Jurnal Tugas Akhir

1

MANAJEMEN KOROSI BERBASIS RISIKO PADA PIPA PENYALUR GAS

Yomimas P Pradana1, Daniel M Rosyid 2, Joswan J Soedjono2

1) Mahasiswa Jurusan Teknik Kelautan, FTK – ITS, Surabaya 2) Staf Pengajar Jurusan Teknik Kelautan, FTK – ITS, Surabaya

Jurusan Teknik Kelautan Fakultas Teknologi Kelautan Institut Teknologi Sepuluh Nopember

Kampus ITS Keputih Sukolilo – Surabaya 60111 E-mail : ayom.pradana@gmail.com

Abstrak Korosi merupakan masalah yang serius dalam dunia material dan sangat merugikan karena dapat mengurangi kemampuan suatu konstruksi dalam memikul beban. Tugas akhir ini membahas mengenai taksiran prioritas resiko dan manajemen korosi pada pipa penyalur gas. Dengan adanya bahasan ini diharapkan dapat mengetahui tingkatan resiko yang terjadi pada pipa gas milik PGN yang disebabkan oleh beberapa failure mode, antara lain : failure of coating, soil corrosivity,dan failure of cathodic protection sehingga bisa mempermudah dalam langkah perbaikan. Untuk menghitung peluang kegagalan dari masing-masing sebab digunakan metode Fault Tree Analysis (FTA), sedangkan konsekuensi di dapat dari biaya perbaikan. Dari bahasan ini didapat peluang terjadinya korosi pada pipa penyalur gas sebesar 5,037E-4 dengan resiko korosi yang terjadi pada pipa berada pada kategori low. Konsekuensi lain yang terjadi adalah sisa umur anoda yang hanya mampu memproteksi selama 8,4 tahun. Maka di dapat Risk Priority Number t er t in gg i pada kerusakan testbox sebesar 450 dan terkecil untuk kerusakan wire connection sebesar 24. Sehingga yang menjadi prioritas dalam perbaikan adalah kerusakan yang disebabkan hilangnya testbox. Sistem mitigasi merupakan salah satu cara yang diterapkan dalam manajemen korosi, sistem yang digunakan menggunakan metode Failure Mode Effects and Criticality Analysis (FMECA). Kata kunci : Korosi, Resiko, Failure Mode Effects and Criticality Analysis, Fault Tree Analysis, Risk Priority

Number.

1. PENDAHULUAN

Korosi merupakan masalah yang serius dalam dunia material dan sangat merugikan karena dapat mengurangi kemampuan suatu konstruksi dalam memikul beban. Usia bangunan konstruksi menjadi berkurang dari waktu yang sudah direncanakan. Tidak hanya itu apabila tidak diantisipasi lebih awal maka akan mengakibatkan kerugian-kerugian yang lebih besar antara lain bisa menimbulkan kebocoran, mengakibatkan berkurangnya ketangguhan, robohnya suatu konstruksi, meledaknya suatu pipa/ bejana bertekanan dan mungkin juga dapat membuat pencemaran pada suatu produk.

Kerugian korosi ini tentu saja dapat mengakibatkan biaya pemeliharaan membengkak, kapasitas produksi menurun, produksi berhenti atau total shutdown, menimbulkan kontaminasi pada produk, mengakibatkan klaim akibat delivery yang tidak tepat jadwal, pencemaran lingkungan, gangguan kesehatan dan keselamatan kerja, serta kerugian-kerugian non- wujud lainnya. Pada umunya korosi yang paling banyak terjadi adalah korosi oleh udara dan air [1].

Permasalahan utama yang tampak pada gambar 1.1 adalah korosi. Untuk mengatasi permasalahan korosi maka perlu dilakukan suatu perangkat yang dapat memberikan suatu solusi dan terintegrasi berbagai metode pengendalian dan penanggulangan masalah

Gambar 1. 1 Komposisi Kegagalan (Sumber : http://projects.propublica.org/pipelines)

korosi termasuk juga dengan memperhitungkan kepentingan perusahaan sehingga dapat memperkecil resiko. Agar resiko tidak berkembang, maka dapat di atur supaya berada dalam tingkatan yang terkendali. Perangkat penanganan permasalahan tersebut adalah dengan menerapkan manajemen korosi. Manajemen korosi terkadang dipandang sebagai bagian organisasi yang hanya mengelola berbagai aktivitas rutin terkait desain, inspeksi dan pemeliharaan

Jurnal Tugas Akhir

2

aktifitas yang hanya mengelola beberapa aktifitas rutin terkait desain, inspeksi dan pemeliharaan peralatan industri. Padahal sistem manajemen seharusnya dipandang sebagai sebuah metode yang memberikan keuntungan dan manfaat bagi lingkungan, keamanan, produktifitas dan kualitas[2].

2. DASAR TEORI

Korosi dapat diartikan pencernaan logam oleh keadaan sekitar. Keadaan sekitar dapat diartikan udara lembab, bahan kimia, air laut, gas dan sebagainya[3].

Dalam korosi perlu diperhatikan adanya 4 komponen yang menjadi penyebab terjadinya korosi yaitu: 1. Katoda (elektroda positif) atau kation (ion

positip dalam bentuk mikro) Merupakan bagian yang terkorosi dan akan melepaskan elektron-elektron dari atom-atom logam netral yang membentuk ion-ion.

2. Anoda (elektroda negatif) atau anion (ion negatip dalam bentuk mikro) Merupakan bagian yang tidak mengalami korosi walaupun menderita kerusakan.

3. Media elektrolit sebagai penghubung Istilah yang diberikan pada larutan yang bersifat menghantarkan arus listrik. Larutan ini mempunyai harga konduktivitas tertentu.

4. Hubungan listrik Antara katoda dan anoda harus ada hubungan listrik agar arus di dalam sel korosi dapat mengalir. Hubungan secar fisik tidak diperlukan jika anoda dan katoda merupakan bagian logam yang sama.

Korosi telah didefinisikan sebagai penurunan mutu logam akibat reaksi elektrokimia dengan lingkungannya. Pada kebanyakan situasi, praktis serangan ini tidak dapat dicegah tetapi hanya dapat mengendalikan sehingga struktur atau komponen tinjauan mempunyai massa yang lebih panjang. Dengan dasar pengetahuan tentang elektrokimia proses korosi yang dapat menjelaskan mekanisme dari korosi, dapat dilakukan usaha-usaha untuk pengendalian korosi. Berikut ini adalah cara-cara yang paling penting dalam rangka mengendalikan korosi [4].antara lain:

• Modifikasi Rancangan • Modifikasi Lingkungan • Pemberian Lapisan pelindung • Pemilihan Bahan • Proteksi katodik atau anodik

Proteksi Katodik Suatu material akan mengalami pengkaratan apabila material tersebut berfungsi sebagai anoda dalm sel galvanik. Sedangkan material yang berfungsi sebagai katoda todak mengalami proses pengkaratan. Oleh karena itu pencegahan dapat dilakukan dengan cara menjadikan material yang akan dilindungi sebagai katoda. Pada umumnya proses korosi dimulai dengan

terbentuknya ion-ion positif (anoda) dari atom bahan yang bersangkutan, yang kemudian dengan pelepasan beberapa muatan elektronnya. Hal ini terjadi karena perbedaan potensial antara satu bagian dengan bagian lainnya dari bahan tersebut. Dalam istilah elektrokimia yang melibatkan masukan elektron pada baja, dapat menggunakan dua cara : (i) Dengan pemberian arus melalui sumber

eksternal, ini disebut metode impressed current biasa disebut ICCP (Impressed Current Cathodic Protection)

(ii) Dengan membentuk sel galvanik dengan mengorbankan logam yang memiliki potensial lebih negatif dari baja untuk diserang. Cara ini disebut sebagai metode anoda korban atau sering disebut SACP (Sacrificial Anodes Cathodic Protection)

Keuntungan dari metode impressed current adalah : (i) Voltase tinggi yang dikendalikan

dihubungkan untuk mengefisiensi perlindungan struktur-struktur besar

(ii) Lebih sedikit anoda yang diperlukan (iii) Mampu memberikan kontrol yang lebih baik

untuk memberikan performa yang optimal. Kerugiannya adalah : (i) Power dc. kontinyu harus tersedia (ii) Kesalahan bisa terjadi pada arah koneksi; ini

bisa membuat laju korosi lebih cepat dari pada proteksinya

(iii) Pengawasan level tinggi diperlukan (iv) Kontrol yang rendah bisa mengakibatkan

proteksi berlebihan dan memungkinkan terjadinya masalah pada pelapisan dan baja tegangan tinggi.

(v) Pada lingkungan agresif seperti di laut utara, kerusakan fisik yang akan lebih menimbulkan masalah dibandingkan dengan anoda korban.

Keuntungan dari metode anoda korban adalah : (i) Dapat dipakai meskipun tidak ada tegangan (ii) Proteksi berlebihan tidak akan terjadi (iii) Lebih sedikit pengawasannya dan lebih murah (iv) Kemudahan dalam instalasi dan anoda bisa

ditambahkan bila proteksi yang sudah ada ternyata tidak cukup

(v) Anoda tidak mungkin terpasang secara salah, beda halnya jika arus dipasang dengan salah arah, akan mengakibatkan penambahan korosi sebagai ganti dari proteksinya.

Kerugiannya adalah: (i) Ketersediaan arus tergantung pada luasan anoda,

sehingga pada struktur yang berukuran besar akan membutuhkan banyak anoda

(ii) Ada batasan untuk keberadaan voltase yang dikendalikan dan ini adalah transaksi yang menguntungakan yang lebih rendah dari sistem impressed current

(iii) Permintaan akan lingkungan dengan tingkat konduktif yang tinggi bukanlah masalah dalam lingkungan laut tapi menjadi masalah di tanah.

Jurnal Tugas Akhir

3

Pengecatan (coating) Proses ini merupakan suatu cara perawatan yang digunakan pada struktur-struktur bangunan, baik pada onshore maupun offshore. Coating merupakan teknik pengendalian korosi secara pasif dan biasa digunakan sebagai perlindungan utama (primary protection) terhadap korosi. Coating bertujuan untuk membentuk lapisan kontinyu di seluruh permukaan pipeline yang akan dilindungi. Tujuannya adalah untuk mengisolasi pipeline dari kontak langsung dengan elektrolit disekitarnya dan menempatkan resistansi elektrik yang tinggi sehingga elekrokimia tidak terjadi. Analisa Risiko Risiko adalah bentuk ketidakpastian yang terjadi pada setiap keadaan. Secara umum risiko dapat diartikan sebagai suatu keadaan yang dihadapi seseorang atau perusahaan dimana terdapat kemungkinan yang merugikan. Sesuatu yang tidak pasti (uncertain) dapat berakibat menguntungkan atau merugikan. Tetapi ketidakpastian yang menimbulkan kemungkinan menguntungkan dikenal dengan istilah peluang (Opportunity, sedangkan ketidak pastian yang menibulkan akibat yang merugikan dikenal dengan istilah risiko (Risk). Pada dasarnya proses dari analisa risiko ini terdiri dari empat langkah dasar antara lain :

1. Identifikasi Bahaya 2. Perkiraan Frekuensi 3. Perkiraan Konsekuensi 4. Evaluasi Risiko

Fault Tree Analysis (FTA) adalah metode yang digunakan untuk mengidentifikasi "semua sebab" yang mungkin (kegagalan komponen atau kejadian kegagalan lainnya, yang terjadi sendirian atau bersama-sama) menyebabkan kegagalan sistem, dan memberi pijakan perhitungan peluang kejadian kegagalan tersebut. Sebuah Fault Tree memperlihatkan, dalam bentuk grafis, hubungan logis antara sebuah mode kegagalan sistem (dinamakan TOP event) dan sebab-sebab kegagalan dasar (dinamakan PRIME event), dengan menggunakan simbol-simbol AND atau OR. Sebuah gerbang AND berarti bahwa semua kejadian di bawah gerbang harus terjadi agar kejadian diatas gerbang tersebut terjadi. Sebuah gerbang OR berarti bahwa salah satu saja kejadian di bawah gerbang harus terjadi agar kejadian diatas gerbang tersebut terjadi [5]. Risk Priority Number Metode ini digunakan untuk memprioritaskan item daripada memerlukan perencanaan kualitas tambahan atau tindakan. Setelah ini dilakukan, sangatlah mudah untuk menentukan bidang kepedulian terbesar. Modus kegagalan yang memiliki RPN tertinggi harus diberikan prioritas tertinggi untuk tindakan korektif. Ini berarti tidak selalu mode kegagalan dengan angka keparahan tertinggi yang harus ditangani terlebih dahulu. Ada pula yang angka keparahannya rendah tetapi yang terjadi lebih sering dan kurang terdeteksi. Nilai RPN menunjukkan keseriusan dari potential failure, semakin tinggi nilai RPN maka menunjukkan semakin bermasalah. Tidak ada angka acuan RPN untuk melakukan perbaikan. Segera lakukan perbaikan

terhadap potential cause, alat kontrol dan efek yang diakibatkan. Severity merupakan suatu penilaian dari seberapa serius efek dari mode kegagalan potensial terhadap pelanggan 3. ANALISA DAN PEMBAHASAN 3.1 Identifikasi Hazard

Tabel 3.1 Data Pipa Grade API 5L Grade B Jenis ERW Diameter 12 inci (323.9 mm) Panjang Pipa 12.000 m Tahanan Tanah (avr) 2348ohm.cm Jumlah anoda 40 Segmen Pipa Margomulyo-Cerme

Pengidentifikasian sebab pada permasalahan ini diasumsikan menjadi dua yakni terkelupasnya coating dan fungsi anoda yang tidak optimal. Dari kedua sebab tersebut akan di break down kembali sehingga mendapatkan trigging event atau unit sebab. Istilah tersebut digunakan untuk membedakan antara yang sebab global dengan sebab yang lebih detail. Berikut adalah tabel identifikasi penyebab korosi

Tabel 3.2 identifikasi sebab terjadinya korosi

3.2 Perhitungan Frekuensi 3.2.1 Fault tree analysis Pada identifikasi FTA ini top event adalah peluang adanya korosi yang terjadi pada yang terjadi akibat beberapa failure mode. Berikut gambar 3.1 adalah fault tree analysis yang terjadi pada pipa PGN

External Corrosion

Failure of Cathodic

ProtectionFailure of Coating

Kerusakan Test Box

Kabel anoda

Kesalahan Pemasangan

Potensial Anoda tidak memadai

Dimakan Bakteri

Poor Wire Connection

Insulating joint bocor

B C

Bad Coating

Poor Coating

Application

Human Activity

D F

Soil Corrosivity

Tidak ada Potensial Pada

anoda

Pipeline Leak

Soil Corrosivity

OR

AND

A

E

OR OR

OR OR OR

Gambar 3.1 Fault tree analysis

Jurnal Tugas Akhir

4

3.2.2 Perhitungan Peluang Kegagalan Dengan menerapkan sistem operasi aljabar yang sesuai dengan kondisi yang diberikan pada model FTA maka dapat dilakukan perhitungan frekuensi atau peluang terhadap rentetan kejadiannya. Tabel 3.2 adalah kerusakan yang terjadi pada sistem perlindungan berdasarkan informasi bagian engineering tahun 2012

Tabel 3.3 Probability of failure Peluang kejadian seperti adanya bakteri yang mempengaruhi coating sangat sulit untuk dicari mengingat pipa terkubur dalam tanah. Sehingga di ambil asumsi berdasarkan pihak engineering yang berpengalaman dengan range antara 1E-4 sampai 1E-6 Adapun perhitungan untuk menentukan peluang adalah sebagai berikut :

• Perhitungan tingkat bawah

• Perhitungan tingkat lanjut

• Perhitungan top event

Dari hasil perhitungan resiko menggunakan

metode Fault tree analysis (FTA) tersebut dapat diketahui bahwa dalam satu tahun peluang terjadinya korosi pada pipa akibat kerusakan perlindungan korosi sebesar 5.037E-4

3.3 Konsekuensi 3.3.1 Konsekuensi Biaya Perbaikan . Untuk mengetahui biaya kerusakan pada perbaikan kerusakan pada pipeline 12” maka dalam hal ini saya mengacu pada patokan harga satuan pekerjaan distribusi tahun 2012

Jenis Perbaikan Total Harga (Rp) Test box dan kabel anoda 22.626.803,97 Kesalahan pemasangan anoda 310.141,60 Poor wire connection 166.474,02 Insulating joint 1.484.374,69 Soil corrosivity 1.484.374,69 Poor coating application 175.756,24 Human activity 175.756,24

Total 26.423.681,45 Dengan hasil sebagai berikut dapat dihitung bahwa konsekuensi kegagalan yang diakibatkan pada pipa penyalur gas akibat korosi adalah ± Rp 26.423.681,45 Dari penentuan kategori Pof dan kategori konsekuensi resiko biaya di atas maka bisa didapatkan matriks resiko. Dengan menggunakan rumus umum seperti yang ada di bawah maka hasil matriks resiko dapat dilihat sebagai berikut

Tabel 3.4 Matriks Resiko Pipeline

3.3.2 Konsekuensi Umur Anoda Resiko pada pipa terjadi korosi memang besar, tetapi resiko ini masih dapat di proteksi oleh anoda korban yang masih bekerja pada pipa sehingga apabila korosi terjadi yang pertama kali terkorosi ada pada anoda. Hanya saja jika kerusakan dibiarkan secara terus menerus, anoda korban yang bekerja sudah berkurang dari jumlah anoda pada waktu desain awal desain sehingga umur anoda yang diperhitungkan di awal desain pasti akan berubah. Oleh karena itu di perlukan perhitungan sisa umur anoda yang masih bekerja pada pipa.

Perhitungan Umur Proteksi Katodik Berdasarkan Arus

1. Luas Permukaan Pipa Pada tahap desain yang harus diketahui adalah luas permukaan pipa yang harus di proteksi dengan estimasi coating breakdown selama umur desain (20tahun) adalah 5% dari luas keseluruhan pipa.

A = π x OD x L

Jurnal Tugas Akhir

5

A = 3.14 x 0.3238 x 12.000

= 12.200,784 m2

Luas permukaan pipa yang mengalami cacat asumsi 5%

A1 = 5% x A = 5% x 12.200,784 = 610.0392 m2

3. Menghitung kebutuhan arus proteksi Untuk mengetahui jumlah arus proteksi yang dapat melindungi pipa dari serangan korosi diketahui dengan mengansumsikan bahwa 5% dari permukaan pipa akan mengalami cacat coating selama pipa tersebut dioperasikan (20 tahun). Juga diperlukan arus proteksi dari anoda sebesar 5mA untuk memproteksi 1 m2 pipa yang mengalami cacat coating I = 5 mA x A1 = 5 mA x 610.0392 m2 = 3050,196 mA = 3.05019 A

4. Menghitung Tahanan dari tiap anoda Tabel 3.5 Data-data anoda :

No Keterangan Merk 1

CORRPRO INC Magnesium

1 Panjang Anoda 50.8 cm 2 Diameter Anoda 12.7cm 3 Berat Anoda 32lb 4 Konstanta Anoda 0.116 5 Faktor Utilisasi 85% 6 Efisiensi Anode 50% 7 Potensial Anode 1550 mv

𝑅𝑅ℎ = 𝑃𝑃

2𝜋𝜋𝜋𝜋�ln

4𝜋𝜋𝐷𝐷− 1�

Dimana : Rh = Resistansi groundbed anoda atau tahanan anoda

yang dipasang horizontal (ohm) Ρ = Tahanan tanah sepanjang jalur pipa (ohm/cm) L = Panjang anoda (cm) D = Diameter anoda Sehingga : Rh = 8.54001 ohm

5. Menghitung keluaran arus anoda (Driving Voltage) DV = E = Potensial Anoda - Potensial minimum

proteksi (850 mV) D = 700 mV

6 Menghitung arus keluaran anoda

I = 81.967 mA = 0.081967 A

7. Menghitung jumlah anoda yang dibutuhkan Jumlah anoda ditentukan dengan meperhatikan jumlah arus proteksi yang dibutuhkan pipa di bagi dengan arus keluaran anoda.

N = 37.212 = 38 buah

10. Verifikasi jumlah anoda Hasil perhitungan jumlah anoda berdasarkan berat diperiksa kembali dengan perhitungan berdasarkan kapasitas arus anoda sebagai berikut : Wa x Na ≥ Wt → OK Wa x Na < Wt → Tidak Ok → Ubah Desain Wt = Ip x Y x Cr / u Dimana Wt = Berat total anoda yang dibutuhkan selama desain 20 tahun Ip = Kebutuhan arus proteksi Y = Usia desain Cr = Laju konsumsi anoda 7.96 kg/A.th Uf = Faktor Utilisasi Hasil Perhitungan verifikasi jumlah anode berdasarkan berat sebagai berikut

Tabel 3.6 Perhitungan Berat Anoda

Dalam desain proteksi katodik selama 20 tahun dibutuhkan 40 buah anoda. Jika dalam perjalanan waktu selama 5 tahun sisa anoda yang bekerja dapat dihitung

Kehilangan berat anoda yang bekerja selama 5 tahun

Wk = Cr x Ip x Tahun berjalan Wk = 7.96 x 3.05019 x 5 = 121,39756 kg

Sisa berat total anoda selama 5 tahun = 580 – 121,39756 = 458,60244 kg Jika di asumsikan laju korosi merata pada semua

anoda maka berat masing-masing anoda selama 5 tahun adalah 11.465 kg.

Tabel 4.13 Hasil Pengukuran Kinerja Proteksi

Katodik Potensial Pipa 1.106 s.d 1.325 (-Volt) vs

Cu/CuSO4 Potensial Casing 1.150 (-Volt) vs Cu/CuSO4 Potensial Anoda 1.568 s.d 1.633 (-Volt) vs

Cu/CuSO4 Potensial Proteksi 1.196 s.d 1.450 (-Volt) vs

Cu/CuSO4 Arus Anoda

(21buah) 110 – 234mA dan rata-rata

per anoda 161.2mA Berdasarkan hasil pengukuran menunjukkan

bahwa arus anoda rata-rata setelah pemakaian 5 tahun adalah 0.1612 mA, sehingga umur proteksi saat ini dengan pendekatan rumus empiris adalah sebagai berikut :

T = ( W x Q x Uf ) / (Ia x 8760)

Jurnal Tugas Akhir

6

Dimana :

T : Umur Anoda, tahun W : Berat Anoda 8760 : Konversi 1 tahun ke jam Uf : Utility factor

Ia : Arus anoda , Amp Q : Kapasitas arus anoda Mg yaitu

1230 Amp.Hr../Kg Dengan menggunakan pendekatan tersebut, untuk

keluaran arus rata-rata anoda adalah 1.612 mA, maka umur anoda diperoleh

T = (11.465 x 1230 x 0.85 ) / (0.162 x 8760 ) = 8.4 Tahun Sehingga dapat disimpulkan dengan sisa anoda

yang bekerja sebanyak 21 anoda hanya mampu memproteksi pipa sampai 8.4 tahun lagi

3.4 Manajemen Resiko Menggunakan Metode Failure Mode Effects and Criticality Analysis (FMECA)

Manajemen resiko dilakukan dengan menggunakan Failure Moode Effect an Criticality Analysis (FMECA), namun dalam pengerjaannya perlu dikategorikan nilai sevirity dan occurance, kategori penilaian tersebut diperoleh dari perhitungan resiko di atas Risk Priority Number = Severity x Occurance

3.4.1 Kriteria Resiko Dalam penentuan kriteria resiko berdasarkan pada severity dan occurance. Berikut ini adalah ketentuan dari severity dan occurance. A. Ketegori Severity Severity merupakan dampak/akibat yang terjadi dari setiap bahaya potensial. Berikut ini adalah parameter-parameter dala penentuan kategori severity. 1. Sejarah Kerusakan 1 = Belum pernah terjadi kerusakan 10 = Pernah terjadi kerusakan 2. Peraturan 1 = Tidak ada peraturan yang mengaturnya 10 = Ada peraturan yang mengaturnya 3. Nilai kerugian 1 = X < Rp. 500.000,00

3 = Rp. 500.000,00 ≤ X < Rp. 5.000.000,00 5 = Rp. 5.000.000,00 ≤ X < Rp 10.000.000,00

B. Occurance Merupakan peluang terjadinya suatu kejadian. Dalam hal ini peluang terjadinya suatu kejadian dihitung berdasarkan kejadian per tahun dengan membandingkan kejadian serupa yang pernah terjadi pada daerah lain. 1. Kemungkinan terjadi 1 = Hanya terjadi pada kondisi-kondisi tertentu 5 = Mungkin terjadi pada kondisi normal, tidak

rutin 10 = Terjadi sering pada kondisi normal 2. Pengendalian 1 = Ada pengendalian dan cukup 5 = Ada pengendalian dan tidak cukup 10 = Tidak ada pengendalian

Tabel 3.7 Tabel Peringkat RPN Rank Failure Mode RPN 1 Kerusakan test box dan

kabel anoda 450

2 Kesalahan pemasangan 210 3 Soil corrosivity 140 4 Human activity 120 5 Poor coating application 28 6 Kerusakan insulating joint 28 7 Poor wire connection 24

Salah satu sheet manajemen dengan metode FMECA

Gambar 3.2 Datasheet FMECA 4.Kesimpulan Dari bahasan ini didapat peluang terjadinya korosi pada pipa gas sebesar 5.037E-4 dengan resiko korosi berada pada kategori low. Konsekuensi lain adalah sisa umur sistem proteksi anoda yang hanya mampu memproteksi selama 8.4 tahun. Risk Priority Number tertinggi pada kerusakan test box sebesar 450 dan terkecil untuk kerusakan Wire Connection sebesar 24. Sehingga yang menjadi prioritas dalam perbaikan adalah kerusakan yang disebabkan hilangnya test box.

UCAPAN TERIMAKASIH Penulis mengucapkan terimakasih kepada Bapak Daniel M. Rosyid dan Bapak Joswan J, Soedjono selaku dosen pembimbing yang telah banyak membimbing dan membantu dalam pengerjaan tugas akhir ini. Serta tidak terlepas dari bantuan serta dorongan moral maupun material dari banyak pihak baik secara langsung maupun tidak langsung.

DAFTAR PUSTAKA [1] Fontana. Mars.G.1987. National Association of

Corrotion Engineering (NACE) Standart.Tokyo : McGraw-Hill Book Company

[2] Ikhsan,Ilmi.2008. Sistem Manajemen Korosi dan

Studi Aplikasinya untuk Pipa Penyalur Gas Lepas Pantai Yang Beresiko Top of Line Corrosion. Mechanical Engineering : ITB.

[3] Beumer.1985.Ilmu Bahan Logam Jilid 1.Bharata

Karya Aksara : Jakarta [4] Trewetey,Kenneth R, dan John Chamberlain.

1991. Korosi untuk Mahasiswa Sains dan Rekayasawan. Jakarta : Gramedia Pustaka Utama

[5] Rosyid, D.M. 2007. Pengantar Rekayasa

Keandalan, Airlangga University Press : Surabaya