Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKFasilitas minyak dan gas bumi yang telah mengalami penuaan atau aging beresiko mengalami kerusakan atau dalam bahasa ilmu material sebagai kegagalan. Kegagalan ini dapat menyebabkan kerugian yang besar. Salah satu penyebab terbesar dari kegagalan pada anjungan minyak dan gas terutama pada sistem perpipaan adalah korosi. Manajemen korosi diperlukan supaya menjaga sistem perpipaan dari kegagalan, salah satu bentuknya adalah perlakuan inspeksi. Penggunaan inspeksi dengan metode dengan berbasis resiko RBI disebutkan lebih efisien dan tepat dibandingkan metode inspeksi yang sebelumnya. Dalam melaksanakan RBI memerlukan beberapa data, terutama RBI pada sistem perpipaan seperti data kondisi lingkungan, data kondisi operasi perpipaan, kecepatan aliran pipa, data inspeksi pemeliharaan, ditambah dengan data primer yang terkini. Hasil penelitian menunjukkan dengan menggunakan RBI peneliti dapat mengetahui tingkatan resiko pada pipa menunjukkan pada medium-high, efek dari kegagalan pipa BA yaitu tumpahan fluida dengan luas daerah sebesar 9714 ft2, pipa BA lebih berpeluang terjadi kegagalan dikarenakan korosi. Resiko pipa BA bisa diturunkan dengan menurunkan tingkat korosifitas fluida yang mengalir di dalam pipa dan menambahkan jenis mitigasi.

---

ABSTRACTOil and gas facilities that have aging having risk of damage or in materials science called a failure. This failure can cause a great loss. One of the biggest causes of failures on oil and gas platforms, especially in piping systems are corrosion. Corrosion management is required in order to keep the pipeline of the failure, one of the work to do is the inspection. Using risk based inspection RBI is the more efficient and precise than previous inspection methods. In implementing the RBI requires some data, particularly RBI in pipeline systems such as environmental conditions data, the data pipeline operating conditions, maintenance inspection data, coupled with recent primary data. The results says that with RBI writer can understand the risk of pipe ba was medium high, the effect of failure on ba pipe is flood of its fluids with area of 9714 ft2, he risk of ba pipe could be decreased if the corrosivity of the fluid is lowered, and adding some other corrosion mitigation."

"ABSTRAKPipa API 5L Grade B adalah pipa yang digunakan sebagai penyalur pada industri minyak (BBM), gas dan industri kimia. Pengujian dibatasi oleh medium air hujan, air pantai dan air laut tengah di daerah Tanjung Priok. Sampel pipa diuji kekuatan mekanisnya (uji tarik) untuk mengetahui nilai tensile strength, menggunakan standar ASTM E8. Kemudian dilakukan pengujian Mikroskop Optik dan SEM untuk mengetahui struktur mikro. Analisa fasa dan struktur kristalnya dilakukan dengan pengujian XRD. Pengujian laju korosi menggunakan metode polarisasi potensiodinamik G102-99. Terhadap pipa bekas pakai yang sudah terkorosi di area tersebut, dilakukan pengujian Mikroskop Optik, XRD, SEM dan EDX untuk melihat struktur mikro dan komposisi kimia senyawa produk korosi yang terbentuk. Hasil penelitian menunjukkan terjadinya korosi merata, korosi batas butir, korosi celah dan korosi sumuran. Laju korosi paling besar terjadi di lingkungan pantai, yaitu sebesar 2.29 mpy, di laut dalam 1.96 mpy dan laju korosi paling rendah terjadi oleh air hujan, sebesar 0,45 mpy. Hal ini disebabkan karena di lingkungan pantai salinitas dan kandungan zat padat yang terlarut lebih tinggi.

---

ABSTRACT

The pipe API5L Grade B is the pipe used as distributors for oil industries , gas and chemical industries. The test is limited by the medium of rain water, coastal water and middle sea water in Tanjung Priok. The pipe sampling is tested for mechanism strength to get tensile strength value by using the standard of ASTM E 8. The test then continued to optical microscope test and scanning electron microscopy (SEM) to get the micro structure orientation. The phase and crystal structure analysis was carried by x-rays diffraction (XRD) test. The analysis of corrosion accelerator was carried by the metod of potentiodynamic polarization G102-99. The corroded used pipe in the area then had optical microscopy tests, XRD, SEM and EDX to get the microstructure and chemical composition of the corrosion products compound formed. The test result shows the occurance of prevalent corrosions, intergranular corrosions, crevice corrosions and pitting corrosions. The biggest corrosions accelerated in the coastal water area wich about 2.29 mpy, in the dept sea for about 1.96 mpy and the lowest is in the area of rain water with 0.45 mpy. This is due to the salinity of the coastal area and the content of dissolved solid is higher."

"Terjadi kegagalan pada pipa yang menyalurkan air ke system injeksi air pada sebuah instalasi geothermal. Kegagalan yang terjadi berupa kebocoran pada pipa bagian T. Analisis dilakukan dengan pengambilan sample air dan pipa yang mengalami kegagalan. Pengujian yangdilakukan adalah pengujian komposisi air, pengujian indeks saturasi, pengamatan visual sample pipa, pengujian komposisi pipa, pengujian kekerasan, pengujian komposisi produk korosi pipa dan pengujian polarisasi. Dari pengujian dan analisis yang dilakukan, dapat diambil kesimpulan kerusakan yang terjadi pada pipa disebabkan oleh korosi-erosi. Kombinasi korosi dan erosi menyebabkan pipa mengalami kerusakan yang jauh lebih cepat daripada yang seharusnya.

---

There were a failure in the pipeline injection system in a geothermal installation. The failure took form of leak in part T. Analysis is done by taking sample of water and the failed pipe. The tests include water compositon test, saturation index test, visual test for pipe sample, pipe composition test, hardness test, corrosion product composition test and polarization test. From the test results and analysis, it can be concluded that the failure in pipe were done by corrosion-erosion. The combination of corrosion with erosion causing the pipe to fail faster than the calculation."

"Sebuah pipa elbow yang merupakan komponen sistem pengikjeksi kondensat dari pembangkit energi geothermal mengalami kebocoran pada bagian lasannya. Sistem ini digunakan untuk menginjeksikan kondesat yang berasal dari menara pendingin ke dalam bumi melalui sumur injeksi. Kondisi pipa telah mengalami proses korosi pada seluruh permukaan dalam pipa dan penipisan pada dindingnya. Analisis dilakukan dengan pengambilan sampel air dan pipa yang mengalami kegagalan. Pengujian yang dilakukan adalah pengujian komposisi air, pengujian indeks korosifitas, pengamatan visual sampel pipa, pengukuran ketebalan sampel pipa, pengujian komposisi pipa, pengujian kekerasan, pengujian komposisi produk korosi pipa dan pengujian polarisasi. Hasil analisa menunjukkan bahwa penyebab dari terjadinya kerusakan pada pipa elbow ini adalah karena terjadinya sel differential aerasi pada daerah dibawah produk korosi yang menyebabkan terjadinya korosi di bawah kerak (under scale corrosion).

---

There were a failure in the elbow pipe of injection condensate system. The failure took form of a leakage in the weld part. This system was used to inject the condensate which came from cooling tower to the earth back by injection well. The condition of the pipe has experienced of corrosion process at overall of the surface and wall thinning.

Analysis is done by taking sample of water and the failed pipe. It was carried out by several testing such as water composition test, saturation index test, visual test for pipe sample, measurement of pipe wall, pipe composition test, hardness test, corrosion product composition test and polarization test.

The result of this analysis, shows that the failure in pipe is caused by aerated differential cell under the deposit, it?s due to the under scale corrosion was occur."

"Material pipa baja karbon API 5Lgrade B merupakan pipa baja yang banyak digunakan dalam industry minyak dan gas bumi. Jenis pipa tersebut sering terjadi kerusakan yang disebabkan oleh korosi internal. Penelitian ini dilakukan pada unit FGR karena terjadinya internal korosi yang tinggi. Penelitian ini dilakukan dengan metoda Risk Based Inspection untuk mengetahui tingkat risiko pada unit tersebut. Peneliti menganalisis perilaku korosi sampel pipa terkorosi API 5L grade B berupa struktur mikro, perubahan sifat mekanik dan perubahan komposisi kimia yang dibandingkan dengan pipa yang baru dan belum terkorosi. Dari hasil penelitian tersebut didapatkan bahwa pipa penyalur pada unit FGR tersebut penilaian tingkat risiko yang didapatkan adalah medium risk dengan analisis komposisi kimia produk korosi yang dominan adalah FeCO3 Siderit yang diakibatkan dari proses oksidasi besi akibat adanya H2O dan CO2.

---

Carbon steel pipe material API 5L grade B is commonly used for distribution of oil and gas industry. It often occurs damage that is caused by internal corrossion. This research is done in flare gas recovery unit where high internal corrosion happened. It has been performed by risk based inspection method to know risk level of this part. The researcher analyze fluid composition and corroded sample API 5L grade B by developing of microstructure, mechanical denaturing and change of chemical composition comparing with new pipe sample.

The result is showing that the pipe API 5L grade B applied as distribution line is found existence of deterioration pipe material caused by internal corrosion and has risk at medium level medium risk. The chemical composition analysis at corroded sample API 5L grade B indicates dominant corrosion product is hematite FeCO3, that is caused by H2O and CO2. Mechanical properties of this sample is still meet the standard of API 5L grade B."

"ABSTRAKPenelitian ini bertujuan untuk untuk menilai risiko keselamatan pipa transmisi minyak/ main oil line (MOL). Penelitian ini adalah penelitian deskriptif analitik dengan menggunakan metode semi kuantitatif. Penelitian ini mengamati pipa 24? dan 20?, mulai dari lapangan C sampai ke terminal pengumpul sejauh kurang lebih 20 km. Pengolahan data dilakukan dengan mengacu kepada perhitungan penilaian risiko pada pipa yang dikembangkan oleh Kent. Muhbauer. Variabel yang dimasukkan ke dalam perhitungan adalah indeks kerusakan pihak ketiga, indeks korosi, indeks desain dan indeks kesalahan operasional. Dari hasil data yang dikumpulkan dan perhitungan, terlihat bahwa dapat disimbulkan bahwa variabel indeks desain adalah faktor yang paling besar pengaruhnya terhadap risiko keselamatan pipa, yang kemudian diikuti oleh indeks pihak ketiga dan indeks kesalahan operasi. Nilai faktor dampak kebocoran terbesar berada pada daerah yang dekat dengan hunian penduduk. Hal ini diakibatkan aktifitas penduduk dapat menyebabkan pipa menjadi retak/bengkok sehingga kebocoran pada pipa dapat terjadi. Dalam rangka menjaga keselamatan jalur pipa minyak sepanjang 20 km, maka perlu dilakukan tindakan-tindakan pemeliharaan yang berhubungan dengan masing-masing variabel.

---

ABSTRACT

The aim of this study is to analyze the oil transmission pipeline/main oil line risk for safety. This study is analytic descriptive research by using quantitative method. This study is observing the 24? and 20? pipeline, starting from field C up to collecting terminal 20km long. The data tabulation will be referring to the pipeline risk assessment methodology, which was developed by Kent. Muhbauer. The variables, which are, use such as third party index, corrosion index, design index and incorrect operational index. The result of data collecting and calculation shows that the index design is the most significant value that can interfere to the pipeline safety risk, than followed by third party index and in correctional operation index. The leak impact factor biggest value were lies near the local resident. The local resident activity can cause the pipeline become dent/cracked so the pipeline leakage can be happened. In order to keep the safety of 20 km oil pipeline, then the maintenance activity should be done according to each variable."

"Industri gas merupakan sektor penting di dalam pembangunan nasional baik dalam hal pemenuhan kebutuhan energi dan bahan baku industri di dalam negeri maupun sebagai penghasil devisa negara. Teknologi CO2 removal digunakan untuk mengurangi kandungan asam sehingga kandungan hidrokarbon pengotor maksimal 5% karena kemurnian LPG ±95% [1]. Salah satu metode pemurniannya adalah dengan absorbsi CO2 [2]. Salah satu unit penting dalam CO2 Removal adalah unit dehidrasi. Dalam studi ini, peristiwa korosi pada pipa lean glycol material A 106 Grade B diameter 2” dipelajari menggunakan analisa laboratorium dan analisa RBI. Berdasarkan hasil percobaan didapatkan Tsperc = 78.175,48 Psi, Ysperc = 56.129,59 Psi dan elongasi 26,66%. Dari nilai Tsperc didapatkan Sperc = 26.058,49 Psi.Berdasarkan hasil analisa OEM didapatkan bahwa komposisi kimia sampel pipa masih dalam range standar untuk material A 106 Grade B. Dari analisa SEM, diketahui bahwa material pipa masih memiliki keuletan yang baik, meskipun dari analisa EDX diketahui telah terjadi korosi. Dari hasil uji korosi potensiostat didapatkan laju korosi (CR) sebesar 2,0741 mmpy (500C) dan 2,9298 mmpy (920C).Berdasarkan hasil uji ultrasonik didapatkan bahwa posisi 6B memiliki ketebalan minimum. Posisi ini juga merupakan posisi dengan CR tertinggi (2.12 mmpy) dan RL terendah (1,29 tahun). Namun karena MAWP Posisi 6B masih lebih tinggi dariworking pressure, sehingga pipa masih aman untuk dioperasikan. Inpeksi selanjutnya direkomendasikan dilakukan pada 2021 dengan metode review prosesdan NDT eksternal. Pemodelan yang didapatkan dari penelitian ini RL = 8,1774 CR2– 25,081 CR + 19,993 dengan nilai R = 0,9547.

---

Gas industry is an important sector in national development both in terms of meeting energy needs and industrial raw materials in the country and as a source of foreign exchange. CO2 removal technology is used to reduce the acid content so that the maximum impurity hydrocarbon content is 5% due to the ± 95% purity of LPG [1]. One of the purification methods is CO2 absorption [2]. One of the important units in CO2 removal is dehydration unit. In this study, corrosion

phenomenon of 2” diameter lean glycol pipe A 106 Grade B was studied using laboratory analysis and RBI analysis. It was found that Tsperc = 78,175.48 Psi, Ysperc = 56,129.59 Psi and pipe elongation 26.66%, so that Sperc = 26.058.49 Psi. OEM result that chemical composition of sampel pipe is still in a range of standard pipe. From SEM analysis, it is known that the pipe material still has good ductility, although from EDX analysis it is known that corrosion has occurred. From EIS test,

corrosion rates (CR) are 2.0741 mmpy (500C) and 2.9298 mmpy (920C). Based on ultrasonic test, position 6B had a minimum thickness. It was obtained that this position also has the highest CR (2.12 mmpy) and the lowest RL (1,29 tahun). Morever MAWP is still higher than working pressure, so this pipe is still safe to operate. Further inspection should be done in 2021 using process review and NDT external methods. Corrosion modeling equation obtained is RL = 8,1774 CR2–25,081 CR + 19,993, R = 0,9547."

"Sebagai instalasi yang sangat vital untuk mentransportasikan gas dari suatu lapangan untuk sampai kepada pengguna (End User) maka kehandalan sisstem pipa transmisi gas harus terus dijaga. Hal tersebut dilakukan dengan beberapa cara antara lain pelaksanaan inspeksi, program perawatan (maintenance) secara berkala atas sistem pipa transmisi gas tersebut. Metode inspeksi dirasakan masih memiliki beberapa kelemahan antara lain biaya tinggi, pelaksanaan inspeksi lebih ditekankan pada waktu inspeksi dan tidak mempertimbangkan risiko yang mungkin timbul serta dampaknya bila terjadi kegagalan operasinya. Dalam rangka meningkatkan efisiensi dalam hal keinspeksian, di industri migas telah dikenal suatu metode inspeksi yang didasari kepada pertimbangan risiko yang dikenal dengan istilah inspeksi berbasis risiko (Risk Based Inspection/RBI). American Petroleum Institute telah mengembangkan metodologi RBI tersebut yang pada awalnya masih dikhususkan pada instalasi dan peralatan yang berada pada suatu area tertentu dan memiliki tekanan (pressurize) RBI memfokuskan pelaksanaan inspeksi pada peralatan dan instalasi yang memiliki risiko kegagalan operasi sangat tinggi dengan dampak terhadap manusia sangat berbahaya. RBI dasar dikenal dengan perkalian antara Pof x CoF, dimana PoF itu adalah faktor penyebab kegagalan dan Cof itu adalah dampak yang ditimbulkan. Perkalian Pof dengan CoF menghasilan risiko yang ada pada instalasi dan peralatan. Mengingat parameter-parameter yang digunakan untuk menghitung PoF dan CoF pada peralatan dan instalasi bersifat tetap, maka menghitung risiko yang ada mudah dilaksanakan. Sebaliknya untuk sistem pipa transmisi gas dengan material baja API 5L X52 yang digelar melintasi berbagai area dimana memiliki sifat dan karakteristik yang berbeda sehingga menjadikan banyak factor ketidakpastian (uncertainity), maka RBI sulit untuk diaplikasikan. Penelitiaan ini bertujuan untuk mengembangkan dan mengaplikasikan model inspeksi berbasis risiko pada sistem pipa transmisi gas baja API 5L X52 di daratan dengan melakukan analisa permodelan terhadap faktor uncertainity sebagaimana disebutkan di atas. Hasil penelitian ini menunjukkan bahwa korosi eksternal menjadi faktor utama penyebab terjadinya kegagalan operasi dengan catatan gas yang mengalir adalah dry gas. Seluruh faktor kondisi tanah sekitar pipa digelar dan ditanam termasuk coating dan proteksi katodik menjadi faktor uncertainity. Untuk mengetahui tingkat risiko pada sistem pipa transmisi gas, maka dilakukan permodelan kuantifikasi dengan penghitungan melalui analisa distribusi weibull, dengan demikian risiko pada setiap segmen dapat diperhitungkan. Pada sistem pipa transmisi gas yang diproteksi dengan pelindung maka coating breakdown factordan penurunan proteksi katodik menjadi parameter yang penting dalam menghitung laju korosinya. Metode pengukuran laju korosi dilakukan dengan menggunakan polarisasi dengan parameter resistivitas tanah dan pH. Hasil pengukuran resistivitasdan pH sepanjang jalur pipa dengan sampel tanah yang diambil dianalisis di laboratorium dengan prinsip mengaplikasikan arus sinyal/AC dalam sel elektrokimia dengan menggunakan sirkuit tiga elektroda. Hasil penelitian menunjukkan bahwa laju korosi material baja API 5L X 52 meningkat dengan semakin kecilnya resistivitas tanah dan sebaliknya akan menurun dengan semakin tingginya resistivitas tanah. Laju korosi yang dihasilkan berdasarkan hasil analisis yaitu 0.7409 e –0.002(r) (pH) (CB) (CP). Besaran laju korosi untuk tiap segmen dapat diperhitungkan sehingga PoF dapat ditentukan. Permodelan kedua adalah penghitungan dampak yang diakibatkan bila pipa tersebut mengalami kegagalan operasi dan mengakibatkan kebocoran pipa maka dampak terhadap manusia menjadi hal yang harus diperhitungkan atau dikenal dengan istilah Number Of Death (NOD). Secara spesifik Jo dan Ann telah menemukan bahwa NOD dapat dihitung dan sangat tergantung pada densitas penduduk yang berada pada jarak tertentu dengan jalur pipa itu. CoF dalam hal ini diambil dari hasil perhitungan NOD dan diperhitungan untuk setiap segmen pipa. Pada tingkat fatality 90 % dengan densitas penduduk 0.00769 maka NOD adalah 1.Permodelan inspeksi sebagai bagian dari mitigasi risiko merupakan tahapan akhir dari proses penelitian ini sebagai respon dari analisis risiko yang dibuat agar pipa transmisi gas dapat dioperasikan dengan handal dan aman.. Skema inspeksi diperoleh melalui perhitungan laju korosi dengan mengetahui tingkat kritikaliti (kekritisan) per tahun atau per segmen. Penurunan risiko secara signifikan mampu mengurangi frekuensi inspeksi dimana meningkatkan efisiensi dan menghemat biaya. Penurunan risiko adalah implementasi metode ALARP yang implementasinya dilaksanakan melalui strategi IMR sebagai keluaran dari proses permodelan inspeksi berbasis risiko pada penelitian ini.

---

For installations that are vital for transporting gas from a field to get to the user (End User) the reliability system gas transmission pipeline must be maintained. This is done in several ways, among others, the implementation of the inspection, maintenance program (maintenance) periodically over the gas transmission pipeline system. Perceived inspection method still has some drawbacks include high cost, the implementation of the inspection more emphasis on inspection time and do not consider the possible risks and impacts in the event of failure of the operation. In order to improve efficiency in terms of inspection, in the oil and gas industry has known an inspection method that is based on the consideration of risk is known as risk-based inspection ( Risk Based Inspection / RBI ).

The American Petroleum Institute has developed the RBI methodology which initially was devoted to the installation and equipment located in a particular area and have the pressure ( pressurize ) RBI to focus inspections on equipment and installations that have a very high risk of failure with extremely harmful effects on humans. RBI base known as the multiplication between POF x CoF, which PoF it is a factor that is a failure and Cof impact. Multiplication POF with CoF produce risk of the installation and equipment. Given the parameters used to calculate the PoF and CoF on equipment and installations are fixed, then calculate the risks that exist easily implemented. In contrast to the gas transmission pipeline system with API 5L X52 steel materials are held across a range of areas which have different properties and characteristics that make a lot of uncertainty factors ( uncertainity ), the RBI is difficult to apply. The aim of this research to develop and apply models of risk -based inspection system of gas transmission pipeline API 5L X52 steel in the mainland by analyzing uncertainity modeling of the factors mentioned above.

The results of this study indicate that external corrosion becomes a major factor causing the failure of the operation to record the flowing gas is gas cleaning. All factors of soil around the pipe was held and planted including coatings and cathodic protection uncertainity factor. To determine the level of risk in the gas transmission pipeline system, it is done by calculating the quantification modeling through analysis of weibull distribution, thus the risks on each segment can be calculated. In the gas transmission pipeline systems protected with the protective coating breakdown factordan decrease in cathodic protection becomes an important parameter in calculating the corrosion rate. The method of corrosion rate measurements done using polarization with soil resistivity and pH parameters. Results ressitivity dan pH measurements along a pipeline with soil samples taken were analyzed in the laboratory by applying the principle of signal flow / air in an electrochemical cell using a three- electrode circuit.

The results showed that the corrosion rate of the steel material API 5L X- 52 increased with the size of the soil resistivity and vice versa to decrease with increasing soil resistivity. The resulting corrosion rate based on the results of the analysis are 0.7409 e -0002 ( r ) ( pH ) ( CB ) ( CP ). The amount of corrosion rate can be calculated for each segment so that PoF can be determined. The second is the calculation modeling the impact caused when the pipe failure resulting in leakage of pipeline operations and the impact of humans into things that must be considered or known as Number Of Death ( NOD ). Specifically Jo and Ann have found that NOD can be calculated and is highly dependent on the density of the population who are at a certain distance with the pipeline. CoF in this case are taken from the calculation of NOD and reckoned for each pipe segment. At the fatality rate of 90 % with a population density of 0.00769 then NOD is 1.

Modeling inspection as part of risk mitigation is the final stages of the research process in response to the risk analysis made to the gas transmission pipeline can be operated reliably and safely. Inspection scheme is obtained by calculating the corrosion rate by knowing the level kritikaliti ( criticality ) per year or per segment. Decreased risk significantly reduced the frequency of inspections which improve efficiency and save costs. The reduction in risk is ALARP method implementation are implementation strategies implemented through IMR as the output of a risk -based inspection process modeling in this study."

"Kebutuhan energi nasional meningkat seiring dengan laju ekonomi, saat ini energi yang paling banyak digunakan masyarakat untuk kebutuhan sehari hari adalah gas dalam bentuk LPG, batubara memiliki potensi untuk menjadi energi pengganti LPG. Indonesia merupakan negara yang memproduksi batubara terbesar ke-3 di dunia nantinya batubara diolah menjadi methanol dan Dimethyl Eter (DME) yang dapat digunakan sebagai pengganti LPG untuk mendekati pengguna elpiji, DME dan produk lainnya harus dapat ditransportasikan dengan murah. Pipanisasi merupakan solusi yang paling efektif untuk jarak kurang dari 1000 km, dibandingkan dengan metode transportasi yang lain (yaitu, kapal, kereta api, dan truk), pipanisasi adalah cara yang lebih dapat diandalkan dan ekonomis, pipa harus dirancang sedemikian rupa sehingga dapat memenuhi nilai ekonomis. Untuk mendapatkan desain yang tepat pipa disimulasikan dengan hysis sehingga didapatkan rancangan utilitas transportasi yang tepat guna dimana biaya total investasi yang dibutuhkan ekonomis dengan biaya operasi per tahun tidak lebih dari 5% dari CAPEX, dari Kajian didapat kan dimensi pipa 16” dan ketebalan Pipa sebesar 0,375 inch  dengan Right Of Way (ROW) sepanjang 168 km, untuk besaran nilai investasi (CAPEX) pembangunan Pipa Multiproduk DME, Methanol, dan MEG adalah $ 108.843.283 atau dalam IDR  1.578.227.604.582,09 dengan toll fee $ 19.64 /MT.

---

National energy needs increase along with the pace of the economy. Currently, the most widely used energy for daily needs is gas in the form of LPG, coal has the potential to be a substitute for LPG. Indonesia is a country that the 3rd largest produces coal in the world, later the coal will be processed into methanol and DME, which can be used as a substitute for LPG. To approach LPG users, DME and other products must be cheaply transported. Piping is the most effective solution for distances less than 1000 km, Compared to other transportation methods (i.e., ships, trains, and trucks), transmission pipelines are a more reliable and economical way, the objective of this study is to deliver DME, Methanol and MEG using Single line Pipeline.  Pipelines must be designed in such a way that they can meet economic value.  The methode to get the right design, first is simulated pipelines with pipesim, then selecting an appropriate utility and operation, where the total investment required is economical with an annual operating cost of not more than 5% of CAPEX, with an optimum NPV value and targeted IRR value.From the study, it was found that the dimensions of the pipe are 16” and the thickness of the pipe is 0.375 inch with a ROW of 168 km. The investment value (CAPEX) for the construction of the DME Methanol and MEG Multiproduct Pipe is $ 108.843.283 or in IDR  1.578.227.604.582,09 with toll fee $ 19.64 /MT."

"Kegagalan material karena korosi berpengaruh pada operasi kilang sehingga diperlukan analisa dan pemilihan material untuk menjamin kehandalannya. Pelaksanaan Inspeksi Berdasarkan Resiko memerlukan data korosi dan identifikasi material terutama untuk menentukan nilai kemungkinan kegagalan (probability of failure). Terdapat korelasi yang berarti (significant) antara korosi material dengan inspeksi berdasarkan resiko. Pengujian material baja karbon Pipa ASTM A 106 Grade B, Pipa ASTM A 53 Grade B, Pipa KI-R 410 W, Grade P265 GH, Pipa SA 335 Grade P5, dan Pipa ASTM A516 Grade 70 menghasikan laju korosi dan sifat mekanis sebagai acuan pemilihan material. Dari hasil penelitian diperoleh laju korosi terbesar adalah pipa ASTM A 106 Grade B sebesar 1.1649 mpy. Optimalisasi pemilihan material terhadap kelima sampel diperoleh material terbaik adalah pipa KI-R 410 W, diikuti pipa ASTM A 53 Grade B, pipa 516 Grade 70, pipa SA-335 Grade P5 dan terakhir pipa ASTM A 106 Grade B. Pemilihan material yang optimal meningkatkan kehandalan kilang.

---

Material Failure due to corrosion has a significant role in a plant operation, therefore material has to be analyzed and selected properly to guarantee plant reliability in their operation. Implementations of Risk Based Inspection need some data of corrosion in order to determine the probability of failure. We found a significant correlation between materials failure due to corrosion in Risk Based Inspection. More corrosive material will increase the probability of failure. Experiment on Pipe materials ASTM A 106 Grade B, ASTM A 53 Grade B, Pipe KI-R 410 W Grade P65 GH, Pipe ASTM SA 335 Grade B and Pipe A 516 Grade 70, conclude that corrosion rate, service life and mechanical properties can be used as a basic for materials selections.

From the experiment we found the biggest corrosion rate is ASTM A 106 Grade B with 1.1649 mill per year. From the material selection we found the best material is Pipe KI-R 410 W, and than ASTM A 53 grade B, Pipe 516 Grade 70, Pipe SA 335 Grade P5 and Pipe ASTM A 106 Grade B. The correct material selection will increase the reliability of plant."