Pipeline Cp

MANAJEMEN KOROSI PIPELINE DENGAN PROTEKSI KATODIK

Taufiqurrahman Priambudi Pujihatma

0706174165 0706304920

TUGAS MATA KULIAH TRANSPORTASI DAN PEMANFAATAN GAS BUMI

DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA FAKULTAS TEKNIK UNIVERSITAS INDONESIA 2008

Daftar Isi

Pendahuluan

1

Bab 1: Manajemen Korosi....................................................................................

2

A. Prinsip Dasar Manajemen Korosi...........................................................

2

B. Manajemen Korosi dengan Proteksi Katodik.......................................... 5 C. Keekonomian Sistem Proteksi Katodik................................................... 6

Bab 2: Korosi dan Pengendalian..........................................................................

8

A. Pengertian Korosi.................................................................................... 8 B. Teknik Pengendalian Korosi...................................................................

Bab 3: Teknik Proteksi Katodik...........................................................................

9 11

A. Sacrificial Anode..................................................................................... 11 A.1 Pengertian.................................................................................. 11 A.2 Prinsip Perancangan..................................................................

12

A.3 Detil Instalasi............................................................................

15

B. Impressed Current...................................................................................

18

B.1 Pengertian..................................................................................

18

B.2 Prinsip Perancangan..................................................................

18

B.3 Detil Instalasi............................................................................. 19

Bab 4: Studi Kasus Perancangan Proteksi Katodik...........................................

21

A. Sistem Sacrificial Anode......................................................................... 21 B. Sistem Impressed Current.......................................................................

23

Referensi.................................................................................................................. 25

ii

Pendahuluan Pada pertengahan abad XX, pemilihan pipa sebagai media pendistribusian minyak & gas merupakan keputusan yang tidak populer. Saat itu pengangkutan minyak/gas bumi dengan menggunakan mobil tangki ataupun kapal tanker lebih mudah dan murah untuk dilakukan. Mudah karena company cukup menyewa mobil tangki ataupun kapal tanker, murah karena menyewa lebih murah dibanding membangun sebuah pipeline yang membutuhkan biaya engineering, procurement, and construction. Seiring dengan meningkatnya permintaan minyak dan gas bumi, lambat laun pipeline menjadi alternatif yang menarik. Isu keselamatan, keamanan dan lingkungan hidup ikut memacu berkembangnya industri pipeline. Tidak seperti sistem transportasi lain yang lebih kasat mata, pipeline bersifat statis dan kadang kehadirannya tidak disadari. Meski tidak terlihat, pipeline telah menjadi jaringan transmisi dan distribusi yang vital. Apabila minyak dan gas merupakan “darah” industri, maka pipeline akan menjadi “urat nadi” dan penghubung yang penting antara penyedia dan pengguna energi. Akibat kemajuan teknologi yang begitu pesat, pembangunan pipeline bukan lagi sebuah pemborosan. Untuk lifetime yang panjang, pipeline adalah sebuah investasi yang menguntungkan dibanding dengan kapal tanker. Di dalam makalah ini akan dibahas mengenai manajemen korosi. Makalah ini menjelaskan mengenai proses terjadinya korosi dan proses penanggulangannya sebagai salah satu penerapan manajemen resiko sistem pipeline dengan menggunakan teknik proteksi katodik.

1

Bab 1: Manajemen Korosi Korosi berpotensi untuk mencemari lingkungan dan mengurangi keselamatan tempat kerja. Faktor ini ternyata menempati peringkat kedua [1] sebagai penyebab bocornya hidrokarbon dari tempat penyimpanan/loss of containment (kegagalan flank dan joint adalah penyebab utama)[1]. Kebocoran memiliki dampak yang besar, khususnya dari sisi linkungan (pencemaran) dan dari sisi ekonomi (process upset/ketidaklancaran pasokan gas). Oleh karena itu, risiko adanya korosi pada pipeline perlu dikelola menggunakan Manajemen Korosi. Pengertian Manajemen Korosi[2] adalah bagian dari sistem manajemen yang mengelola perkembangan, implementasi, review dan perawatan yang berkaitan dengan kebijakan korosi. Manajemen korosi memiliki tujuan: a. Mengurangi frekuensi kebocoran pipa b. Meningkatkan ketersediaan/availability dan keandalan/reliability gas plant c. Pengurangan breakdown/unplanned maintenance d. Pemenuhan aspek K3 dalam operasi Dalam bab ini dibahas prinsip-prinsip dasar mengenai manajemen korosi, khususnya yang berkaitan dengan proteksi katodik. A. Prinsip-prinsip Dasar Manajemen Korosi Manajemen korosi adalah siklus kegiatan yang berlangsung terus menerus. Siklus dimulai dengan Risk Assessment dan diakhiri dengan Corrective Action. Setiap siklus memiliki lesson learned yang dapat digunakan sebagai feedback untuk siklus selanjutnya. Siklus Manajemen Korosi ditunjukkan oleh Gambar 1.1.

Gambar 1.1: Siklus Manajemen Korosi (Sumber: Review of corrosion management for offshore oil and gas processing, Capcis Limited)

A.1 Corrosion Risk Assessment Dalam perencanaan, diperlukan sebuah proses untuk menganalisa kemungkinan sebuah fasilitas mengalami degradasi akibat korosi. Risk assesment adalah proses untuk [1],[2] Review of corrosion management for offshore oil and gas processing, Capcis Limited

2

melakukan review terhadap kemungkinan kegagalan yang berhubungan dengan korosi, dan konsekuensinya jika kegagalan terjadi. Tujuannya adalah untuk membuat peringkat peralatan terhadap kecenderungan korosi lalu melakukan identifikasi untuk: a. Menghilangkan risiko : melalui perubahan disain b. Mitigasi : melalui coating, proteksi katodik dan inhibitor kimiawi c. Mengelola risiko: melalui inspeksi dan monitoring. Risiko korosi dinyatakan sebagai perkalian atara dua variabel, yaitu: a. Kemungkinan gagal: bergantung pada tipe kerusakan korosi sebuah komponen b. Konsekuensi: bergantung pada akibat kegagalan peralatan karena korosi, meliputi aspek keselamatan, lingkungan dan operasi Setelah kedua variabel dikalikan, didapat nilai risiko untuk setiap peralatan. Besaran risiko ini kemudian dibuat peringkat yang menjadi dasar dalam melakukan kegiatan inspeksi. A.2 Risk Based Inspection Adalah rencana inspeksi yang didasarkan pada perhitungan risiko suatu peralatan. Inspeksi diprioritaskan pada peralatan yang memiliki risiko tinggi, sehingga kegiatan inspeksi terfokus pada area yang paling kritis. Tujuan Risk Based Inspection adalah: a. Mengurangi risiko serendah mungkin b. Melakukan optimasi jadwal inspeksi c. Memfokuskan usaha inspeksi pada area kritis d. Mengidentifikasi metode inspeksi yang paling tepat A.3 Planning Dalam perencanaan, semua kegiatan manajemen korosi dijadwalkan.. Biasanya terdapat dua jangka perencanaan, yaitu jangka pendek (1 tahun) dan jangka panjang (5 tahun). Perencanaan jangka pendek disesuaikan dengan jadwal perawatan pipeline, sedangkan perencanaan jangka panjang disesuaikan dengan kebijakan perusahaan. Sebaiknya perencanaan dibagi menjadi beberapa area, yaitu: a. Perencanaan kerja: menyangkut teknik dan jadwal inspeksi b. Perencanaan sumber daya: menyangkut peralatan, sumber daya manusia dan biaya c. Prosedur: menjabarkan teknik pelaksanaan inspeksi secara tertulis. Prosedur tertulis menjamin konsistensi data inspeksi, memberikan batasan yang jelas mengenai ketidaksesuaian, serta membagikan tanggung jawab yang jelas mengenai pelaporan dan tindak lanjut hasil inspeksi. Diperlukan beberapa parameter untuk mengukur kesuksesan perencanaan, baik pada saat pelaksanaan maupun saat akhir. Parameter penting yang menjadi indikator tingkat kesuksesan perencanaan disebut Key Performance Indicator. Beberapa parameter Key Performance Indicator adalah: a. Jumlah kebocoran pertahun b. Jumlah ”near misses” atau nyaris terjadi kebocoran c. Presentase pelaksanaan inspeksi berjalan d. Jeda waktu antara kerusakan dengan waktu perbaikan selesai e. Jumlah kegagalan pasokan/outage akibat korosi

3

A.4 Implementation Manajemen korosi dilakukan dengan menggunakan dua teknik implementasi: • Proaktif: implementasi dilakukan sebelum korosi terjadi. Dasar dari implementasi ini adalah hasildari Corrosion Risk Assessment atau pengamatan atas temattempat yang memiliki kemungkinan korsi yang tinggi. Contoh implementasi proaktif adalah inspeksi dan monitoring. • Reaktif: implementasi dilakukan setelah korosi terjadi. Contoh implementasi reaktif adalah perbaikan kebocoran pipeline. Implementasi ini dibagi tiga yaitu inline, online dan offline. Implementasi inline menggunakan alat yang ditanam di dalam equipment, yang harus ditarik keluar untuk dianalisa. Implementasi online melibatkan alat monitor korosi yang terpasang langsung pada equipment, sedangkan implementasi offline meliputi inspeksi dan pengujian tidak merusak / NDT (Non Destructive Test) A.5 Data Gathering, Analysis and Reporting Terdapat beberapa data yang dapat dijadikan bahan analisa. Data-data ini didapat dari hasil implementasi baik inline, online maupun offline. • Inline: o Weight Coupons: Metode ini menggunakan sebuah logam yang dimasukkan dalam kurun waktu tertentu ke dalam aliran fluida untuk mengukur laju korosi akibat aliran. Laju korosi dapat dihitung dengan mengukur pengurangan berat logam tersebut. • Online: o Hambatan: hambatan sebuah logam berbanding terbalik dengan luas penampangnya. Dengan mengukur hambatan secara periodik, dapat diketahui laju pengurangan luas penampang pipeline yang kemudian dapat dikonversikan menjadi laju korosi. o Hambatan polarisasi linier: Metode ini dikembangkan oleh Stern dan Geary. Logam yang akan dianalisa dipolarisasi (diberikan tegangan) dan diukur arus yang mengalir. Nilai tegangan divariasikan diikuti dengan pencatatan perubahan arus. Dari gradasi tegangan dan gradasi arus, didapatkan besar hambatan polarisasi (Rp). Nilai Rp dapat dikonversi menjadi laju korosi. • Offline: o Inspeksi Visual o Pengujian Ultrasonic: digunakan untuk mengukur ketebalan logam. o Pengujian Radioaktif: permukaan logam dipaparkan dengan partikel energi tinggi yang berasal dari sinar ion. Akibatnya, sebagian kecil atom logam berubah menjadi isotop radioaktif. Isotop ini meradiasikan sinar gamma yang dapat diukur energinya. Energi terukur mengindikasikan ketebalan / massa logam A.6 Corrective Action Corrective action diperlukan untuk memperbaiki ketidaksesuaian yang ditemukan pada tahap Data Gathering, Analysis dan Reporting. Tipe tindakan yang dipilih tergantung dari tipe dan faktor penyebab korosi, seperti diberikan oleh Tabel 1.1.

4

Tabel 1.1: Tindakan Perbaikan pada Manajamen Korosi (Sumber: Review of corrosion management for offshore oil and gas processing, Capcis Limited)

Pilihan Material Lokasi Tindakan Pilihan Chemical Lokasi Tindakan Pilihan Coating Lokasi Tindakan Pilihan Proteksi Lokasi Katodik Tindakan Pilihan Proses Lokasi Kontrol Tindakan

B.

Besi C-Mn, corrosion resistant alloy, material non logam Pipeline, vessel, tanki, valve Pemilihan jenis material yang tepat Corrosion inhibitor, biocides, oxygen scavengers Pipeline, vessel, tangki Dosing / takaran, pencampuran unsur Organic coating, metallic coating General Pemilihan coating, inspeksi dan penjadwalan maintenance Sacirificial anode, impressed current Pipeline, vessel, tangki Pemilihan jenis proteksi katodik, sistem monitoring Monitoring pH, kadar air, H2S, CO2, tekanan, temperatur General Kontrol keasaman, dehidrasi gas, sweetening, pengurangan tekanan fluida

Manajemen Korosi dengan Proteksi Katodik

Ketika pipeline mulai mengalami kebocoran, terdapat kecenderungan bahwa kebocoran lebih lanjut akan terjadi dengan frekuensi yang semakin meningkat[3]. Menurut Peabody, jika dibuat kurva frekuensi kebocoran terhadap umur pipeline dalam tahun akan didapat hubungan yang linier seperti ditunjukkan oleh Gambar 1.1.

Gambar 1.2: Grafik Frekuensi Kebocoran Pipeline (Sumber: Peabody’s Pipeline Corrosion)

[3] Peabody’s Pipeline Corrosion

5

Dari grafik, terlihat proteksi katodik dapat mencegah munculnya kebocoran baru. Dengan demikian dapat diperkirakan seberapa besar benefit yang diperoleh dari proteksi katodik. Dengan proteksi katodik, perusahaan tidak perlu melakukan reparasi kebocoran yang akan semakin meningkat seiring dengan bertambahnya usia pipeline. Reparasi kebocoran membutuhkan biaya yang tidak sedikit, antara lain: • Biaya perbaikan kebocoran, termasuk pekerja, material, transportasi • Biaya perbaikan kerusakan fasilitas sekitar akibat kebocoran. Biaya ini bisa lebih besar daripada perbaikan kebocoran. • Biaya denda karena failure pipeline mengakibatkan kerugian konsumen Jika diasumsikan pada awal pertama telah diaplikasikan proteksi katodik pada pipeline. Jika diasumsikan biaya rata-rata tahunan untuk proteksi katodik dalah 400US$. Sedangkan jumlah kerusakan, pada Gambar 1.2, selama 22 tahun lifetime pipeline adalah 80 kali. Biaya kerusakan diasumsikan kecil yaitu 1500US$. Dengan demikian akan didapat benefit sebesar: • Biaya Proteksi Katodik : 22x4000US$ = 88000US$ • Biaya Kerusakan tanpa proteksi : 80x1500US$ = 120000US$ Dengan asumsi sederhana ini didapat penghematan biaya sebesar 32000US$. Dengan adanya proteksi katodik, perusahaan dapat menghemat biaya operasional pipeline. Dengan asumsi yang sama, dapat dilakukan perhitungan benefit jika proteksi katodik diaplikasikan setelah pipeline mengalami kebocoran pertama (pada tahun ke 12). Biaya total untuk proteksi katodik diasumsikan 70000US$. Nilai ini lebih kecil dari asumsi di bagian sebelumnya karena lifetime proteksi katodik yang lebih singkat, biaya annual lebih kecil meski biaya capital tetap sama. Biaya ini terdistribusikan dalam 10 tahun (lifetime pipeline 22 tahun dikurangi dengan tahun instalasi yaitu 12). Dengan demikian biaya annual proteksi katodik adalah 7000US$/tahun. Untuk biaya perbaikan kebocoran diasumsikan sama, yaitu 1500US$ perjumlah kerusakan. Dari grafik terlihat jumlah kerusakan yang mungkin terjadi adalah 70 kali (80-10, ditandai dengan garis merah). • Biaya Proteksi Katodik : 10x7000US$ = 70000US$ • Biaya Kerusakan tanpa proteksi : 70x1500US$ = 105000US$ Dengan asumsi sederhana ini didapat penghematan biaya sebesar 35000US$. Terdapat penghematan yang lebih besar dibanding dengan instalasi proteksi katodik di awal, namun besarnya tidak signifikan. Kedua simulasi ini membuktikan bahwa biaya proteksi katodik sebanding dengan manfaat yang diberikan. Kedua skema, instlasi proteksi di awal atau di tengah lifetime pipeline, menunjukkan adanya penghematan yang cukup berarti. Penghematan ini bisa jauh lebih besar nilainya jika aspek lain selain biaya perbaikan juga dimasukkan, yaitu: lingkungan, kegagalan produksi, keselamatan kerja, dsb. C.

Keekonomian Sistem Proteksi Katodik

Terdapat dua jenis biaya dalam perancangan Sistem Proteksi Katodik. • Initial Cost: biaya investasi Sistem Proteksi Katodik terdiri dari: 6

•

o Manhour engineering, perencanaan, disain, dan tes o Biaya material: anode, inverter, kabel o Biaya right of way: sistem impressed current punya biaya right of way yang lebih besar daripada sacrificial karena dibutuhkan area bebas untuk peletakan panel. o Biaya konstruksi unit Annual Cost: biaya untuk operasi dan perawatan, yang terdiri dari: o Biaya listrik: hanya dimiliki oleh impressed current, sacrificial anode tidak membutuhkan listrik o Biaya perawatan: dimiliki oleh impressed current, sacrificial anode tidak membutuhkan perawatan. o Biaya inspeksi: kedua sistem membutuhkan biaya inspeksi.

Secara ekonomi, impressed current lebih baik digunakan untuk pipeline berdiameter besar dan panjang, yang terletak / tertanam pada tanah dengan nilai resistansi yang tinggi. Sistem ini memiliki sumber tegangan independen dari rectifier, sehingga mampu melakukan injeksi arus secara efisien pada area yang luas. Kerugian dari sistem ini adalah adanya biaya rutin untuk listrik dan perawatan inverter. Pada saat konstruksi juga diperlukan biaya untuk commissioning dan fine tuning converter. Sebaliknya, sistem galvanic sacrificial anode lebih baik digunakan untuk pipeline dengan diameter kecil dan pendek, yang tertanam pada tanah dengan nilai resistansi yang rendah. Sistem ini lebih ekonomis dalam skala kecil karena tidak membutuhkan perawatan dan biaya listrik. Pembahasan yang lebih detail mengenai kedua jenis proteksi diberikan dalam Bab 2.

7

Bab 2: Korosi dan Teknik Pengendalian A.

Pengertian Korosi

Logam yang mengalami kontak dengan elektrolit (air, uap air, tanah lembab) akan mengalami korosi. Proses korosi diakibatkan oleh perpindahan elektron pada logam, yang akan diikuti konsumsi elektron tersebut elektrolit. Perpindahan elektron adalah proses oksidasi, sedangkan konsumsi elektron adalah proses reduksi. Kedua proses ini adalah prasarat terjadinya korosi. Hilangnya salah satu proses akan mengakibatkan proses korosi terhenti.

Fe → Fe 2+ + 2e − O2 + 2 H 2 O + 4e − → 4OH −

oksidasi reduksi

(2.1) (2.2)

Driving voltage berkaitan dengan energi Gibs yang dimiliki material. Persamaan hukum Gibs diberikan oleh: ΔG = − z FE (2.3) Dengan z adalah jumlah perubahan valensi akibat reaksi kimia, F adalah konstanta Faraday dan E adalah gaya gerak listrik. Reaksi terjadi secara natural jika ΔG bernilai negatif, yang berarti E adalah positif. Sebagai catatan, gaya gerak listrik E bukanlah perbedaan tegangan antara pipeline dengan elektrolit. E adalah perbedaan tegangan yang terjadi akibat proses oksidasi dan reduksi, seperti dinyatakan oleh: E = E o reduction − E o oxidation (2.4) o Dengan E adalah driving voltage yang dimiliki logam (relatif terhadap reduksi hidrogen, Tabel 2.1). Korosi terjadi jika Eo metal lebih kecil daripada Eo elektrolit. Dapat disimpulkan, semakin negatif driving voltage sebuah unsur, semakin besar kecenderungan unsur mengalami korosi. Tabel 2.1 Driving Voltage Unsur

Material Silver (Ag/Ag+) Tembaga (Cu/Cu2+) Air (O2+H20+4e- = 4OH-) Hidrogen (H2) Besi (Fe/Fe2+) Zinc (Zn/Zn2+) Magnesium (Mg2+)

Driving Voltage (V) +0.8 (katodik) +0.34 +0.401 0 (reference) -0.44 -0.76 -2.36 (anodik)

8

Gambar 2.1: Proses Korosi pada Pipeline (sumber: Peabody’s Control of Pipeline Corrosion)

Proses korosi pipeline dapat dijelaskan sebagai berikut. Bagian yang mengalami oksidasi adalah anode. Akibat oksidasi, terjadi aliran arus DC / aliran muatan positif dari permukaan logam ke elektrolit. Elektron mengalir di dalam pipa, berkebalikan dengan aliran arus listrik. Aliran elektron menuju ke sebuah tempat di mana air dan oksigen akan tereduksi. Bagian yang mengalami reduksi adalah katode. Jadi, di dalam proses korosi dibutuhkan empat komponen: a. Anode : bagian logam yang mengalami korosi b. Katode : bagian logam yang mengkonsumsi elektron c. Konduktor yang menyambungkan anode dan katode, yaitu pipeline itu sendiri d. Anode dan katode terendam dalam sebuah elektrolit (air atau tanah lembab).

B.

Teknik Pengendalian Korosi

Terdapat dua cara pengendalian korosi, yaitu : • Coating: pipa diberikan isolasi agar tidak menyentuh elektrolit • Proteksi katodik: pipeline (yang merupakan anode natural) diubah menjadi sebuah katode. B.1

Coating

Fungsi Coating: a. Insulator elektrik yang baik. Resistansi yang tinggi sangat penting untuk menghambat proses elektrokimia seperti oksidasi dan reduksi. b. Penghalang kelembaban. c. Perlindungan terhadap holiday. Holiday atau celah pada insulator biasanya diakibatkan oleh proses fisika dan proses kimia. Proses fisika penyebab holiday adalah stress yang terjadi pada tanah yang memiliki perbedaan yang mencolok antara daerah basah dan kering. Proses kimia yang menimbulkan holiday biasanya akibat ketidaktahanan coating terhadap kondisi asam dan basa tanah. B.2

Proteksi Katodik

9

Seperti dijelaskan sebelumnya, di sepanjang jalur pipeline terdapat area anode dan area katode. Pada area anode, arus mengalir dari pipeline menuju ke elektrolit dan pipeline mengalami korosi pada bagian tersebut. Pada area katode, arus mengalir menuju pipa dan memperlamban laju korosi di daerah tersebut. Dengan cara yang sama, jika seluruh bagian pipeline menerima aliran arus, laju korosi pipeline keseluruhan pasti akan berkurang. Prinsip ini yang digunakan di dalam proteksi katodik.

Gambar 2.2: Prinsip Proteksi Katodik (sumber: Peabody’s Control of Pipeline Corrosion)

Arus DC dialirkan secara paksa menuju permukaan logam. Akibatnya, permukaan logam yang tadinya memiliki potensial positif bergeser nilainya menjadi negatif. Kebalikan dengan kondisi natural, di mana pipeline adalah anode, dalam sistem ini seluruh permukaan pipeline berfungsi sebagai katode. Laju korosi dapat dihambat karena pada katode tidak terjadi oksidasi. Secara general terdapat dua jenis proteksi katodik: a. Galvanic Sacrificial Anode: pipeline disambungkan dengan logam aktif yang ditanam di sebuah groundbed melalui sebuah konduktor. Logam aktif adalah logam dengan driving voltage lebih negatif daripada material pipa. Karena sifat ini, logam aktif akan menjadi anode, sedangkan pipeline berubah menjadi katode. Pipeline akan terinjeksi oleh arus dan proses oksidasi hanya akan terjadi di logam aktif. Pada akhirnya logam aktif yang akan habis terkonsumsi karat. b. Impressed Current: pipeline diinjeksikan dengan arus DC menggunakan sumber tegangan independen. Injeksi bertujuan untuk mengubah potensial pipeline menjadi negatif, yang pada akhirnya mengubah pipeline menjadi katode.

10

Bab 3: Teknik Proteksi Katodik A.

Sacrificial Anode

A.1

Pengertian

Sacrificial anode menggunakan sebuah elektrode aktif yang seolah “dikorbankan” untuk berkarat. Sebagai anode digunakan magnesiumdan zinc, yang memiliki sifat lebih aktif daripada besi.. Sebelumnya telah dijelaskan bahwa korosi terjadi jika selisih gaya gerak listrik antara proses reduksi dan oksidasi bernilai positif. Tabel 3.1 Driving Voltage Unsur

Material Silver (Ag/Ag+) Tembaga (Cu/Cu2+) Air (O2+H20+4e-=4OH-) Hidrogen (H2) Besi (Fe/Fe2+) Zinc (Zn/Zn2+) Magnesium (Mg2+)

Driving Voltage (V) +0.8 (katodik) +0.34 +0.401 0 (reference) -0.44 -0.76 -2.36 (anodik)

Besar GGL pada reaksi oksidasi besi dan reduksi air adalah: E = E o reduction − E o oxidation = +0.401 − (−0.44) = +0.441 (3.1) E bernilai positif dan oksidasi pada besi / korosi secara natural terjadi. Reaksi tidak akan terjadi jika E bernilai negatif. Sebagai contoh, jika besi disambungkan dengan logam yang lebih aktif/ anodik seperti Magnesium, besar E untuk oksidasi besi adalah: E = E o reduction − E o oxidation = −2.36 − (−0.44) = −1.92 (3.2) Dapat disimpulkan, proses oksidasi pada besi tidak akan terjadi jika besi disambungkan dengan logam lain yang lebih aktif/anodik. Ini adalah prinsip dasar sistem sacrificial anode. Pipeline disambungkan dengan logam anodik/aktif sehingga berubah sifatnya menjadi katode. Sebagai katode, pipeline mengalami proses reduksi. Proses oksidasi terjadi pada logam aktif yang akhirnya akan habis karena korosi. Dari tabel terlihat magnesium dan zinc mempunyai driving voltage yang lebih rendah dari besi. Oleh karena itu kedua material ini digunakan sebagai sacrificial anode. Anode magnesium memiliki laju konsumsi yang sangat lamban, sekitar 4.3kg/Amp/year, sednagkan zinc mempunyai laju konsumsi yang lebih cepat, sekitar 11.75kg/Amp/year. Artinya, jika digunakan pada tempat yang sama, Magnesium mampu memberikan perlindungan yang lebih lama. Sebagai rule of thumb, anode zinc dipakai untuk tanah dengan tahanan rendah (di bawah 1500 Ωcm), sedangkan magnesium dipakai untuk tanah dengan tahanan tinggi (antara 1500 s/d 10000 Ωcm). Berat anode bervariasi dari 1,4 kg sampai 30 kg. Berat akan menentukan lifetime sistem proteksi. Anode juga tersedia dalam berbagai ukuran. Ukuran berpengaruh terhadap resistansi sistem.

11

Instalasi sacrificial anode dapat dilakukan secara sebagian atau menyeluruh, tergantung jumlah dana yang tersedia. Jika dana terbatas, biasanya sacrificial anode hanya diinstal di di tempat yang pernah mengalami kebocoran pipa. A.2

Prinsip Perancangan

Penggunaan sacrificial anode digunakan untuk tahanan tanah yang rendah (kurang dari 10000Ωcm) dan membutuhkan arus injeksi yang kecil (kurang dari 1A). Untuk sistem proteksi dengan arus injeksi dan tahanan tanah yang besar, sistem impressed current lebih ekonomis karena tidak memerlukan banyak anode. Langkah perancangan diberikan sebagai berikut. 1. Menghitung Luas Permukaan Proteksi Tidak semua permukaan pipeline perlu diproteksi. Luas ini tergantung dari diameter pipeline, panjang pipeline dan efisiensi coating. Efisiensi coating (fc) tergantung dari lifetime, ketebalan dan kategori coating. Terdapat empat kategori coating, yaitu: : satu lapisan primer, ketebalan 50μm DFT (dry film thickness) a. Kategori I : satu lapisan primer, ditambah satu lapisan sekunder, 150-250 μm b. Kategori II DFT c. Kategori III : satu lapis primer, dua lapis sekunder / intermediate coating, minimum 300 μm DFT d. Kategori IV : satu lapis primer, tiga lapis sekunder/intermediate coating, minimum 450 μm DFT Kategori coating kemudian dibandingkan dengan lifetime sistem proteksi, sehingga ditemukan efisiensi coating, seperti dinyatakan oleh Gambar 3.1.

Gambar 3.1: Diagram Efisiensi Coating vs Limetime (Kategori 1, sumber: DNV RP-B401)

12

Setelah menemukan efisiensi coating, luas area proteksi (Ap) dapat dicari dengan menggunakan rumus: Ap = fc ⋅ π ⋅ d ⋅ l (3.5) dengan d dan l adalah diameter dan panjang pipeline. 2. Mengetahui Densitas Arus dan Menghitung Arus Proteksi Densitas arus (ρ) adalah besaran yang telah disediakan nilainya oleh berbagai standard. Sebagai contoh diberikan Tabel 3.2. Tabel 3.2: Densitas Arus untuk Pipa Bawah Tanah

Environment Neutral Soil Well Aerated Neutral Soil Wetsoil Highly Acidic Soil Heated Soil Stationary Freshwater Moving Freshwater Seawater

Density (mA/sqft) 0.4 to 1.5 2 to 3 1 to 6 3 to 15 3 to 25 1 to 6 5 to 15 3 to 10

*) Sumber: TM-5-811-7 Technical Manual US ARMY

Sedangkan untuk pipeline yang berada di offshore, NACE memberikan daftar densitas arus sesuai dengan lokasi. Tabel 3.3: Densitas Arus untuk Offshore

*)Sumber: NACE 0176-1994 Setelah mengetahui densitas arus, dapat dihitung total arus proteksi (Ip) yang dibutuhkan, yaitu: Ip = ρ ⋅ Ac (3.6) dengan adalah ρ densitas arus dan Ac luas permukaan proteksi. 3. Memilih Anode dan Menghitung Hambatan Anode dengan Elektrolit

13

Hambatan sangat tergantung dari hambat jenis elektrolit dan bentuk anode. Setiap standard memberikan persamaan yang spesifik terhadap bentuk anode. Untuk praktisnya, terdapat dua persamaan yang dipakai sebagai pendekatan, yaitu Dwight’s Equation dan Mc Coy’s. Dwight’s Equation dinyatakan dengan: 0,159 ⎡ 4 L ⎤ (3.7) ln − 1⎥ Rae = ρ L ⎢⎣ r ⎦ Persamaan ini digunakan jika anode memenuhi syarat: 4L/r≥16, dengan L dan r adalah panjang dan radius anode. Mc Coy’s Equation dinyatakan dengan: 0,315ρ (3.8) Rae = A Persamaan ini digunakan jika anode memenuhi syarat: 4L/r