran

kuantifikasi dari fenomena.

5. Estimasi Kesalahan (Error Estimation)

Dalam hal ini yang diestimasi tingkat ketepatan prediksi yang diperoleh.

6. Teknik Reduksi Variansi

Metode pereduksian variansi pada hasil estimasi yang bertujuan untuk

mengurangi waktu perhitungan dalam penerapan metode Monte Carlo.

7. Parallelization dan Vectorization

Dalam hal ini merupakan suatu algoritma yang didesain agar monte carlo

dapat diterapkan secara efektif dan efisien di komputer.



BAB 3

METODOLOGI PENELITIAN

3.1 Diagram Alir

Berikut ini pada Gambar 3.1, diilustrasikan diagram alir yang

menggambarkan secara umum kegiatan yang diajukan sebagai penelitian

mengenai analisis keandalan pipa lurus akibat korosi eksternal pada jalur pipa

transmisi gas dengan menggunakan simulasi monte carlo. Pada penelitian ini

digunakan sampel tanah yang diambil dari segmen pipeline PT.X dan sampel baja

API 5L X42 yang merupakan material pipa lurus PT.X.

Gambar 3.1 Diagram Alir Penelitian


29


3.2 Alat dan Bahan Alat dan bahan yang akan digunakan pada penelitian ini adalah sebagai

berikut:

1) Pengambilan Sampel Tanah

Alat:

Sekop Kecil

Cangkul

Kantong Kresek + Label Nama

2) Pengukuruna Resistivitas dan pH tanah

Alat:

Four Pin Winner Soil Resistance Testing Box

Soil pH Meter

Bahan:

Tanah

Aquades

3) Pengujian Polarisasi

Alat:

Cetakan Mounting

Kabel Konektor

Kertas Amplas

Alat Solder

Perangkat Alat Uji Polarisasi ( WE,AuxE, SCE)

Perangkat Lunak Gamry CMS 105

Spatula

Jangka Sorong

Bahan:

Resin

Hardener

Timah Solder

Tanah + Aquades


30


3.3 Prosedur Penelitian

3.3.1 Penentuan Titik Kritis Pada Setiap Segmen Pipa

Dengan bentang jarak sepanjang 127 Km tidak memungkinkan analisis

keandalan dilakukan pada setiap kilometer pipa tersebut mengingat ketersediaan

waktu dan sumber daya manusia, sehingga analisis keandalan difokuskan pada

daerah-derah yang memiliki potensi resiko paling tinggi ( daerah kritis) dan

daerah representatif yang mewakili daerah-dareah yang memiliki potensi resiko

yang sama.

Patuan Alfon (2010) telah mengembangkan sebuah metode kualitatif

(scoring) untuk mengetetahui tingkat resiko dari sebuah jaringan pipa transmisi

gas. Metode yang dikembangkan Patuan Alfon ini akan digunakan dalam

menentukan daerah-daerah yang memiliki potensi resiko tinggi. Resiko pada

metode Patuan Alfon didefenisikan sebagai peluang kegagalan (PoF) dikalikan

dengan konsekuensi kegagalan (CoF) sesuai dengan API RP RBI 581. Kemudian

faktor penyebab kegagalan dan konsekuensi kegagalan ini dibagi lagi menjadi

subfaktor dengan bobot yang berbeda pada setiap subfaktornya. Berikut adalah

faktor-faktor yang berpengaruh dalam menentukan kriteria daerah kiritis yang

digunakan oleh Patuan Alfon [20]:

Tabel 3.1 Tabel Bobot PoF dan CoF

No PoF Bobot 1. Pihak Ketiga 15% 2. Korosi Eksternal CP 15%

30% Resistivitas tanah 15%

3. Korosi Internal Watercut+ CO2 25% 35%

Intelligent Pig 10% 4. Desain&Operasional 10% Riwayat kebocoran 10%

Total 100% No CoF Bobot 1. Production hilang Jumlah gas keluar 40% 2. Lingkungan Lama Perbaikan 30% 3. Keamanan Hazard 30%

Total 100%


31


PoF

PoF: Korosi Internal 35% Kategori Deskripsi Pengali Skor

Watercut >1 25% Sangat Tinggi pCO2 > 1 psia 5 1,25

Tinggi pCO2 0,1 – 1 psia 4 1 Menengah-Tinggi pCO2 0 – 0,1 psia 3 0,75

Menengah pCO2 0 psia 2 0,5 Watercut

Rendah 0 0 0

Penipisan-anomali 10% Sangat Tinggi > 10 anomali 5 0,5

Menengah-Tinggi 3 – 10 anomali 3 0,3 Rendah < 3 anomali 1 0,1

PoF: Pihak ketiga 15% Kategori Deskripsi Pengali Skor

Di atas tanah Sangat Tinggi Populasi padat 5 0,75

Menengah-Tinggi Ramai 3 0,45 Menengah Jarang 2 0,3

Rendah Tidak ada populasi 1 0,15 Di bawah tanah

Menengah Ada populasi 2 0,3 Rendah Tidak ada populasi 1 0,15

PoF: Korosi Eksternal 30% Kategori Deskripsi Pengali Skor

CP 15% Sangat Tinggi Tidak terproteksi 5 0,75

Tinggi Sebagian terproteksi 4 0,6 Menengah-Tinggi Kurang terproteksi 3 0,45

Menengah Overproteksi 2 0,3 Rendah Terproteksi 0 0

Resistivitas 15% Di bawah tanah Tanpa coating/CP

Sangat Tinggi R <500 Ω.cm 5 0,75 Tinggi 500 < R < 1000 Ω.cm 4 0,6

Menengah-Tinggi 1000 < R < 2000 Ω.cm 3 0,45 Rendah R > 2000 Ω.cm 2 0,3

Dengan coating/CP 1 0,15 Di atas tanah 0 0


32


PoF: Desain&Operasional 20% Kategori Deskripsi Pengali Skor

Tekanan operasi 10% Sangat Tinggi > 90% MAOP 5 0,5

Tinggi 50-90% MAOP 3 0,3 Rendah < 50% MAOP 1 0,1

Riwayat kebocoran 10% Sangat Tinggi > 1 5 0,5

Tinggi 1 3 0,3 Rendah 0 0 0

CoF CoF:

Kategori Deskripsi Pengali Skor Produksi hilang 40%

Sangat Tinggi > 50% 5 2 Tinggi 26-50% 4 1,6

Menengah-Tinggi 5-25% 3 1,2 Menengah < 5% 2 0,8

Lingkungan 30% Sangat Tinggi Tidak terdeteksi 5 1,5

Menengah-Tinggi Terdeteksi-lambat 3 0,9 Rendah Terdeteksi-cepat 1 0,3 Hazard 30%

Sangat Tinggi Hi-P; Eksplosif/ terbakar 5 1,5 Tinggi Lo-P; Gas terbuang 3 0,9 Rendah Tidak berbahaya 1 0,3

Kriteria Resiko (Risk)

Tabel 3.2 Risk = PoF X CoF

PoF

5 5 10 15 20 25 Very High

4 4 8 12 16 20 High

3 3 6 9 12 15 Medium

2 2 4 6 8 10 Low-medium

1 1 2 3 4 5 Low

1 2 3 4 5

CoF


33


3.3.2 Teknik Pengambilan Sampel

3.3.2.1 Teknik Pengambilan Sampel Tanah

Kondisi tanah pada tiap segmen pipeline berbeda-beda, secara garis besar

terdapat beberapa kondisi tanah seperti rawa, sawah, dan pantai. Sampel tanah

diambil pada daerah-daerah kritis yang telah ditentukan sebelumnya. Sample

tanah diambil dengan menggunakan cangkul dan sekop pada daerah permukaan.

Sampel tanah yang telah diambil ini kemudian dimasukkan kedalam kantong

kresek untuk selanjutnya diukur nilai resistivitasnya di laboratorium. Sementara

itu pengukuran pH tanah dilakukan secara in-situ dilapangan dengan

menggunakan soil pH meter.

3.3.2.2 Teknik Pengambilan Sampel Pipa

Sampel pipa lurus untuk pengujian adalah sampel dengan material API 5L

X42 yang diambil dari pipeline PT X. Pengambilan sampel dilakukan dengan

melakukan pemotongan pada pipa yang telah mengalami kegagalan. Pemotongan

dilakukan dengan menggunakan busur las SMAW. Dilakukan saat PT.X

melakukan penggantian pipa pada tanggal 16 Maret 2011

3.3.3. Pengujian Karakteristik Tanah

3.3.3.1 Pengukuran Resistivitas Tanah

Pengujian ini mengacu pada ASTM G57. Tujuan dari pengujian ini adalah

mendapatkan nilai resistivitas tanah yang merupakan faktor utama yang

mempengaruhi korosi tanah. Pada pengujian ini digunakan digital soil resistance

meter 4610 ( 4-Point Ground Resistance Testers). Pengukuran dilakukan di

Laborotorium Korosi dan Perlindungan Logam Departemen Metalurgi dan

Material Universitas Indonesia.

Prosedur pengujian resistivitas tanah dengan soil box antara lain :

1. Tanah dimasukkan ke dalam soil box hingga rata dan padat.


34


2. Kabel C1, C2, P1 dan P2 pada alat digital resistivity meter

disambungkan dengan ke soil box.

3. Tekan tombol start pada resistance meter, untuk memulai pembacaan

besarnya nilai resistan tanah, hingga nilai resistan stabil. Lakukan

pengukuran sebanyak 3 kali.

4. Catat besarnya nilai resistan yang dihasilkan, dan ganti tanah pada soil

box dengan tanah yang lain.

Nilai yang terbaca pada alat resistance meter merupakan nilai hambatan

tanah (resistance). Untuk mendapatkan besarnya nilai resistivitas tanah, kita harus

mengkonversinya sesuai denga persamaan berikut:

dimana: R (resistan ,Ω), ρ (resistivity, Ω-cm), L (panjang soil box, cm), W (lebar

soil box, cm) dan D (tinggi soil box, cm).

3.3.3.2 Pengukuran pH Tanah

Pengujian ini mengacu pada ASTM G51. Tujuan dari pengujian ini adalah

mendapatkan nilai pH tanah yang merupakan karakteristik tanah yang dapat

digunakan sebagai variable untuk mengevaluasi korosi pada lingkungan tanah.

Pada pengujian ini digunakan pH soil tester dengan tahapan :

1. Alat penguji pH soil tester ditancapkan secara vertical hingga

elektroda tembaga tertutupi oleh sampel tanah. Tanah dipadatkan

agar kontak antara elektroda tembaga dan tanah terjaga.

2. Diamkan selama 3 menit dengan tujuan menstabilkan jarum skala

dengan hasil pengukuran.

3. Lihat angka yang ditunjuk jarum pengukuran. Nilai pengukuran yang

dihasilkan adalah pH dengan range 3.5 – 8.

4. Tekan tombol berwarna putih.

5. Diamkan selama 3 menit dengan tujuan menstabilkan jarum skala

dengan hasil pengukuran.

……………............(13)


35


3.3.4 Pengujian Korosi

Tujuan dari pengujian ini adalah mendapatkan laju korosi dari sampel

serta mengetahui daerah korosi. Pengujian dilakukan dengan menggunakan

metode polarisasi yang mengacu pada ASTM G5.

3.3.4.1 Teknik Pengujian Polarisasi

Perhitungan laju korosi didasarkan pada API RBI 581 Part 2 Annex 2B

”Determination of Corrosion Rates” pada bagian ”2.B.12. Soil Side Corrosion”

dengan persamaan sebagai berikut:

Dimana, CR adalah corrosion rate,

CRB adalah basic corrosion rate,

FSR adalah faktor pengali untuk resistivitas tanah,

FT adalah faktor pengali untuk temperatur,

FCP adalah faktor pengali untuk proteksi katodi, dan

FCE adalah faktor pengali untuk efektifitas coating.

Pada penelitian ini, penentuan basic corrosion rate (CRB) dilakukan

dengan menggunakan teknik polarisasi dimana yang menjadi media konduktor

(korosif) adalah tanah, sehingga CRB yang didapat adalah CRB telah dipengaruhi

oleh nilai resistivitas tanah. Oleh karena itu nilai faktor resistivitas tanah tidak

diptertimbangkan lagi dalam menentukan CR pada lingkungan tanah. Sehingga

persamaan diatas dapat disederhanakan menjadi:

Besarnya nilai faktor pengali untuk tempeatur, proteksi katodik dan

efektifitas coating dapat dilihat pada tabel berikut:

…………...........(14)

……………................(15)


36


Tabel 3.3 Faktor Pengali Untuk Temperatur (atas), CP (tengah), CE (bawah)

Pengujian polarisasi dilakukan di Laboratorium Korosi dan Proteksi

Logam Departemen Metalurgi dan Material FTUI dengan metode Linear

Polarization Resisance (LPR). Prosedur pengujian polarisasi pipa lurus dapat

dilihat pada diagram berikut:


37


Gambar 3.2 Diagram Alir Pengujian Linear Polarization Resistance (LPR)

Pada penelitian ini, pengujian Linear polarization resistance (LPR) yang

mengacu pada ASTM G5, dengan ketentuan berikut:

1) Proses persiapan sampel pipa lurus API 5L X42 sebagai working

electrode. Bagian pipa lurus yang telah diambil dilapangan dipotong

dengan menggunakan mesin potong besi mejadi bagian yang lebih kecil

dengan diameter 1cm.

2) Bagian tembaga pada kabel di solder ke sampel menggunakan tin solder..


38


3) Sampel pipa yang telah disolder tadi kemudian di mounting dengan

menggunakan resin dan hardener pada sebuah cetakan silinder. Tunggu

hingga mounting mengeras

4) Sampel kemudian diamplas pada bagian yang akan terekspos lingkungan

yang korosif. Permukaan sampel di amplas hingga rata kemudian

dibersihkan dengan alkohol.. Dan selanjutnya sampel siap digunakan

sebagai working electrode.

5) Setelah working electrode selesai, proses selanjutnya adalah persiapan

tanah sebagi media korosif. Tanah yang telah diambil dari lapangan,

diambil secukupnya kemudian ditambahkan aquades sedikit demi sedikit

hingga tanah bersifat jenuh. Hal ini dilakukan mengingat kondisi

terburuk yang mungkin terjadi dilapangan yakni ketika hujan dan tanah

basah dimana akan sifat konduktifitas tanah akan meningkat.

6) Rangkaian disusun seperti pada gambar instalasi polarisasi pada lampiran

7) Setelah working electrode dan sampel tanah selesai disiapkan, maka

proses polarisasi siap dilakukan. Proses polarisasi dilakukan melaui dua

tahap, yaitu Tafel Extrapolation Test dan Linear Polarization Test. Proses

Tafel Extrapolation Test dilakukan untuk mendapatkan nilai kosntanta

Tafel, nilai tafel katodik βc , maupun nilai tafel anodik βa. Nilai tafel ini

nantinya akan dijadikan sebagai input dalam Linear Polarization Test

untuk mendapatkan laju korosi pipa.

3.3.5 Permodelan Pipa lurus Menggunakan Autodesk Inventor

Autodesk Inventor merupakan sebuah perangkat lunak analisis elemen

hingga (finite element analysis). Permodelan dengan menggunakan software

Autodesk Inventor bertujuan untuk mengetahui sebaran konsentrasi tegangan

akibat residual stress yang mungkin ada pada proses fabrikasi. Hal ini dilakukan

untuk mengetahui apakah material pipa lurus rentan terhadap SCC. Selain itu,

simulasi pengujian tarik juga akan dilakukan untuk mengetahui besarnya kekuatan

tarik pipa lurus tersebut. Pipa lurus dikategorikan rentan terhadap SCC apabila

tegangan tariknya sebesar 45-76% dari SMYS.


39


Dengan bantuan Autodesk Inventor kita bisa menghitung besarnya

tegangan pada bagian terntentu pada sebuah sistem perpiaan ketika sistem tersebut

beroperasi. Analisis tegangan pada bagian lurus dilakukan untuk mengetahui

apakah bagian lurus tersebut mengalami tegangan berlebih (overstress) pada saat

saat kondisi operasi sehingga bisa memicu terjadinya SCC.

3.3.6 Teknik Perhitungan keandalan.

Monte Carlo sampling adalah metode statistik iterasi berulang.

Prosedurnya adalah dengan men-generate sejumlah angka sebagai input untuk

variabel random (contoh: load, material properties, dan geometris) dengan

didasarkan pada jenis probability distribusinya, mengevaluasi model, dan

mencatat hasilnya (gagal atau tidak). Hasil ini diulang sampai beberapa kali

dengan input random yang baru. Ketika sejumlah sampel yang diperlukan cukup,

dilakukan estimasi probability of failure dan moment (misalnya: mean dan standar

deviasi) terhadap respon terebut.

Analisis keandalan pipa lurus pada setiap segmen dilakukan dengan

menggunakan simulasi Monte Carlo, seperti yang terlihat pada Gambar 3.8

berikut.


40


Gambar 3.3 Diagram alir Analisi Keandalan Menggunakan Simulasi Monte

Carlo

Pada penelitian ini, perhitungan keandalan dengan menggunakan simulasi

Monte Carlo menggunakan bantuan perangkat Microsoft Excel, dengan ketentuan

berikut:


41


1) Model deterministik atau moda kegagalan (Limit State) yang akan

digunakan adalah kebocoran akibat penipisan yang terjadi sebagai akibat

dari korosi eksternal, sesuai dengan persamaan:

g (x) = α – CR. t

dimana α adalah ketebalan pipa minimum yang diizinkan (Minimum

Allowable Wall Thickness, MAWT),(mm). Menurut ASTM B.31 G

besarnya nilai adalah 80% dari wall thickness pipa. CR adalah corrosion

rate pipa (mm/tahun) yang didapat dari hasil pengujian polarisasi, dan t

adalah tahun. Pada penelitian ini, penulis akan menganalisis keandalan

pipa lurus selama lima 5 tahun kedepan. Sistem dikatakan gagal apabila

nilai g(x) < 0, sedangkan sistem dikatakan berhasil apabila nilai g(x) > 0,

dan apabila nilai g(x) = 0 maka sistem dikatakan berada dalam kondisi

kritis (surface failure)

2) Variabel acak yang digunakan dalam moda kegagalan adalah besarnya

nilai CR pada setiap segmen pipa.

3) Jenis distribusi data probabilistik laju korosi pipa (CR) dilakukan dengan

bantuan software minitab.

4) Jumlah iterasi yang akan digunakan adalah sebayak 1000 iterasi.

Semakin besar jumlah iterasi yang digunakan, maka akan semakin besar

pula simulasi ini mendekati kondisi sesungguhnya.

5) Proses simulasi Monte Carlo dilakukan dengan cara men-generate

sebanyak 1000 bilangan random dari sistem sesuadi dengan jenis

distribusi datanya.

6) Setelah dilakukan proses simulasi, selanjutnya dilakukan evaluasi sistem

untuk menghitung jumlah sistem yang gagal, g(x) < 0, sehingga dihitung

peluang kegagalan pipa lurus tersebut setiap segmen. Perhitungan

peluang kegagalan dilakukan sesuai persamaan PoF = N failure / N iterasi.

Prosedur ini dilakukan untuk semua segmen pipa.

……………................(16)


42


3.4 Teknik Analisis Data

3.4.1 Data penentuan titik kritis tiap segmen

Data dari hasil analisis kualitatif (scoring), untuk menentukan titik kritis

setiap segmen dari jalur pipa tramisi gas, akan ditampilkan dalam bentuk grafik.

Dari grafik tersebut akan dilihat titik mana dari setiap segmen yang memiliki

potensi resiko yang paling besar untuk selanjutnya dilakukan analisis keandalan

pada titik tersebut. Kelayakan data diperoleh akan dianalisis dengan menilik

kembali sumber-sumber yang mendukung (literatur ilmiah) yang berhubungan

dengan proses penyediaan data titik kritis tersebut.

3.4.2 Data nilai resistivitas dan pH tanah untuk setiap segmen.

Data karakteristik tanah dengan nilai resistivitas dan pH tanah untuk setiap

segmen akan disajikan dalam bentuk grafik. Analisis dilakukan berdasarkan

lieteratur ilmiah tentang kemungkinan perbedaan besarnya nilai resistivitas dan

pH tanah untuk setiap segmen-segmen pipa tersebut.

3.4.3 Data hubungan nilai resistivitas dan pH tanah terhadap laju korosi.

Hubungan besarnya nilai resistivitas dan pH terhadap besarnya laju korosi

pipa lurus akan disajikan dalam bentuk grafik. Dari grafik ini diharapkan akan

dihasilkan sebuah persamaan matematis tentang hubungan antara besarnya nilai

resistivitas tanah dan pH terhadap laju korosi pada pipa lurus.

3.4.4 Data hubungan antara geometri pipa lurus dan besarnya laju korosi.

Data laju korosi pipa lurus yang didapat dari hasil polarisasi akan

dibandingkan dengan data laju korosi pipa elbow dengan material yang sama.

Perbedaan laju korosi yang didapat akan dianalisis untuk selanjuntya diketahui

penyebabnya serta jenis korosi yang terjadi pada kedua pipa tersebut. Dilakukan

pula pengujian mikrostruktur untuk membandingkan struktur mikro kedua jenis

pipa tersebut yang dapat dijadikan penyebab perbedaan laju korosi kedua jenis

pipa.


43


3.4.5 Data Stress Concentration pipa lurus

Dengan menggunakan perangkat lunak seperti Autodesk Inventor dapat

diketahui stress concentrarion pada kedua jenis pipa tersebut akibat proses

fabrikasi serta tegangan pada saat kondisi operasi. Dengan permodelan tersebut

diharapkan dapat diketahui kemungkinan terjadinya Stress Corrosion Cracking

(SCC) pada kondisi operasi dari pipa lurus.

3.4.6 Data keandalan pipa lurus disetiap segmen

Data keandalan pipa lurus pada setiap segmennya akan ditampilkan dalam

bentuk grafik. Perbedaan keandalan pipa lurus yang mungkin terjadi pada tiap

segmennya akan dianalisis berdasarkan data-data yang ada dilapangan serta

referensi yang ada untuk mengetahui perbedaan keandalan tesebut.



BAB 4

HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1 Data Pipa dan Penentuan Titik Kritis

Profil jalur pipa transmisi gas pada penelitian ini disajikan pada tabel

berikut:

Tabel 4.1 Profil Jalur Pipa Transmisi Gas Milik PT. X

No Item Unit Segmen ISegmen

II Segmen

III

1 Diameter inch 12 14 24 2 Thickness mm 4.55 4.55 4.55 3 Length Km 18 43 33 4 Material API 5L-X42 5L-X42 5L-X42 5 Design Pressure Psi 719 719 719 6 Operating Pressure Psi 200 242 428 7 Design Temperature deg C 50 50 50

8 Operating Temperature deg C

30 32.5 28

9 Fluid Composition availability YES YES YES 10 Flow Rate m3/h 23,361 35,160 195,032 11 Coating Type External External External 12 Inhibitor Vendor - - PT.XY 13 Year Built Year 1978 1998 1978

14 Pigging Year 1998 1995

1996 & 2007

15 Corrosion Protection Type Sa.Anode Sa.Anode Sa.Anode 16 Corrosion Coupon Retrival - - 2004 17 Corrosion Rate (CR)

A Internal mm/yr 0.0279 0.0381 0.028 Mpy 1.116 1.524 1.12

B External mm/yr - - - 18 Remaining Life Year 67 49 0 19 CP Survey Year 2010 2005 2008 21 Geohazard Type No No No 22 Location Class ANSI Class 2 2 4 23 Repair Data Year - - - 24 MAOP Kg/cm2 52.31 48.62 48.62


45


Pipa transmisi gas milik PT. X memiliki bentang jalur pipa sepanjang 94

Km, yang terbagi menjadi tiga segmen yaitu; Segmen I (Pipa dari SKG A – SKG

B sepanjang 18 Km.), Segmen II (Pipa dari SKG B – SKG C sepanjang 43 Km.),

dan Segmen III (Pipa dari SKG C – SKG D sepanjang 33 Km).

Penentuan tiitik kritis dilakukan dengan menggunakan metode yang

sedang dikembangkan Patuan Alfon yang menggunakan resiko sebagai acuan

untuk menentukan daerah kritis yang merupakan gabungan antara Probability of

Failure (PoF) dan Consequence of Failure (CoF). Daerah yang memiliki tingkat

resiko paling tertinggi disetiap segmen akan dijadikan titik kritis untuk

pengambilan sampel tanah sebagai indikator penyebab korosi eksternal. Berikut

adalah hasil scoring untuk Probability of Failure (PoF) dan Consequence of

Failure (CoF) untuk setiap segmen.

Gambar 4.1 PoF segmen I

Gambar 4.2 PoF segmen II


46


Gambar 4.3 PoF segmen III

Gambar 4.4 CoF segmen I

Gambar 4.5 CoF segmen II


47


Gambar 4.6 CoF segmen III

Dari semua grafik diatas, maka didapatlah besarnya nilai resiko yang

merupakan perkalian antara niali PoF dan CoF untuk setiap kilometer pipa

disetiap segmen, seperti yang terlihat pada grafik berikut:

Gambar 4.7 Profil Resiko Untuk Setiap Segmen

Secara kuantitatif setiap segmen jalur pipa memiliki variasi tingkat resiko

yang berbeda, mulai dari tingkat medium ( nilai resiko 6) sampai pada tingkat

resiko high (nilai resiko 16), seperti yang ditunjukan gambar 4.7. Pada segmen I,

tingkat resiko pada kilometer awal ( Km 6-10 ) berada pada level medium dan

cendrung seragam. Peningkatan resiko mulai terjadi pada kilometer 10, dan


48


mencapai puncaknya pada kilometer 15. Sehingga berdasarkan grafik diatas, titik

kritis pada segmen I adalah pada Km. 7, Km. 12, Km. 13, Km. 14, dan Km. 15.

Ketidakstabilan nilai resiko terjadi pada jalur pipa segmen II, dimana nilai

resiko pipa selalu mengalami penaikan dan penurunan, dari 8 (medium ) ke 12 (

high ), pada hampir setipa kilometernya. Hal ini disebabkan oleh nilai resistivitas

tanah yang juga berbeda hampir setiap kilometernya seperti yang terlihat pada

Gambar 4.2. Berdasarkan grafik nilai resiko diatas, maka pengambilan sampel

seharusnya dilakukan pada setiap kilometer pipa. Karena keterbatasan peneliti,

maka pengambilan sampel hanya dilakukan pada daerah-daerah yang dapat

dijangkau. mengingat bahwa tingkat resiko pada setiap kilometer pipa tersebut

menunjukkan tren yang sama. Titik kritis pada jalur pipa segmen II adalah: Km. 1,

Km. 3, Km. 12, Km. 13, Km. 21, Km. 23, Km. 39, dan Km. 42 dengan begitu data

ini dapat digunakan tanpa mengurangi kevalidanya.

Tingkat resiko untuk segmen III pipa secara umum berada pada level high

(nilai resiko > 12) dan pada titik-titik tertentu terjadi peningkatan resiko yang

cukup ekstrim. Titik kritis pada segmen III ini adalah: Km 8, Km. 15, Km. 21, dan

Km. 31.


49


4.3 Resistivitas dan pH Tanah

Nilai resistivitas dan pH tanah pada pengujian ini untuk setiap segmen

pipeline disajikan pada tabel berikut;

Tabel 4.2 Nilai Resistivitas Tanah dan pH Untuk Setiap Segmen Jalur Pipa

SEGMEN LOKASI KONDISI MEDAN pHResistivity

(Ω-cm) KET.

I

KM. 15 Pesisir Pantai 5.3 218.2 Pernah Bocor KM. 15 Pantai 6.7 156.5 - KM. 14 Pesisir Pantai 5.5 34.9 Bocor Jan 2011

KM. 14 - 4.5 211.6 Bocor Des

2010 KM. 13.5 Rawa, Test Ponit 6.5 126.0 Test point KM. 13 Pantai Tirtamaya 6.0 122.2 - KM. 12 Pumkiman Nelayan 5.8 > 2000 Test point KM. 7.1 Sawah 6.0 404.7 Bocor di sawah

II

KM. 1 Pinggir Sawah 6.3 > 2000 - KM. 3 Pinggir Sawah 6.5 462.0 - KM. 3 Pinggir Sungai 6.3 385.1 -

KM. 12 Tanah Kering Pondasi 5.8 > 2000 Up-Under Ground

KM. 13 Tanah Kebun Warga 6.0 597.8 Up-Under Ground

KM. 21 Tanah Pondasi Up

Pipe 6.2 454.4 River Crossed

KM. 21 Pinggir Sungai

Bangklan 6.4 409.6 River Crossed

KM. 23 Tanah Kering 6.4 559.6 MLV Pipe

KM. 39 Pinggir Sungai

Perawan 6.0 355.1 River Crossed

KM. 42 Pinggir Sungai Beji 6.4 525 River Crossed

III

KM. 8 Daerah Pinggir Sawah 6.4 > 2000 Elbow,Reinfrcd

2009

KM.15 Tanah Kebon.point 7 6.5 1082.7 Reinforced

2009

KM. 21 Tanah Pinggir Jalan

Cikampek 6.8 1041

Reinforced 2009

KM.31 Daerah Bendungan

Walahar 6.8 1025

Up-Underground

Berdasarkan tabel 4.2 pada segmen I didominasi dengan nilai resistivity <

500 Ω-cm, hal ini dikarenakan oleh kondisi medan atauu topografi pada daerah

segmen I yang berada pada daerah pantai dan rawa. Ihsan (2002) menjelaskan

bahwa pada daerah pantai nilai resistivitas tanah cenderung rendah. Hal ini


50


disebabkan oleh tingginya kandungan air serta garam-garam terlarut pada daerah

pantai [24]. Air yang ada pada tanah tersebut akan berperan sebagai konduktor

(media transfer elektron), sehingga elektron lebih mudah mengalir dan

menyebabkan tahanan tanah menurun. CAPP (2009) juga menyatakan bahwa

nilai resistivitas tanah pada daerah pantai bernilai < 500 Ω dengan kondisi tanah

yang selalu basah [25]. Berdasarkan tabel 2.3 dengan mengklasifikasikan tingkat

korosifitas berdasarkan nilai resistivitas maka pada segmen I tingkat korosifitas

tanah berada pada level very corrosive (ρ < 500 Ω-cm). pH tanah pada segmen I,

berkisar pada range nilai 4,5 – 6,7. Dengan topografi pada segmen I yang kondisi

medan dari tanah tersebut adalah pantai yang memungkinkan berinteraksi

langsung dengan air laut sehingga nilai pH pada segmen ini lebih tinggi tingkat

keasamanya.

Pada segmen II, tingkat korosifitas tanah berdasarkan resistivitynya dapat

diklasifikasikan berada pada level corrosive ( ρ 500-1000 Ω-cm). Profil tanah

pada segmen II rata-rata bertekstur liat (clay) yang melewati persawahan dengan

kandungan air yang cukup tinggi. Kondisi ini menyebabkan tanah ini memiliki

kemampuan menghantarkan elektron yang cukup baik. Nilai pH pada segmen ini

berada pada range 5.8-6.5. Nilai pH ini dipengaruhi kondisi medan segmen II

yang berupa tanah persawahan dan aliran sungai.

Pada segmen III, tingkat korosifitas tanah berdasarkan resistivitynya dapat

diklasifikasikan berada pada level moderately corrosive ( ρ 1000-2000 Ω-cm).

Profil tanah pada segmen ini didominasi oleh tanah kering, berkerikil dan sedikit

pasir. Tanah dengan tekstur yang berkerikil ini akan menyebakan kerapatan tanah

sangat kecil sehigga banyak terdapat rongga pada tanah. Kondisi ini menyebabkan

elektron tidak dapat mengalir dengan sempurna pada tanah sehingga resistivitas

atau nilai tahanan tanahnya menjadi lebih besar. Nilai pH pada segmen ini berada

pada range 6.4-6.8. Dengan kondisi medan yang tidak terlalu bervariasi, lebih

seragam , sampel tanah pada segmen ini memiliki range nilai yang lebih kecil

dibanding tanah pada segmen lain.


4.3 Hubun

Pe

Method (L

segmen se

(WE) yan

dilapangan

S

S

S

4.3.1 Hub

Da

nilia resist

Gambar

D

korosi pip

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

CR (mpy)

ngan Resis

ngujian po

LPR) denga

ebagai kond

ng digunak

n, hasil pen

Tabel 4.3

Segmen

Segmen I

Segmen II

egmen III

bungan Res

ari hasil pen

tivitas tanah

4.8 Hubun

Dari grafik d

pa juga akan

0 2

stivitas Tan

olarisasi d

an menggun

duktor (med

kan adalah

ngujian pola

Nilai Corro

Resisti(Ω-cm

34.9126

156.464.559.597.

102510411082

sistivitas Ta

ngujian pol

h terhadap l

ngan nilai r

diatas terlih

n semakin b

200 4

nah dan pH

ilakukan d

nakan sampe

dia aliran el

h sampel

risasi disaji

osion Rate

ivity m)

pH

9 5.56 6.5.5 6.7.7 6.4.6 6.4.8 6.4

5.5 6.8 6.4

2.7 6.4

anah Terha

larisasi did

aju korosi s

esitivitas ta

at bahwa se

besar, begitu

400 6

Resi

H Terhadap

dengan me

el tanah pad

lektron). Se

pipa lurus

ikan pada ta

Hasil Peng

H CR (m

5 32.5 28.7 7.64 15.4 13.4 13. 11.4 8.74 3.2

adap Laju

apat grafik

sebagai beri

anah terhad

emakin keci

u juga seba

y = ‐0.0R² =

600 8

itivity (ohm‐c

Univer

p Laju Kor

etode Line

da setiap tit

edangkan w

s yang di

abel berikut

gujian Pola

mpy) CR

.64

.49 64 .91 .34 .03 .85 75 25

Korosi Pip

hubungan

ikut:

dap laju ko

il nilai resis

aliknya. Dur

15x + 24.24= 0.498

800 10

m)

rsitas Indon

osi Pipa Lu

ar Polariz

tik kritis dis

working elec

iambil lang

:

asisasi

R (mm/yr)

0.8291 0.7236 0.1941 0.4041 0.3388 0.3310 0.3010 0.2222 0.1514

pa Lurus

antara bes

orosi pipa l

stivitas mak

rrm, C.L. (1

000 12

51

nesia

urus

zation

setiap

ctrode

gsung

arnya

lurus

ka laju

1998)

200


menjelask

memiliki

garam ter

memperce

menyebab

4.3.2 Hub

Da

nilia tingk

Gambar

S

dalam me

rendah, l

menghasil

hidrogen

terlihat pe

ini dapat

lebih ting

terdapat li

(pH= 6,4)

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

CR (mpy)

kan bahwa

kandungan

rsebut aka

epat terjad

bkan pipa te

bungan Tin

ari hasil pen

kat keasama

4.9 Hubun

Seperti haln

engontrol un

lapisan film

lkan local

cukup tingg

engaruh pH

pula disim

ggi nilai laj

ima buah sa

dengan nila

5

tanah yan

n garam ter

an menyera

dinya reak

erkorosi.

ngkat Keasa

ngujian pol

an (pH) terh

ngan Tingk

nya resistiv

nderground

m pada p

corrosion.

gi sehingga

H terhadap l

mpulkan den

aju korosiny

ampel yang

ai corrosion

5.5

ng memilik

rlarut yang

ang lapisan

si elektrok

aman (pH)

larisasi did

adap laju ko

at Keasam

Luru

vitas, pH ta

d corrosion

ermukaan

Ketika pH

a meningka

aju korosi

ngan pH ya

ya juga se

g mempunya

n rate yang b

y =

pH

ki resistivit

cukup bes

n film oks

kimia pad

Terhadap

apat grafik

orosi sebaga

an (pH) Te

s

anah juga

. Pada ling

baja akan

H tanah kec

tkan laju k

dari sampel

ang lebih k

makin besa

ai nilai ting

berbeda.

‐16.00x + 116R² = 0.366

6

Univer

tas yang r

sar. Anion

sida pada

a permuka

Laju Koro

hubungan

ai berikut:

erhadap La

merupakan

gkungan yan

n terdestab

cil ( < 4),

korosi pipa.

l pipa lurus

kecil atau ti

ar. Namun

gkat keasam

6.1

6.5

rsitas Indon

rendah bias

yang ada

pipa, seh

aan baja

osi Pipa Lu

antara bes

aju Korosi

n faktor pe

ng memilik

ilisasi seh

laju reduks

Pada grafi

s, dari hubu

ingkat keas

pada tabe

manya yang

7

52

nesia

sanya

pada

ingga

yang

urus

arnya

Pipa

enting

ki pH

ingga

si ion

ik 4.9

ungan

saman

el 4.3

sama

7


53


Nilai resistivitas yang berbeda pada korosi eksternal lebih berpengaruh

dibandingkan dengan nilai pH karena dari hasil pengukuran tingkat resistivitas

dan pH tanah yang diperoleh terlihat nilai untuk resistivitas lebih beragam

dibanding nilai pH tanah yang cenderung seragam. Hal ini dapat dijelaskan

dengan besarnya nilai R2 pada kedua grafik, yang menjelaskan tentang persentase

pengaruh nilai sumbu x terhadap sumbu y. Pada grafik hubungan resistivitas

terhadap laju korosi, terlihat bahwa laju korosi dipengaruhi sebeasar 49.8% oleh

besarnya nilai resistivitas. Sedangkan pada grafik hubungan pH terhadap laju

korosi, terlihat bahwa laju korosi hanya dipengaruhi 36.6 % saja oleh besarnya

nilai pH. Dari uraian tersebut dapat dikatakan untuk korosi eksternal variabel nilai

resistivitas lebih berpengaruh dibanding pH tanah.

4.4 Pengaruh Geometri Pipa Lurus terhadap laju korosi eksternal

Data dari nilai laju korosi untuk geometri pipa lurus pada tabel 4.3 akan

dibandingkan dengan data nilai laju korosi pipa elbow yang dilakukan oleh

Chairully Salam (2011) Perbandingan laju korosi antara pipa lurus dan pipa

elbow disajikan dalam bentuk grafik yang dapat dilihat pada Gambar 4.10 berikut:

Gambar 4.10 Perbandingan laju korosi antara pipa lurus dan pipa elbow

Dari grafik pada gambar 4.10 terlihat bahwa laju korosi pada pipa lurus

lebih tinggi jika dibandingkan dengan pipa elbow untuk spesifikasi material dan

lingkungan yang sama ditunjukan dengan selapan titik dari data pipa lurus berada

y = ‐0.0158x + 24.2469

y = ‐0.0211x + 25.44410.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

0 200 400 600 800 1000 1200

CR (mpy)

Resistivity (ohm‐cm)

Straight Pipe

Elbow Pipe


54


lebih tinggi dari data pipa elbow serta diperkuat dengan keberadaan persamaan

garis dari pipa lurus, y = -0.0158x + 24.2469, berada diatas persamaan garis dari

pipa elbow, y = -0.0211x + 25.4441. Untuk mengetahui penyebab perbedaan laju

korosi kedua jenis pipa ini, maka dilakukanlah rangkaian analisis seperti analisis

struktur mikro. Sedangkan untuk mengetahui kemungkinan terjadinya Stress

Corrosion Cracking (SCC), maka dilakukanlah analisis residual stress, dan serta

analisis stress concentration pada saat kondisi operasi pada pipa lurus dengan

menggunakan bantuan perangkat lunak Autodesk Inventor.

4.4.1 Perbedaan Laju Korosi Akbibat Perbedaan Struktur Mikro

Pengamatan struktur mikro dilakukan di Laboratorium Metalografi dan

HST Departemen Teknik Metalurgi dan Material FTUI dengan menggunakan

mikroskop optik dan pengetsaan dilakukan dengan zat etsa nital 2 %. Berikut

adalah hasil pengamatan struktru mikro dari kedua jenis sampel pipa tersebut:

Gambar 4.11 Struktur mikro pipa lurus


55


Gambar 4.12 Struktur mikro pipa elbow

Dari hasil pengamatan struktur mikro, terlihat bahwa pipa elbow memiliki

ukuran butir yang lebih besar dibandingkan dengan ukuran butir pipa lurus.

Pengukuran besar butir dilakukan dengan menggunakan metode planimetri

Jeffries yang mengacu pada ASTM E112. Pada pipa lurus didapatkan ukutan butir

sebesar 10.84 μm sedangkan pada pipa elbow ukuran butir sebesar 16.50 μm.

Restudy (2008) menjelaskan bahwa material baja karbon rendah yang diberikan

perlakuan panas akan memiliki ukuran butir yang lebih besar dalam hal ini pipa

elbow. Pada pipa elbow, panas yang dihasilkan selama proses bending

menyebabkan ukuran butir pipa menjadi lebih besar. Saat proses fabrikasi tersebut

terdapat proses rekritstalisasi, recovery, dan grain growth. Dengan ukuran butir

yang besar maka batas butir yang dimiliki juga akan semakin berkurang. Batas

butir memiliki tingkat energi yang lebih besar daripada butir sehingga darah ini

lebih rentang terserang korosi.

Patuan Alfon (2010) menyebutkan bahwa salah satu penyebab terjadinya

korosi adalah akibat perbedaan mikrostruktur. Area dengan perbedaan

mikrostruktur akan menghasilkan daerah katoda – anoda dalam logam tersebut,

dan jika dipaparkan dalam media elektrolit akan potensial untuk terjadi korosi.

Dengan semakin banyak jumlah butir pada pipa lurus maka jumlah area katoda-


56


anoda pada pipa tersebut juga akan semakin luas, sehingga laju korosi nya juga

akan lebih besar dibandingkan dengan pipa sambungan.

4.5 Analisa Tegangan Sisa Dengan Permodelan Autodesk Inventor

Hasil dari permodelan Autodesk Inventor pada pipa lurus dapat dilihat

pada Gambar 4.13 berikut:

4.13 Hasil permodelan von mises stress pada pipa lurus

Dari hasil simulasi Autodesk Inventor pada Gambar 4.13 diatas terlihat

bahwa pada geometri pipa lurus tidak mengindikasikan adanya konsentarasi

tegangan sisa, besarnya nilai stress pada pipa lurus ini terlihat merata ditunjukan

dengan warna biru yang seragam pada tiap bagian. Dari hasil simulasi Autodesk

Inventor diatas terlihat bahwa besarnya nilai yield strength 122.2 Mpa atau sekitar

42.1% dari Specific Minimum Yield Strength (SMYS) pipa tersebut, yaitu 290

Mpa. Untuk tegangan tarik (Tensile Stress). R.L Wenk (1974) menyebutkan

bahwa hampir semua intergranular (SCC pH tinggi) terjadi pada arah longitudinal

pada pipa. Orientasi ini mengindikasikan bahwa ada faktor tegangan pada arah

longitudal yang berpengaruh terhadap proses SCC ini. Biasanya kegagalan akibat

SCC terjadi pada hoopstress antara 160-270 Mpa, atau sekitar 46-76% dari

specified minimum yield strength (SMYS) pipa baja. Sementara itu untuk kasus


57


SCC pH rendah, kegagalan biasanya terjadi pada bagian daerah yang memiliki

konsentrasi tegangan yang cukup tinggi, melebihi SMYS. Daerah ini biasanya

terletak disekitar daerah sambungan las-lasan pipa.

Dengan permodelan ini menunjukan bahwa pipa dengan geometri lurus

tidak rentan terhadap Stress Crack Corrosion (SCC) dikarenakan kegagalan akibat

SCC terjadi pada hoopstress antara 160-270 Mpa, atau sekitar 46-76% dari

specified minimum yield strenght (SMYS) pipa baja.

4.6 Keandalan Pipa Lurus

Keandalan pipa dianalisis untuk kurun waktu 10 tahun. Berikut moda

kegagalan yang telah ditentukan pada bab metodologi penelitian.

g (x) = α – CR. t

dimana;

α = Batas maksimum kedalaman korosi pipa yang diizinkan (Minimum

Allowable Wall Thickness, MAWT),(mm), berdasar ASTM B.31 G

besarnya nilai adalah 80% dari wall thickness pipa.

CR = Corrosion rate pipa (mm/tahun), dan

t = Waktu (tahun).

Nilai CR dihitung menggunakan persamaan yang telah dijelaskan pada bagian

3.3.3 Teknik Perhitungan Laju Korosi, sebagai berikut:

dimana CR adalah corrosion rate, CRB adalah basic corrosion rate, FSR adalah

faktor pengali untuk resistivitas tanah, FT adalah faktor pengali untuk temperatur,

FCP adalah faktor pengali untuk proteksi katodik, dan FCE adalah faktor pengali

untuk efektifitas coating. Dengan menggunakan perangkat lunak minitab

kemudian data CR tersebut dijadikan input variabel random yang nantinya

disimulasikan dengan metode Monte Carlo.

…………….....................(16)

……………................(15)


58


Berikut adalah data yang digunakan untuk menghitung keandalan pipa

lurus pada setiap segmen:

Tabel 4.4 Data Perhitungan Keandalan

Segmen CR

(mpy) CR

(mm/yr)Mean

Standar Deviasi

Thickness MAWT FT FCP FCE

Segmen I 32.64 0.8291

0.5306 0.4288 4.55 3.64

1

0.8

1

28.49 0.7236

1.545 0.0392

Segmen II

15.91 0.40410.3580 0.0402 4.55 3.64 1 13.34 0.3388

13.03 0.3310

Segmen III

11.85 0.30100.1783 0.1117 4.55 3.64 1 5.96 0.1514

3.25 0.0826

Dari perhitungan keandalan pipa lurus pada setiap segmen didapat data

sebagai berikut:

Tabel 4.5 Hasil Perhitungan Keandalan

Segmen N. Iterasi N Failure Keandalan (%) I 10000 6365 36.35 II 10000 4397 56.03 III 10000 339 96.61

Gambar 4.14 Grafik Hasil Perhitungan Keandalan tiap segmen

Dari Grafik 4.14 diatas terlihat bahwa keandalan segmen I adalah 36.35%,

segmen II 56.03%, dan segmen III 96.61%. Hal ini menunjukkan bahwa segmen I

I II III

Segmen 36.35 56.03 96.61

0

20

40

60

80

100

120

Kehan

dalan

%


59


lebih rentan terhadap kegagalan dibandingkan segmen II dan segmen III. Hal ini

disebabkan oleh tingginya tingkat korosifitas tanah pada segmen I yang berada

dilingkungan pantai dan rawa yang basah. Hasil yang didapat dari penelitian ini

didukung dengan failure record yang dimiliki oleh PT. X yang menunjukkan

bahwa pada segmen I sering terjadi kebocoran pipa, seperti yang terlihat pada

Tabel 4.2

Dengan nilai keandalan tersebut diharapkan operator lapangan untuk lebih

memfokuskan mainteinance pada pipeline yang berada di segmen I.



BAB 5

KESIMPULAN

Berdasarkan hasil penelitian yang telah dilakukan, maka didapatkanlah

beberapa kesimpulan, antara lain:

1. Nilai resistivitas tanah berbeda untuk setiap segment pipa milik PT.X.

Nilai resistivitas tanah pada segmen I berada pada level very corrosive

(<500Ω-cm), segmen II berada pada level corrosive (500-1000 Ω-cm), dan

segmen II berada pada level moderately corrosive (1000-2000 Ω-cm).

Sedangkan pH tanah berkisar antara 5-7 untuk semua segmen pipa. Nilai

resistivitas adalah variabel yang lebih berpengaruh dibandingkan pH untuk

korosi eksternal.

2. Pada pipa lurus didapatkan ukutan butir sebesar 10.84 μm sedangkan pada

pipa elbow ukuran butir sebesar 16.50 μm. Perbedaan ukuran butir ini

mempengaruhi laju korosi pipa, dimana laju korosi pipa lurus lebih besar

dibandingkan laju korosi pipa elbow. Pada pipa lurus tidak terindikasikan

terjadinya Stress Cracking Corrosion (SCC) dengan besarnya nilai yield

strength 122.2 Mpa atau sekitar 42.1% dari Specific Minimum Yield

Strength (SMYS) pipa tersebut, yaitu 290 Mpa..

3. Keandalan pipa lurus pada segmen I adalah 36.35%, segmen II 56.03%,

dan segmen III 96.61%. Dengan nilai keandalan tersebut diharapkan

operator lapangan lebih memfokuskan mainteinance pada pipeline yang

berada di segmen I.



Daftar Pustaka

1. Biro Riset LM FEUI. (2010). Analisis Industri Mintyak dan Gas

Indonesia: Masukan Bagi Pengelolaan BUMN. Jakarta. LM FEUI

2. Angga, Maheta Dewi.(2008).Skripsi: Analisis Pembebanan Statik Kasus

Free Span Pada Offshore pipeline. Bandung. ITB

3. Beaver, Johan, dkk. (2006). External Corrosion of Oil and Natura Gas

Pipeline . ASM Handbook Vol. 13C. Corrosion.

4. Tien, Shiaw-Wen, dkk (2007). Study of risk-based piping inspection

guidline system. ScienceDirect Journal, diakses 15 April 2011.

5. An Evaluation of The Causes of Pipeline Incidents in Oil and Gas

Industries in Niger Delta Region of Nigeria. A. Adebayo, A.S. Dada.

Journal of Engineering and Applied Sciences, Ado-Ekiti - Nigeria :

Medwell Journals, 2008, Vol. III. 1816-949X.

6. Zaidun, Yasin.(2010).Thesis: Analisa Perbandingan Metode Assessment

Berbasis Resiko Dengan Metode Assessment Berbasis Waktu Pada

Stasiun Pengolahan Gas. Jakarta. UI

7. Iman, Nur. (2007). Skripsi:Analisis Keandalan Jaringan Pipa Gas Dengan

Simulasi Monte Carlo. Bandung. ITB Bandung.

8. Diptagama, I Wayan (2008).Skripsi: Analisis Konsekuensi Kegagalan

Secara Kuantitatif Pada Onshore Pipeline berdasarkan API 581 BRD.

Bandung . ITB

9. Denny A. Jones. (1997). Principles and Prevention of Corrosion, 2nd Ed.

Singapore: Prentice Hall International, Inc.

10. K.R. Trethewey and J. Chamberlain. (1995). Corrosion for Science and

Engineering 2nd Edn, Longman (UK).

11. http://www.keytometals.com/articles/art60.htm

12. http://corrosion.kaist.ac.kr/download/2007/chap01.pdf

13. Corrosion of Iron” www.corrosion-doctors.org.


62


14. UK HSE OTR No. 044, Review of Corrosion Management for Offshore

Oil and Gas Processing, 2001

15. Roberge, Pierre R. Handbook of Corrosion Engineering. McGraw-Hill

16. Shreir, L.L. Corrosion Volume 2 Corrosion Control. 3rdedition.

Butterworth Heinemann

17. C. L. Durr and J.A Beaver. (1998). Technique for assesment of soil

corrosivity. Paper No. 667. Corrosion 98. NACE Internasional.

18. Muttaqin, Rahmat Akbar (2008).Skripsi: Pemanfaatan Metode Monte

Carlo Untuk Analisis Perubahan Lahan Secara Spasial. Bandung . ITB

19. Folga, S.M.(2007).Natural Gas Pipeline Technology Overwiew.U.S

Department of Energy. USA.

20. Alfon S, Patuan.(2010). Penelitian I Disertasi: Pengembangan Metode

Inspeksi Berbasis Resiko Pada Pipa Transmisi Gas Onshore.UI.Depok.

21. Parisher, Roy A.(2002).Book:Pipe Drafting and Design.Woburn, MA.

Gulf Profesional Publishing.

22. www.pipe-fitting.net/video.html###. Diakses pada 19 Mei 2011

23. Rosyid, D.M.(2007).Pengantar Rekayasa Keandalan. Surabaya: Airlangga

University Press.

24. Ihsan, dkk.(2002).Analisis Pengaruh Jenis Tanah Terhadap Tegangan

Permukaan Tanah.Yogyakarta.Jurnal Teknik Elektro Emitor.

25. Canadian Association of Petroleum Produces.(2009).Mitigation of

External Corrosion on Buried Pipeline System.Alberta,Canada.

26. Nizamn, Mohd Saiful (2009). Cathodic Protection 0f Underground Steel

Pipelines By Using Sacrificial Anodes.Pahang. Malaysia


63


27. Restudy, Julain. (2008). Skripsi: Studi Morfologi Mikrostruktur Baja

HSLA.FTUI. Depok

28. Salam, Chairully. (2011). Skripsi: Analisis Keanadalan Pipa Elbow Akibat

Korosi Eksternal Pada Jalur Pipa Transmisi Gas Dengan Menggunakan

Simulasi Monte Carlo.FTUI. Depok

29. Prameswari, Bunga. (2008). Skripsi: Studi Efektifitas Lapis Galvanis

Terhadap Ketahanan Korosi Pipa Baja ASTM A53 Di Dalam Tanah

(Underground Pipe).FTUI. Depok

30. Arief, Farhan. (2010). Skripsi: Studi Pengaruh Konsentrasi Inhibitor

Organik Ramah Lingkungan Untuk Material Baja Karbon Rendah Pada

Lingkungan Air Laut.FTUI. Depok



LAMPIRAN


65


LAMPIRAN A

PETA JALUR PIPA TRANSMISI MILIK PT.X


66


LAMPIRAN B

Gambar Penelitian

Pengambilan Sampel Tanah

Pengujian Ph dengan pengujian Insitu


67


Instalasi Resistance Testers


68


Gambar Pengujian Polarisasi

Gambar Sampel pipa lurus


69


LAMPIRAN C

GRAFIK HASIL PENGUJIAN POLARISASI PIPA

C.1 Grafik Hasil Polarisasi Pada Segmen I (Dari atas ke bawah: Km. 14, 13.5, dan 15)


70


C.2 Grafik Hasil Polarisasi Pada Segmen II (Dari atas ke bawah: Km. 42, 23, dan 13)


71



72


C.3 Grafik Hasil Polarisasi Pada Segmen III (Dari atas ke bawah: Km. 15, 21, dan 31)


73



analisis keandalan pipa lurus akibat korosi...

Documents