Rusnaldy, dkk./ ROTASI, Vol. 24  No. 4  (Oktober  2022) Hal. 49-56
Analisis Kerusakan pada Secondary Superheater Tube di Sistem Boiler pada Power Plant Akibat Proses Soot Blowing
Rusnaldy*, Muhammad Tauviqirrahman, Norman Iskandar Departemen Teknik Mesin, Fakultas Teknik, Universitas Diponegoro Jl. Prof Soedarto, SH, Kampus Undip Tembalang, Semarang *E-mail: rusnaldy@lecturer.undip.ac.id

## Abstract
This paper examines the causes of surface damage to the secondary superheater tube in a Power Plant in the form of tube wall thinning. The tube has been in operation for approximately ten years. The tube has not been replaced because it is rated for approximately 30 years of operation. The tube is made of ASTM SA-213-T12 steel. A section of the tube was discovered to have thinning on the outer surface. On the  superheater  tube,  failure  analysis  is  performed,  which  includes  visual  inspection,  metallurgical analysis, mechanical and thermal analysis, as well as simulations to support the failure process of the superheater  tube.  The  results  indicate  that  no  tube  damage  has  occurred  as  a  result  of  plastic deformation or thermal effect. Damage to the tube's outer surface in the form of thinning occurs as a result of  erosion  caused by the soot blowing  process used to  remove fly ash deposits attached to  the tube's outer surface
Keywords: Failure Analysis, Secondary superheater tube, Boiler, Erosion, Soot Blowing

## Abstrak
Makalah ini berisi  analisa penyebab kerusakan pada permukaan pipa secondary superheater di  suatu Power Plant berupa terjadinya penipisan pada dinding pipa. Pipa sudah beroperasi sekitar 10 tahun. Pipa belum mengalami pergantian karena memang didesain untuk beroperasi selama kurang lebih 30 tahun. Material pipa  adalah baja ASTM SA-213-T12. Ada bagian dari pipa yang ditemukan telah mengalami penipisan  ketebalan  pada  bagian  permukaan  luar.  Analisa  kegagalan  dilakukan  terhadap  pipa superheater yang  meliputi  inspeksi  visual,  analisa  metalurgi,  analisa  mekanik  dan  termal  serta melakukan simulasi untuk mendukung proses terjadinya kegagalan pada pipa superheater . Hasil analisis menunjukkan  bahwa  tidak  ditemukan  indikasi  kerusakan  pipa  akibat  deformasi  plastis  dan  termal. Kerusakan berupa penipisan dinding permukaan pipa bagian luar disebabkan oleh peristiwa erosi akibat proses soot  blowing yang  digunakan  untuk  menghilangkann  deposit fly  ash yang  menempel  pada permukaan luar pipa
Kata kunci: Analisa Kerusakan, Secondary superheater tube, Boiler , Erosi, Soot Blowing
1. Pendahuluan
Boiler adalah salah satu komponen penting pada industri pembangkit bertenaga uap Fungsi utama dari boiler pada industri  pembangkit  adalah  merubah  air  menjadi  uap  bertekanan  tinggi  untuk  menggerakan  turbin  dan  menghasilkan listrik.  Uap  dipanaskan  dalam  suatu superheater konvektif  pada  temperatur  tinggi  sebelum  dikirim  ke  turbin.    Pipa superheater berfungsi untuk menaikkan temperatur uap jenuh menjadi uap panas lanjut dengan memanfaatkan gas panas hasil  pembakaran.  Uap  yang  masuk  ke superheater berasal  dari steam  drum . Superheater terbagi  dua  yaitu primary superheater dan secondary superheater. Lokasi pipa secondary superheater tersebut dapat dilihat pada Gambar 1. Secondary superheater terletak pada bagian laluan gas yang sangat panas yaitu diatas ruang bakar dan menerima panas radiasi langsung dari ruang bakar. Informasi di lapangan menunjukkan bahwa temperatur uap masuk secondary superheater adalah 414 o C dan temperatur keluar sebesar 541 o C, dengan tekanan sebesar 169 kg/cm 2 . Uap yang keluar dari secondary superheater kemudian digunakan untuk memutar HP Turbine. Pipa superheater adalah termasuk pipa yang banyak mengalami kegagalan. Diperkirakan 10% dari semua kerusakan pembangkit listrik disebabkan oleh creep fracture pada pipa-pipa boilernya. Secara umum, 30% kerusakan pada semua pipa di boiler disebabkan oleh creep [1]. Jones melaporkan  kegagalan pipa superheater karena creep , yang ditunjukkan pada morfologi patahan dan terjadinya perubahan struktur mikro setelah terekspos pada temperatur yang tinggi dan dalam waktu yang lama [1].
Ada beberapa laporan hasil analisa kegagalan pipa-pipa pada boiler yang telah dilakukan oleh peneliti lain akibat beberapa  penyebab,  khususnya  pipa superheater .  Himarosa  dkk  melakukan  investigasi    penyebab  kebocoran  pada beberapa pipa boiler di salah satu pembangkit listrik di Indonesia [2]. Penyebab kebocoran adalah material pipa yang digunakan tidak sesuai dengan standar, terjadinya retak akibat thermal fatigue dan penipisan dinding pipa akibat erosi.
Rusnaldy, dkk./ ROTASI, Vol. 24  No. 4  (Oktober  2022) Hal. 49-56
Analisa  kegagalan  pada  pipa superheater juga  telah  dilakukan  oleh  Li  dkk,  2022  [3].  Pipa superheater yang  diamati berasal dari pabrik semen.  Kegagalan yang terjadi berupa retak akibat stress corrosion cracking . Sementara itu Dsilva dkk meneliti penyebab kegagalan pipa superheater suatu  boiler yang digunakan di  industri  pupuk tanaman  [4]. Hasil analisa menunjukkan bahwa pipa mengalami kegagalan akibat proses erosi-korosi karena adanya garam-garam alkalin di dalam flue gas . Kegagalan lain akibat overheating juga ditemukan pada pipa-pipa superheater di industri pembangkit [5−8] . Overheating adalah  satu  mekanisme  kegagalan  yang  sering  terjadi  pada  pipa boiler ,  terutama  pada  pipa  yang beroperasi  pada  temperatur  yang  relatif  tinggi  seperti superheater dan reheater .  Degradasi  akibat overheating akan bertambah dengan naiknya temperatur, tegangan dan waktu [9]. Overheating juga dapat terjadi karena adanya deposit yang menempel pada permukaan pipa yang beroperasi pada temperatur tinggi.
Untuk  mengatasi  berbagai  masalah  yang  terkait  dengan  efisiensi  perpindahan  panas  pada boiler akibat  adanya deposit/ fly ash yang menempel pada permukaan pipa, digunakan proses soot blowing untuk membersihkan bagian luar pipa dari fly ash yang menempel tersebut. Deposit fly ash sangat tergantung pada sifat dan komposisi mineral batubara yang  digunakan  [10]. Fly  ash yang  menempel  pada  permukaan  pipa  dapat  dihilangkan  dengan soot  blower dengan menggunakan  medium  seperti  uap,  gelombang  suara,  gas  dan  lainnya  Jika soot  blowing tidak  dilakukan  tepat  waktu pengendapan deposit akan menjadi berlebihan yang akan mengurangi efisien perpindahan panas. Kebalikannya, jika soot blowing dilakukan terlalu sering, maka akan mengakibatkan terjadinya erosi pada permukaan pipa [11]. Pada  makalah  ini  analisa  kegagalan  terhadap  pipa superheater yang  berasal  dari  sistem boiler di  satu  industri pembangkit dilakukan. Analisa meliputi inspeksi visual, analisa metalurgi, analisa mekanik dan termal serta melakukan simulasi untuk mendukung proses terjadinya kegagalan pada pipa superheater .
Gambar 1 . Perkiraan lokasi pipa superheater pada Sistem Boiler [9].

## 2. Kondisi Operasional Pipa
Dari informasi yang diperoleh menyebutkan bahwa pipa sudah beroperasi sekitar 10 tahun. Pipa belum mengalami pergantian karena memang didesain untuk beroperasi selama kurang lebih 30 tahun. Material pipa  adalah baja ASTM SA-213-T12. Dari hasil pengukuran dimensi diperoleh bahwa diameter luar (OD) pipa adalah 50,80 mm dan tebal rata- rata dinding pipa sebesar 7,80 mm. Data operasional pipa adalah temperatur di dalam pipa (inner temperature) sebesar 414 o C, tekanan di dalam pipa (inner pressure) sebesar 17 MPa dan flue gas temperature sebesar 900 o C.

## 3. Inspeksi Visual
Kondisi  pipa    yang  diterima  dapat  dilihat  pada  Gambar  2.  Inspeksi  visual  dilakukan  untuk  mendeteksi  lokasi kerusakan pada pipa tersebut. Hasilnya dapat dilihat pada Gambar 3 - 5.
Dari hasil inspeksi visual dapat ditarik kesimpulan sebagai berikut:
a. Ditemukan adanya penipisan dinding pipa bagian luar yang kemungkinan disebabkan karena erosi (lihat Gambar 3). Penipisan yang terjadi sebesar 2,32 – 2,40 mm
b. Ditemukan adanya kerak yang cukup tebal dan menempel cukup kuat pada bagian luar pipa yang tidak mengalami erosi (lihat Gambar 4).
c. Tidak ditemukan adanya deposit yang berlebihan pada bagian dalam pipa (lihat Gambar 5).
d. Tidak  ditemukannya  adanya  kerusakan  akibat  korosi  pada  bagian  dalam  pipa,  seperti pitting  corrosion , caustic corrosion dan jenis korosi lainnya yang membahayakan (lihat Gambar 5).
e. Tidak ditemukan terjadinya penipisan dinding pipa bagian dalam dan tidak ada bukti kerusakan pipa yang diawali dari dalam pipa.
Gambar 2. Sampel pipa yang diterima dan area yang mengalami masalah seperti ditunjukkan tanda panah
Gambar 3. Area dari pipa yang mengalami penipisan dan memiliki profil. Bergelombang pada dinding luar
Gambar 4. Area dari sisi lain pipa yang memperlihatkan adanya kerak yang menempel dengan keras pada dinding luar  pipa
Gambar 5 . Bagian dalam pipa yang menunjukkan kondisi pipa masih dalam keadaan baik

## 4.   Analisa Metalurgi
Untuk menguji kebenaran kesimpulan pada hasil inspeksi visual, maka dilakukan serangkaian pengujian  dan analisa metalurgi untuk membuktikannya. Pengujian-pengujian tersebut adalah sebagai berikut:

## 4.1. Pengujian Komposisi Kimia dan Kekerasan Material Pipa
Pengujian  ini  bertujuan  untuk  membuktikan  bahwa  tidak  ada  kesalahan  dalam  memilih  material  pipa  yang digunakan. Spesifikasi dari material pipa secondary superheater yang digunakan adalah SA-213-T12. Hasil pengujian komposisi kimia dan kekerasan dibandingkan dengan standar ASTM A213 dan hasilnya dapat dilihat pada Tabel 1 dan 2.
Rusnaldy, dkk./ ROTASI, Vol. 24  No. 4  (Oktober  2022) Hal. 49-56
Tabel 1 . Hasil Uji Komposisi Kimia Material Pipa
Unsur ASTM A213 (%) Hasil Uji (%) C 0,05 – 0,15 0,20 Mn 0,30 – 0,60 0,629 P (maks) 0,025 0,046 S (maks) 0,025 0,021 Si (Min) ≤ 0,5 0,20 Cr 0,80 – 1,25 0,958 Mo 0,44 – 0,65 0,478 Tabel 2. Hasil Uji Kekerasan Material Pipa ASTM A213 (HRB) Hasil Uji (HRB) Maks. 85 82,5 – 85,5
Kesimpulan  yang  dapat ditarik  dari  hasil  pengujian  material  pipa  adalah  “Material  pipa  yang  digunakan  sesuai dengan spesifikasi yang telah ditentukan”.

## 4.2.   Pengamatan Struktur Mikro dan Pengujian Kekerasan di Area yang Rusak
Pengamatan struktur mikro diperlukan untuk melihat adakah perubahan fasa atau struktur mikro yang terjadi selama pipa digunakan. Pengamatan juga untuk membuktikan bahwa rusaknya pipa memang terjadi karena erosi bukan sebab lainnya. Sampel untuk pengamatan struktur mikro diambil dari pipa yang mengalami penipisan pada dinding luarnya dan permukaannya berbentuk gelombang (Gambar 6). Foto struktur mikro yang dihasilkan dapat dilihat pada Gambar 7 dan 8. Sementara itu  hasil  uji  kekerasan  pada  area  yang  bebas  dari  kerusakan  dan  area  yang  mengalami  kerusakan  dapat dillihat pada Tabel 3.
Dari hasil analisa foto struktur mikro dan uji kekerasan di area yang mengalami penipisan dapat disimpulkan bahwa: (1) Kerusakan terjadi bukan karena adanya deformasi plastis atau pengaruh termal, karena tidak ada perubahan struktur mikro yang terjadi secara signifikan. Struktur mikro yang terdapat di kedua specimen sama, yaitu ferit dan perlit; (2) Hasil uji kekerasan pada area yang mengalami penipisan sedikit turun; (3) Dari foto permukaan pada area pipa yang mengalami penipisan terlihat bahwa penipisan dinding tabung terjadi karena proses erosi (lihat gambar 9).
Gambar 6 . Area pengamatan struktur mikro dan uji kekerasan pada pipa yang mengalami penipisan pada dinding luarnya
Gambar 7 . Foto struktur mikro pada area yang jauh dari lokasi pipa yang mengalami penipisan pada dinding
Gambar 8 . Foto struktur mikro pada area pipa yang mengalami penipisan pada dinding
Tabel 3. Hasil Uji Kekerasan di Area Sekitar Defect dan Bebas dari Defect. Lokasi Kekerasan (HRB) Bebas dari defect 82,5 – 85,5 Area sekitar defect 76,0 – 80,0
Gambar 9 . Foto permukaan pada area pipa yang mengalami penipisan pada dinding luar

## 4.3.  Analisa XRD Deposit di Permukaan Bagian Luar Pipa
Pada bagian internal pipa tidak ditemukan adanya deposit yang berlebihan serta indikasi kerusakan akibat adanya korosi ( pitting corrosion , caustic corrosion dan lain sebagainya), seperti terlihat pada Gambar 5. Namun pada permukaan bagian luar pipa banyak dijumpai adanya kerak atau deposit yang cukup tebal dan menempel secara kuat pada pipa (lihat Gambar  4).  Untuk  itu  perlu  dilakukan  pengujian   XRD  untuk  mengetahui  jenis  senyawa  yang  dikandung  kerak  atau deposit tersebut. Hasil pengujian XRD dari deposit tersebut dapat dilihat pada Gambar 10 dan Tabel 4.
Dari hasil pengujian XRD dapat ditarik kesimpulan: (1) Terdapat banyak kerak atau deposit yang menempel pada dinding luar pipa pada  sisi  yang tidak mengalami  erosi; (2)  Jenis senyawa yang ditemukan pada kerak kemungkinan berasal dari fly ash .
Gambar 10 . Grafik hasil pengujian XRD dari deposit pada permukaan bagian luar pipa
Rusnaldy, dkk./ ROTASI, Vol. 24  No. 4  (Oktober  2022) Hal. 49-56
Tabel 4. Data senyawa yang ditemukan pada deposit hasil pengujian XRD .

## Senyawa yang Ditemukan
Iron Oxide (Hematite), Fe 2 O 3 Analcite, Na 2 O.Al 2 O 3 .4SiO 3 .2H 2 O

## 5.   Analisa Mekanik dan Termal
Dari kondisi internal operasional pipa bisa dilihat beban kerja yang tinggi dialami oleh pipa ini baik secara termal maupun tekanan dari dalam. Dari sisi luar secara termal pipa ini juga mengalami terpaan panas dari flue gas yang berasal dari furnace .
Selain  faktor  internal  dan  eksternal  pipa  ada  instrumen  lain  yang  bekerja  pada  pipa  ini,  yaitu soot  blower . Penempatan soot  blower ada pada kedua sisi  yang berhadapan dan bekerja secara bergantian per  masing-masing  sisi, dimana kedua sisi bisa di sebut Sisi A dan Sisi B (lihat Gambar 11). Soot blower Sisi A dan Sisi B dari informasi yang didapat, memiliki panjang jangkauan yang tidak sama. Sehingga jika dijalankan secara bersamaan kemungkinan akan terjadi  benturan,  karena  salah  satu  sisi  tumpang  tindih  terhadap  sisi  yang  lain.  Hal  ini  berimbas  resiko  lendutan soot blower akibat temperatur panas yang tinggi  pada daerah operasi  juga berbeda. Hal ini beresiko  karena bisa berakibat proses cleaning tidak berjalan baik.
Gambar 11 . Sketsa pipa secondary super heater pada daerah yang mengalami penipisan tebal (ukuran dalam mm).

## 6.   Simulasi Pendukung
Berdasarkan analisa mekanik dan termal yang telah dijelaskan sebelumnya (Bagian 5), maka akan disimulasikan beberapa kasus variasi penipisan dinding untuk diinvestigasi pengaruhnya terhadap kekuatan pipa selama masa operasi boiler seperti disajikan dalam Tabel 5. dengan mengasumsikan bahwa penipisan tebal terjadi di seluruh permukaan pipa. Berdasarkan dari kondisi operasi, pipa secondary superheater (SSH) terletak pada bagian laluan gas yang sangat panas. Geometri untuk pemodelan, sifat material, serta kondisi batas yang digunakan untuk keperluan simulasi komputer tersaji dalam Tabel 6 – 8.
Tabel 5. Kasus Variasi Penipisan Dinding Pipa yang akan Disimulasikan pada Pipa
Kasus Ketebalan dinding (mm) Penipisan tebal (%) Diameter pipa (mm) 1 7,80 0 50,80 (diameter luar) 2 5,48 30 43,00 (diameter dalam) 3 5,40 31 43,00 (diameter dalam) Tabel 6. Dimensi Hasil Pengukuran Pipa Dimensi Terukur (mm) Nilai Outer Diameter 50,80 Tebal 7,80
Tabel 7. Sifat Material Pipa (Sumber: ASME Section II Part. D).
Sifat Mekanik dan Fisik Pipa Nilai Tensile strength (MPa) min 415 Yield strength (MPa) min 220 Elongation GL=2in  min 0.30 Young Modulus (MPa) 200.000 Isotropic thermal conductivity (W/m o C) 60,5 Specific heat (J/kg o C) 434 Tabel 8. Data Operasional Pipa
Kondisi Operasional Nilai Inner temperature ( o C) 414 Inner pressure (MPa) 17 Flue gas temperature ( o C) 900
Hasil simulasi berupa tegangan von Mises maksimum disajikan dalam Tabel 9 dan Gambar 12. Berdasarkan hasil ini, diperoleh kesimpulan bahwa jika penipisan ketebalan dinding terjadi sampai 30 %, kenaikan tegangan von Mises maksimum naik hingga 46 %. Hal ini berarti bahwa jika beban termal dan tekanan yang diakibatkan oleh fluida panas dari dalam pipa dan beban termal oleh gas pembakaran dari luar pipa terjadi secara terus menerus maka kekuatan pipa untuk menahan beban tersebut juga akan semakin turun. Pipa juga menjadi sangat rentan mengalami deformasi plastis. Ini  dikarenakan penipisan dinding menyebabkan  semakin mendekatinya tegangan von  Mises maksimum  ke tegangan luluh minimal material yang dipersyaratkan. Berdasarkan Tabel 10, penipisan dinding sebesar 30% akan menyebabkan penurunan kekuatan untuk menahan deformasi plastis sebesar 12%. Jika dikaitkan dengan kasus yang terjadi pada Pipa, maka apabila ada partikel solid (misalnya fly ash) maupun fluida lain yang menghantam pipa dari luar, seperti saat soot blower dioperasikan, maka pipa akan menjadi sangat mudah terdeformasi plastis, kemudian mengalami abrasive wear , dan akhirnya ada bagian material pipa yang tergerus dan hilang akibat erosi. Pipa akan menjadi semakin tipis dan semakin cepat mengalami kegagalan.
Tabel 9. Pengaruh Penipisan Ketebalan Dinding Pipa Terhadap Tegangan Von Mises Maksimum
Kasus Penipisan ketebalan (%) Maximum von Mises stress  (MPa) Kenaikan tegangan von Miles (%) 1 0 69,83 0 2 30 94,77 58 3 31 93,77 58
Gambar 12 . Pengaruh ketebalan pipa terhadap tegangan von Mises maksimal yang dihasilkan
Rusnaldy, dkk./ ROTASI, Vol. 24  No. 4  (Oktober  2022) Hal. 49-56
Tabel 10. Hubungan Penipisan Dinding dan Penurunan Kekuatan Material
Kasus Penipisan ketebalan (%) | 𝜎 𝑦 − 𝜎 𝑣𝑜𝑛𝑀𝑖𝑠𝑒𝑠 𝑚𝑎𝑥 𝜎 𝑦 | × 100% Penurunan kekuatan material (%) 1 0 74 - 2 30 62 12 3 31 62 12
Dimana, 𝜎 𝑦 adalah  tegangan luluh material pada temperatur ruang normal (desain awal).

## 7.   Kesimpulan
Dari  hasil analisa yang  telah dilakukan dapat  ditarik  kesimpulan: (1) Pada permukaan luar ditemukan terjadinya penipisan dinding pipa pada bagian yang terkena soot  blowing dan ditemukan adanya deposit yang cukup tebal  pada permukaan pipa yang tidak mengalami soot blowing ; (2) Material pipa yang digunakan sudah sesuai dengan spesifikasi yang ditentukan; (3) Tidak ditemukan indikasi kerusakan pipa akibat deformasi plastis dan termal; (4) Kerusakan berupa penipisan dinding permukaan pipa bagian luar disebabkan oleh peristiwa erosi akibat proses soot blowing .

## Daftar Pustaka
[1]  Jones,  D.R.H,  2004, “ Creep  failures  of  overheated  boiler,  superheater  and  reformer  tubes ,” Engineering  Failure Analysis , 11: 873-893.
[2] Himarosa, R.A., Hariyanto, S.D., Hasan, W.H., Muflikhun, M.A., 2022, “ Failure analysis of platen superheater tube, water  wall  tube,  and  sealpot  plate:  A  case  study  from  electricity  power  plant  in  indonesia ,” Engineering  Failure Analysis , 135: 106-108.
[3] Li, Y., Chen, H., Pan, Z., Liang, H., Wang, Z., Li, Z., Kuang, Y., 2022, “ Failure analysis of superheater tubes in an air quenching cooler waste heat boiler ,” Engineering Failure Analysis, 131: 105869
[4] Dsilva, P.C., Bhat, S., Banappanavar, J., Kodancha, K.G, Hegde, S.R., 2021, “ Premature failure of superheater tubes in a fertilizer plant ,” Engineering Failure Analysis, 121: 150-152.
[5] Shishavan, B,H., Nerbina, H.F., Samani, M.N., Ashtaria, P., Nasirpouria, F., 2019, “ Failure analysis of a superheater tube ruptured in a power plant boiler: Main causes and preventive strategies ,” Engineering Failure Analysis ,  98: 131 – 140.
[6] Dehnavi, F., Eslami, A., Ashrafizadeh, F.,  2017, “ A case study on failure of superheater tubes in an industrial power plant , ” Engineering Failure Analysis, 80:  368 – 377. [7] Movahedi-Rad, A., Plasseyed, S.S., Attarian, M., 2015, “ Failure analysis of superheater tube ,” Engineering Failure Analysis , 48: 94 – 104.
[8] Purbolaksono, J., Ahmad, J., Beng, L.C., Rashid, A.Z., Khinani, A., Ali, A.A., 2010, “ Failure analysis on a primary superheater tube of a power plant ,” Engineering Failure Analysis , 17: 158 – 167.
[9] Dillan, J.J., Desch, P.B., Lai, T.S., Flynn, D.J., 2011, “ The Nalco Guide to Boiler Failure Analysis ,” The McGraw- Hill Companies, Inc. USA
[10]  Pena,  B.,  Teruel,  E.,  Diez,  L.I.,  2013, “ Towards  soot-blowing  optimization  in  superheaters ,” Applied  Thermal Engineering , 61: 737-746.
[11] Shi, Y., Li, Q., Wen, J., Cui, F., Pang, X., Jia, J., Zeng, J., Wang, J., 2019, “ Soot Blowing Optimization for Frequency Economizers to Improve Boiler Performance in Coal-Fired Power Plant ,” Energies, 12: 2901.
[12]  ASTM  (2014).  A213/A213-14  - Standard  Specification  for  Seamless  Ferritic  and  Austenitic  Alloy-Steel  Boiler, Superheater and Heat Exchanger Tubes, ASTM Standard, 1-14