BAB III Metodologi Sistem Manajemen Korosi
Berbagai kegagalan di industri banyak didominasi oleh faktor manusia dan pengetahuan yang tidak memadai, seperti diilustrasikan pada Gambar III.1. Oleh karena itu diperlukan manajemen ketahanan/integritas dari sebuah sistem/sub sistem/komponen yang prosesnya ditujukan agar mencapai target sebagaimana yang ditunjukkan Gambar III.2. Manajemen yang dapat diandalkan (realible) dalam operasi pipa penyalur merupakan hal yang mutlak dilakukan industri perminyakan, termasuk dalam hal manajemen korosinya. Terkait dengan manajemen korosi lepas pantai, UK HSE [6] telah menggariskan teknik-teknik umum manajemen ini, walaupun bukan sebagai kerangka-pandu praktis dari manajemen korosi. CLASSIFIED OF FAILURE BY ENGINEERS
7%
1% 1%
3%
9%
36%
13%
14%
16%
*)diambil dari "Training Engineers in Pipeline integrity", P.Hopkins, Western Regional Gas Conf 2002 Insuf f icient kow ledge
under estimation of inf luence
careless
error
relying upon others w ithour suf f icient control
objectively unknow n situation
imprecise def iition of responsibilities
choice of bad quality
other
Gambar III.1 Tipikal klasifikasi kegagalan dalam rekayasa [30]
17
INDUSTRY
PERCEPTION
GOVERNMENT
DATA
CONSULTANT
PROCESS
CONTRACTOR
MEASURES
EMPLOYEE
PROCEDURE
EDUCATION
IMPLEMENTATION
RESEARCH
MONITORING
UNIFORMITY
USERS
INTEGRITY MANAGEMENT PROCESS
MINIMALIZATION RISK
HAZARD
FAILURE
DAMAGE
PROTECTION, PREVENTION AND ACTION DESIGN
MAINTENANCE
OPERATION
OPTIMALIZATION & EFFICIENCY ENVIROMENT
QUALITY
Benefit & Profit PRODUCTIVITY
SAFETY
Gambar III. 2 Target mendasar dan menyeluruh dari proses manajemen integritas asset dalam suatu industri [20]
III.1 Manajemen Korosi Manajemen korosi merupakan bagian fungsi pembuat kebijakan dalam menangani permasalahan-permasalahan korosi, baik pengembangan, implementasi, review dan pemeliharaan. Kebijakan terhadap korosi mencakup kerangka terstruktur untuk identifikasi resiko-resiko terikut korosi, pengembangan dan pengoperasian tindakantindakan yang tepat untuk mengendalikan resiko [6]. Suatu pendekatan terstruktur semisal skema total quality management bisa diadopsi untuk mendapatkan kerangka proses manajemen korosi ini. Secara skematik, proses dasar manajemen ini dapat diilustrasikan seperti dalam Gambar III.3.
18
Hasil yang dapat dicapai dengan manajemen korosi pipa penyalur adalah kebocoran dan downtime (lamanya waktu saat pipeline tak berfungsi sebagaimana yang dibutuhkan) yang minimum. Cara-cara praktis untuk mencapai hal ini membutuhkan pedoman, aturan dan standar kerja (langkah taktis) ditambah sistem dan prosedur manajemen (langkah strategis). Kedua langkah ini harus terukur (measurable) dan efektif (kena sasaran).
Leak and emission targets Unscheduled shutdown targets Annual reduction targets
Assess skills and competence Define roles & responsibilities Ensure co-operation & communication
Identify hazards & assess risks Agree targets, processes & systems Set standards for measuring performance
Proactive measurement using regular checks to show controls are working Reaktive measurement identifies why performance was substandard Review activities & trends Check for complience Learn from experience & make changes
Gambar III.3 Proses manajemen dasar untuk korosi [6]
Kesuksesan manajemen korosi akan bergantung pada kebijakan, pengorganisasian, perencanaan dan implementasi, hasil pengukuran dan kaji ulang kinerja, serta audit yang independen. Kebijakan harus memperhatikan pengelolaan hazard (karakteristik atau kelompok karakteristik yang berpotensi menghasilkan kerugian (loss), mis. flammability, toxicity, reactivity) dan resiko berikut isu-isu safety terhadap kesehatan dan lingkungan menggunakan sistem informasi yang baik. Untuk itu strategi yang diambil mencakup :
19
•
manajemen resiko : memastikan kesesuaian tanggung jawab dengan kompetensi yang dibutuhkan, mengintegrasikan manajemen korosi dengan manajemen asset dan safety, dan dengan strategi operasi, pemeliharaan dan inspeksi
•
pemberdayaan sumber daya manusia agar mempunyai keahlian/kompetensi, informasi yang merata dan budaya proaktif
•
struktur organisasi dengan individu-individu yang sesuai
•
fleksibitas sistem untuk memastikan terpantaunya korosifitas fluida yang dimaksud maupun untuk perubahan organisasional
Perencanaan dan implementasi merupakan hal yang mutlak, karena tanpa perencanaan dan imlementasi semua strategi korosi akan membingungkan dan gagal. Ini mencakup pendataan kondisi dan resiko korosi dan aktifitas pengendalian korosi yang dilakukan. Aktifitas perencanaan, antara lain: identifikasi ancaman dan konsekuensi korosi, tingkat resiko, aktifitas manajemen dan pemilihan mitigasi dan penjadualan tugas. Sedangkan implementasi akan membuktikan apakah aktivitasaktivitas perencanaan tersebut dilakukan sebagaimana mestinya, meliputi perincian kerja, identifikasi lokasi monitoring dan aktifitas inspeksinya, prosedur, pembuatan kriteria penerimaan, pengukuran kinerja, manajemen data, analisa data, pelaporan, dan tindakan-tindakan korektif. Suatu perangkat identifikasi awal potensial resiko seperti Hazard Identification, Hazard & Operability (HAZOP) Study, ipeline Risk Assessment (PRA)–Indexing Method, Failure Mode, Failure Mode & Effect Analysis (FMEA), Failure Mode, Effect & Criticality Analysis (FMECA), merupakan perangkat-perangkat yang mendukung perencanaan [31], termasuk juga metode-metode seperti Pipeline Risk Assessment (PRA)–Indexing Method, Failure Analysis (FA), Risk-based Inspection (RBI), Risk-based Maintenance (RBM), Reliability Centered Maintenance (RCM), Fault Tree Analysis (FTA), dan lain-lain. Selanjutnya, analisa kuantitatif berbasis keandalan akan dilakukan untuk mengukur peluang kegagalan. Namun, analisa resiko kualitatif tetap dapat dirancang untuk pemetaan awal/skala prioritas.
20
III.2 Integritas Pipa Penyalur Penilaian integritas (ketahanan menyeluruh) pipa penyalur disini dibatasi pada pendekatan probabilistik untuk menentukan keandalan pipa dan pendekatan deterministik untuk menentukan kekuatan pipa. a. Keandalan Pipa Penyalur Keandalan atau reliability adalah suatu karakteristik kualitas yang berkaitan dengan peluang kinerja suatu sistem/sub-sistem/komponen beroperasi tanpa kegagalan (failure-free performance) selama selang waktu tertentu. Dari sini dapat dipahami bahwa peluang kegagalan akan bernilai sama dengan 1 bila keandalan (Z) bernilai 0 atau ketika suatu komponen sudah tidak berfungsi sebagaimana disyaratkan; atau : Peluang kegagalan, pf
= 1 – Z
Terkait pada seberapa besar peluang komponen beroperasi sesuai yang disyaratkan, maka realibility pipeline dapat didefenisikan sebagai peluang pipeline beroperasi dengan baik tanpa mengalami kegagalan dalam kondisi dan kurun waktu tertentu. Sebagaimana konsep dasar desain teknik, supply (kapasitas atau resistansi) harus memenuhi/memuaskan demand, contohnya bila tekanan dalam suatu pipa yang tidak boleh menghasilkan tegangan pada dinding pipa yang melebihi kekuatan luluh materialnya. Namun, supply dan demand pada dasarnya merupakan kuantitas acak atau ketidakpastian, baik karena keterbatasan pengukuran/data, perhitungan atau ketidakhomogenan sifat dari sistem itu sendiri, dll. Dengan demikian, kinerja yang memuaskan dari sistem bisa diperlihatkan dalam bentuk probabilitas. Nilai ketidakpastian atau sebaran tersebut dinyatakan dengan mean, μS dan μR serta deviasi standar σS dan σR seperti diperlihatkan pada contoh kurva probability density function (PDF), fS(s) dan fR(r) pada Gambar III.4 yang juga mengilustrasikan perbandingannya dengan metode deterministik. Disini fS(s) dan fR(r) juga dapat dikatakan sebagai distribusi tegangan (stress) dan distribusi kekuatan (strength).
21
Daerah overlap pada Gambar III.4 mencerminkan derajat kualitatif kemungkinan adanya kegagalan (probability of failure, pf). Metode analisa keandalan first-order second-moment (FOSM) biasanya digunakan, dimana dua momen (nilai rata-rata dan deviasi standar) dari variabel acak diketahui. Jika input variabel-variabel acak terdistribusi secara normal, fungsi kinerjanya juga terdistribusi secara normal karena fungsi kinerja merupakan kombinasi linier dari variabel-variabel normal. Metode ini disebut first order and second moment karena melibatkan first order derivative dan second moment. Fungsi kinerja (keandalan) berdasarkan laju penipisan digambarkan sebagai : Z
=
R–S
atau
Z = R – V(t) atau
Z
=
tebal dinding – (kecepatan korosi x waktu).
dimana keandalan akan bernilai 0 atau Z = 0, ketika korosi telah mencapai tebal dinding pipa yang disyaratkan. Dari FOSM akhirnya didapat faktor keamanan atau indeks reliability, β [15, 16]:
β = θ -1 (1 - p f ) =
⎡ ( μ - μ ) ⎤ ⎡ ( μ - μ (t)) ⎤ μZ R S X V ⎥ = ⎢ ⎥ = ⎢ 2 2 2 σZ ⎢ σ R + σ S (t) ⎥ ⎢ σ R + σ S 2 (t) ⎥ ⎣ ⎦ ⎣ ⎦
fS(s)
(3.1)
fR(r)
Gambar III.4 Dasar evaluasi resiko metode deterministik (kiri) dan probabilistik (kanan) [14]
22
b. Kekuatan Sisa Degradasi pipa karena korosi akan mengurangi kekuatannya yang membatasi umur pakai dari pipeline. Ada beberapa metode yang terkait dengan perhitungan kekuatan sisa material seperti ASME B31G, DNV RP-F101, API RP579, termasuk metode Rstreng yang direkomendasikan beberapa regulator di Amerika [17] seperti US DOT Pipeline Safety Regulation. Disini ditampilkan contoh perhitungan menggunakan
metode Rstreng [18]:
σ Failure
dimana
d ⎤ ⎡ ⎢ 1- t ⎥ = (SMYS + 10.000) ⎢ d ⎥ ⎥ ⎢1 ⎣ tM⎦
σfailure
(3.2)
adalah kekuatan sisa (psi), sedangkan M (Folias factor) merupakan
fungsi dari panjang axial dari area yang terkorosi (L), diameter pipa (D), dan tebal nominal (t) : - Untuk L ≤
50 D t ,
- Untuk L f 50 D t,
M =
⎛ L2 ⎞ L2 ⎟⎟ 1 + 0,62756 − 0,003375 ⎜⎜ Dt ⎝Dt⎠
M = 0,032
L2 + 3,3 Dt
2
(3.3)
(3.4)
III.4 Penilaian Resiko
Penanganan pada area yang dianggap ktitikal membutuhkan suatu penilaian resiko. Penilaian resiko dibedakan atas pengkajian setiap modus kegagalan/ancaman yang diterima, yang pada korosi pipeline ini teridentifikasi berupa tipe korosi internal dan eksternal, yang hasilnya dapat dipetakan secara kualitatif atau kuantitatif. Peluang kegagalan kuantitatif dan konsekuensi kualitatif dari standar DnV [22] dikombinasi dalam RBCMS ini untuk menjadi dasar kriteria resiko. Analisa konsekuensi kualitatif untuk manajemen korosi masih merupakan pilihan dan memadai untuk penilaian resiko korosi untuk pipa lepas pantai. Presentasi penilaian disini ditampilkan dalam bentuk sistem matriks resiko (Gambar III.5).
23
Gambar III.5 Ilustrasi sistem matriks resiko berdasarkan kriteria DnV F-107 [22]
Perencanaan mitigasi resiko dari area yang terdeteksi beresiko tinggi membutuhkan pemahaman yang mendasar dan konsisten tentang safety, misalnya terkait upaya pengurangan resiko yang tidak membedakan antara segmen yang berpotensi menyebabkan resiko injury (kecelakaan dengan cacat) dengan yang berpotensi menyebabkan resiko fatality (kematian). Pada tahap seperti ini, peran legislasi yang benar dari kebijakan pemerintah merupakan pilar utama dalam kesuksesan sistem manajemen safety dan ketahanan menyeluruh (integrity), yang kebijakan korosi merupakan bagian darinya dan strategi korosi menjadi salah satu metode yang berperan dalam implementasi kebijakan itu. Disamping itu, pemerintah telah selayaknya memfasilitasi tenaga-tenaga ahli khusus yang memberikan analisa-analisa teknis, penilaian, nasehat dan pelatihan kompetensi untuk tujuan tersebut; termasuk dalam hal legislasi batasan kriteria resiko yang dapat ditoleransi. Namun tentu legislasi juga mencakup persyaratan-persyaratan langsung dalam masalah teknikal, seperti persyaratan terkait deteksi, pencegahan dan mitigasi, yang untuk korosi internal dan eksternal pada pipa gas seperti contoh berikut, sebagaimana tertera pada
24
Tabel III.1, yang dicuplik dari Part 192- Transportation Of Natural And Other Gas by Pipeline: Minimum Federal Safety Standards (contained in Title 49 of the Code of Federal Regulations Subchapter D, PipelineSafety).
25
Tabel III.1 Contoh persyaratan terkait deteksi, pencegahan dan mitigasi konsekuensi kegagalan pipa gas per 49 CFR 192 External corrosion Requirement Primary Secondary 150-(ILI Passage) 455-(Gen. Post 1971) 457-(Gen. Pre-1971) 459-(Examination) 461-(Ext. coating) 463-(CP) 465-(Monitoring) 467-(Elect isolation) 469-Test stations) 471-(Test leads) 473-(Interference) 479-(Atmospheric) 481-(Atmospheric) 485-(Remedial) 705-(Leak survey) 706-(Patrol) 711-(Repair-Gen) 713-(Perm repair) 715-(Weld repair)
603-(Gen Oper) 613-(Surveil)
Program
Frequences
ILI tool run Hydrostatic re-test Reduced operating pressure CIS/DCVG survey Upgrade CP coverage
Risk based/10 yrs Risk based As needed/Risk based Per CFR/As reqd by test point data
B31G/RSTRENG evaluation Rehabilitation (Inspect/ Re-coat) Bellhole/ visual inspection Soil corrosivity evaluation (inc. MIC) Apply rate predictive methods Buried coupon monitoring
As needed Risk based Risk based/ Risk based/ Risk based/ As needed/Risk based
Apply protective coating (above ground) Pipe replacement Mechanical clamp Pressurized sleeve (pumpkin) Composite sleeve repair Direct weld deposition Resistivity Survey
Per CFR/As needed Per CFR/As needed Per CFR/As needed Per CFR/As needed Per CFR Per CFR As needed
Applicable References ASME B31.8 ASME B31G RSTRENG (PRCI PR 3-805) NACE RP0169 NACE RP0274 NACE RP0275 NACE RP0177 NACE RP0286 NACE RP0572 NACE RP0190 NACE RP0394 NACE TM0497 API 579 NACE (Future Monitoring Std.) NACE (Future MIC Std.) NACE (Future LIL Std-RP212) ASME (Future Hydrotest Std.)
Tabel III.1 Contoh persyaratan terkait deteksi, pencegahan dan mitigasi konsekuensi kegagalan pipa gas per 49 CFR 192 (sambungan) Internal corrosion Requirement Primary Primary 475-(Gen IC) 477-(IC monitoring) 485-(Remedial) 705-(Patrol) 706-(Leak survey) 150-(ILI Passage)
53(a)-(Materials) 603-(Gen Oper) 613-(Surveil)
Program
Frequences
ILI tool run Hydrostatic retest B31G/RSTRENG
Risk based/10 years Risk based/ X years Per CFR/as needed
Gas moisture reduction (separators) Biocide injection Inhibitor injection Internal coupon monitoring Gas quality control MIC testing External UT exam (B-scan) Pipe replacement Iron analysis Cleaning pig run
As needed As needed As needed Per CFR Per CFR/As needed Per CFR/As needed As needed Per CFR/As needed As needed Daily-Annual
Internal corrosion coating Remove or modify drips
As needed Risk based/As needed
CRA materials Radiography
As needed As needed
Applicable References ASME B31.8 NACE MR0175 NACE TM0194 ASME B31G RSTRENG (PRCI PR 3-805) NACE (Future Int. Corr. Std.)
III.4 Analisa Resiko yang Terintegrasi dengan Analisa Korosi yang Optimal
Nielsen [19] mencontohkan hubungan ancaman korosi dan resikonya melalui penggunaan Corrosion Risk Assessment (CRA) sebagai precursor dalam RBI; UK HSE [6] mencontohkan penggunaan RBI dan CRA untuk penilaian resiko yang terkait dengan korosi, sedangkan Kusumo [20] telah memberikan konsep dasar untuk menemukan kegagalan sistem operasi dengan Risk Management Analysis (RMA). Mengacu pada filosofi dasar manajemen resiko (Gambar III.6), dalam penelitian ini digunakan pendekatan Integrated Risk Analysis (IRA) sebagai pendeteksi kinerja pengelolaaan yang telah dilakukan terhadap ancaman korosi dan resikonya. Tujuannya adalah untuk mendapatkan analisa faktor resiko baik dalam aspek desain, operasi maupun pemeliharaan, sebagaimana dirinci dalam Tabel III.2, termasuk deteksi dini keberadaan agen-agen korosif dan akseleratornya. Tabel III.2 Data yang ditelusur untuk tindakan korektif (proaktif dan reaktif) dalam fungsinya sebagai pendeteksi pola kinerja jaringan pipa
• • • •
SKENARIO AWAL Aspek Desain
SKENARIO LANJUT Aspek Operasi Aspek Pemeliharaan
Material Desain Lingkungan Fabrikasi
• Skenario awal (data desain sebagai basis)
Perusahaan : • Budaya • Sistem • Manajemen • Target • Sumber daya manusia • Kebijakan Perencanaan : • Instalasi • Pengujian • Sistem proteksi Operasional : • Inspeksi • Monitoring • Treatment
Instalasi : • Transportasi • Penyimpanan • Instalasi • Pengujian • Sistem proteksi Operasional : • Inspeksi • Monitoring • Treatment Pemeliharaan : • Repair • Conditioning • Operasional • Inspeksi • Monitoring • Treatment
28
Pengendalian/pengura-ngan resiko dalam manajemen resiko akan membutuhkan suatu analisa korosi yang terstruktur, sehingga analisa kinerja berbasis keandalan akan membantu memutuskan tindakan yang paling efektif, efisien dan optimal dalam sistem pemeliharaan, operasional, pemilihan produk maupun komputasi biaya. Peta jalan analisa korosi untuk IRA ditunjukkan dalam Gambar III.7.
Gambar III.6 Filosofi dasar analisa resiko berdasarkan prinsip manajemen resiko [21]
29
RISK FACTORS ON SAFETY/INTEGRITY/QUALITY
DATA BASE
LOCATION
SITE
EQUIPMENT
OPERATIONAL MAINTENANCE REPAIRING TREATMENT
MANUFACTURE
EXTERNAL
FUNCTION TYPE
INTERNAL POSITION
SPECIFICATION
PROBLEM BODY
MATERIAL
SURFACE
INSTALLATION
ELBOW
OPERATION-S.O.P
JOINT GUARANTEE WELDING BOLTS-NUTS, ETC.
MANUAL
DT AGENT/FACTOR
CAUSE
CATALYST/ ACCELERATOR
NDT SUPPORTING DATA
HUMAN ENVIRONMENT ORGANISM IDENTIFICATION ANALYZING
TYPE AND FORM OF CORROSION REMAINING LIFE
RELIABILITY DATA REPAIR
EXTERNAL PROBLEM SOLVING
REBUILT INTERNAL NEW STRUCTURE
RECOMMENDED PROCEDURE
RECOMMENDED PRODUCT
COST COMPUTATION
Gambar III.7 Peta jalan untuk analisa korosi yang diusulkan dalam penelitian ini untuk mengoptimalkan berbagai konsep analisa korosi
30
IRA mengintegrasikan berbagai perangkat identifikasi resiko yang ada serta spesifikasi dan standar internasional untuk menentukan penyebab resiko, memetakan titik-titik potensial resiko atau area berkonsekuensi tinggi dan menyelidiki kemungkinan resiko dan hazard dimulai dengan pengumpulan data untuk pemetaan titik-titik potensial resiko secara akurat berdasarkan identifikasi terhadap : peralatan, lokasi tempat pemasangan, fasilitas/peralatan yang berhubungan dengan peralatan yang akan dipasang, pemasangan/instalasi, identifikasi prosedur operasi dan perawatan, dan identifikasi prosedur dan peralatan inspeksi/pemantauan, sebagaimana dirangkum dalam Tabel III.1. Langkah pertama yang dilakukan dalam IRA adalah mengevaluasi database, baik data awal maupun lanjut. Data awal sebagaimana desain awal, diperoleh dari spesifikasi, pemilihan material, standar dan prosedur fabrikasi dan fungsi peralatan. Data ini diperiksa lalu kemudian dibandingkan terhadap standar internasional / nasional, mutu dan keandalan, safety dan kesehatan lingkungan, faktor-faktor teknis/non-teknis, dan riwayat peralatan. On board monitoring laporan harian, mingguan, atau bulanan, atau information processing (analisis dan hasil inspeksi ke lapangan) [23] merupakan sumber data lanjut untuk skenario lainnya. Berdasarkan data awal dan lanjut ini lalu diselidiki/diprediksi skenario kemungkinan kegagalan/kerusakan, resiko dan bahaya serta teknik pencegahan standar yang cocok untuk menghemat biaya, waktu inspeksi, pengkajian, rekomendasi dan pre-audit; meminimalkan resiko kerusakan/kegagalan operasional; membuat program jika terjadi bahaya; sebagai dasar pembuatan standard operating procedure (SOP), kontinuitas produksi, pencegahan resiko dan bahaya secara dini, cepat, dan akurat; dan untuk pemeliharaan fasilitas dan umur peralatan. Lebih jauh, dari sini juga dapat dikembangkan program-program aksi yang perlu diadopsi setelah menentukan kehilangan material/immaterial, manajemen, sumberdaya manusia, teknologi dan lingkungan, berdasarkan skenario kondisi yang tak diinginkan terjadi (baik sebelum, saat terjadinya, maupun pasca kejadian).
31
III.5 Sistem Manajemen Korosi Berbasis Keandalan
Kerangka kerja sistem manajemen korosi berbasis keandalan atau Reliability-based Corrosion Management System (RBCMS) yang dibuat dalam penelitian ini ditujukan
untuk mengintegrasikan corrosion management dengan Integrated Risk Analysis (IRA). Aktifitas-aktifitas implementasi manajemen korosi dalam RBCMS harus mencakup berbagai aktifitas umum, namun tidak terbatas dari hal-hal berikut : •
Strategi manajemen coating
•
Monitoring korosi
•
Analisis rutin data-data spesifik
•
Audit fasilitas dan rekomendasinya
•
Intelligent pigging
•
Pembersihan mekanik
•
Rekayasa korosi
•
Analisis kegagalan
•
Manajemen data
•
Strategi inhibisi korosi
•
Sosialisasi program
•
Review kinerja sistem manajemen
Pengendalian/mitigasi korosi yang baik, dalam implementasinya tentu memerlukan desain yang baik pula. Karenanya studi lain seperti HAZOPS, kaji-ulang enjinering, dan aspek safety yang terkait korosi pada tahap desain proses, akan sangat membantu. Disisi lain, ketersedian prosedur, personel dan instrumentasi monitoring korosi menjadi krusial adanya dalam implementasi RBCMS ini. Target akhir implementasi RBCMS pada pipa penyalur gas, diilustrasi sebagaimana Gambar III.8, sedangkan kinerja sistem ini dapat diukur dengan mengadopsi
beberapa indikator umum seperti contoh pada Tabel III.3.
32
SYSTEM DEFINITION
CORROSION MANAGEMENT
+
RELIABILITY-BASED CORROSION MANAGEMENT SYSTEM
INTEGRATED RISK ANALYSIS PIPELINE INTEGRITY MANAGEMENT SYSTEM PREVENTIVE & CORECTIVE ACTION
SYSTEM PERFORMANCE
MINIMALIZATION RISK
FAILURE
HAZARD
DAMAGE
OPTIMALIZATION & EFFICIENCY
Gambar III.8 Skema pencapaian implementasi sistem manajemen korosi berbasis keandalan untuk jaringan pipa penyalur gas, yang dalam penelitian ini target akhir implementasinya dirujuk kepada target pencapaian manajemen integritas asset dalam Gambar III.2
Tabel III.3 Contoh Key performance indicator untuk sistem manajemen korosi pipa [32] Maintenance Cost Effectiveness Utilization Safety
Leaks per distance (number of leaks/km) Operation &maintenance (O&M) cost per throughput ($/volume moved); O&M cost per diameter and length ($/cm km) Impact days (no. of days service is interrupted) Incidents/accidents (number/year)
33
