## ANALISIS PERAWATAN PADA PIPA SUPERHEATER DI UNIT BOILER 1 MENGGUNAKAN METODE RISK BASED INSPECTION
Ozkar F. Homzah 1 , Ella Sundari 1*) dan Vera Octavia 1
1 Jurusan Teknik Mesin, Politeknik Negeri Sriwijaya
(*) E-mail Corresponding Author : e_sundari@polsri.ac.id

## Abstrak
Kegagalan  pipa superheater merupakan  salah  satu  masalah  penting  yang  sering  terjadi  pada pembangkit listrik tenaga uap, hal ini disebabkan oleh penipisan pada permukaan akibat abrasi oleh pasir  silika  yang  terkandung  di  dalam  aliran  gas  hasil  pembakaran  secara  terus  menerus  selama operasi. Berdasarkan kegagalan yang terjadi pada pipa boiler di unit TE 3x10 MW, hal ini sangat beresiko  dan  berpengaruh  besar  terhadap  produksi  listrik.  Selain  itu,  hal  ini  juga  menimbulkan masalah  finansial  yang  cukup  besar  karena  adanya downtime .  Pada  penelitian  ini,  kami menggunakan metode risk based inspection untuk memberikan gambaran rencana jadwal inspeksi. Sebagai hasilnya, berdasarkan standar API 581, probabilitas kegagalannya berada pada kategori  5 dan risiko finansial pada level C. Sehingga tingkat resiko superheater berada pada level menengah- tinggi. Secara kondisional, kami menduga pembangkit listrik akan menjalankan jadwal inspeksi 27 hari setelah laporan kegagalan berdasarkan pengukuran ketebalan.
Kata Kunci: Risk Based Inspection , Superheater ,Penjadwalan Inspeksi, tingkat risiko.

## Abstract
The failure of the superheat pipe is one of the important problems that often occur in steam power plants,  this  is  caused  by  thinning  on  the  surface  due  to  abrasion  by  silica  sand  contained  in  the combustion gas flow continuously during operation. Based on the failures that occurred in the boiler pipes in the 3x10 MW TE unit, this is very risky and has a major effect on electricity production. In addition, this also causes considerable financial problems due to downtime. In this study, we used the risk-based inspection method to provide an overview of the inspection schedule plan. As a result, based on the API 581 standard, the probability of failure is category 5 and the financial risk is level C. Therefore, the risk level  of  the superheat is medium-high. Conditionally, we expect  the power plant  to  run  the  inspection  schedule  27  days  after  the  failure  report  based  on  the  thickness measurement.
Keywords: Risk Based Inspection, Superheat pipe, Inspection schedule plan, risk level.

## 1 PENDAHULUAN
PT  Bukit  Energi  Servis  Terpadu  (BEST)  adalah perusahaan penyedia jasa operasi  dan pemeliharaan. Perusahaan  ini  merupakan  Pembangkit  Listrik Tenaga  Uap  (PLTU)  yang  berpusat  di  Sumatera Selatan.  Sebuah  PLTU  terdiri  dari  beberapa komponen utama seperti ketel uap, turbin, kondensor, generator  dan  lainnya.  Ketel  uap  merupakan  salah satu  elemen  utama  yang  melakukan  perubahan  fasa yaitu  dari  fasa  cair  menjadi  fasa  gas  untuk menghasilkan uap kering, yang kemudian digunakan untuk menggerakkan turbin. Setelah turbin bergerak, putaran  turbin  digunakan  untuk  menggerakkan generator untuk menghasilkan listrik[1].
Superheater merupakan  salah  satu  komponen  yang terdapat  dalam  ketel  uap. Superheater memiliki fungsi  yaitu  untuk  menaikan  temperatur  uap  yang awalnya masih uap jenuh sampai menjadi uap panas lanjut  atau superheated  steam [2].  Kegagalan  yang
sering terjadi seperti pecahnya pipa superheater yang disebabkan  penipisan  pada  permukaan  material akibat abrasi yang terkandung dalam aliran gas hasil pembakaran  yang  secara  terus  menerus  selama berlangsungnya operasi.  Pada gambar 1 dapat dilihat daerah pipa superheater .Berdasarkan kegagalan yang terjadi  yang  memiliki  risiko  dan  berpengaruh terhadap proses produksi dan menimbulkan kerugian finansial akibat downtime .
Risk-based  inspection (RBI)  adalah  penilaian  risiko dan  proses  manajemen  risiko  yang  berfokus  pada kegagalan  yang  terjadi  pada  peralatan  akibat kerusakan  material  selama  pemrosesan  dan  dikelola dengan  melakukan  inspeksi  peralatan.  RBI  adalah metode  analisis  inspeksi  berbasis  risiko.  Dengan metode  ini,  risiko  yang  diakibatkan  oleh  kegagalan dapat  diperkirakan  berdasarkan  probabilitas  dan konsekuensi dari suatu kegagalan. Tujuan RBI adalah untuk mengontrol proses inspeksi dan meminimalkan risiko kecelakaan. Peralatan diklasifikasikan berdasarkan  tingkat  bahaya  karena  setiap  peralatan memiliki tingkat  bahaya yang berbeda. Berdasarkan [3],  tingkat  risiko  peralatan  dibagi  menjadi  empat tingkatan,  yaitu:  risiko  rendah,  risiko  sedang,  risiko sedang hingga tinggi, dan risiko tinggi.
Penelitian yang dilakukan oleh [4]  menyatakan risiko pada  sistem  perpipaan  ketel  uap superheater berada pada level  yang tinggi, dimana kemungkinan terjadi kerusakan  pada  pipa  berada  pada  peringkat  lima sedangkan untuk konsekuensi dari kegagalan berada pada peringkat empat. Oleh karena itu penting untuk melakukan inspeksi dan manajemen risiko pada pipa superheater mengingat potensi bahaya dan risikonya. Upaya tersebut ditujukan untuk menciptakan kondisi operasi  yang  aman  dan  andal  serta  memenuhi persyaratan  keselamatan  sesuai  dengan  standar  dan peraturan  yang  berlaku.  Berdasarkan  penjelasan diatas,  perlu  dilakukan  evaluasi  terhadap  rencana dimulainya  pemeriksaan  pipa superheater dengan menggunakan  metode  pemeriksaan  berbasis  risiko RBI,  dimana  penilaian  risiko  menjadi  dasar perencanaan program pemeriksaan, tujuan pemeriksaan yaitu untuk menentukan risiko kegagalan pipa superheater .

## 2 METODOLOGI
Penelitian  ini  dimulai  dengan  mengidentifikasi masalah-masalah  di  dalam  perusahaan,  apakah kegagalan  yang  berisiko  tinggi  yang  dapat mengganggu proses produksi. Kemudian mempelajari  literatur  referensi  yang  digunakan sebagai acuan dalam penelitian.
Pengumpulan  data,  data  yang  dikumpulkan  yaitu data primer dan data sekunder. Data primer diperoleh dengan  wawancara  kepada  pada  ahli  di  perusahaan mengenai  identifikasi  bahaya  peralatan.  Mengenai data  sekunder  didapat  dari  hasil  log  pemeriksaan perusahaan.  Data  yang  digunakan  adalah  ketebalan awal pipa, ketebalan akhir pipa dan nominal kerugian akibat kegagalan pada Mei 2022.
Analisa  data  yang  digunakan  unutuk  menentukan tingkat  risiko  adalah  dengan  menggunakan  metode risk  based  inspection dengan  menggunakan  rumus sebagai berikut (API 581, 2008)
Risk = Pf ( t )x Fc ( t ) (1)
Dimana, Pf ( t )  = Probability  of  Failure,  Fc ( t )  = Consequence  of  Failure. Untuk  menentukan Probability of Failure dapat menggunakan persamaan  yang  terdapat  pada  API  581.  Setelah mendapatkan  nilai Probability  of  Failure Maka masukan  kedalah  tabel  kategori Probability  of Failures dan Damage Faktor.
Pf(t) = gff. Df (t).F MS (2)
Dimana, gff = Frekuensi kegagalan suatu komponen ( Frequency  of  Failure ), Df ( t )  =  Faktor  kerusakan ( Damage ), F MS = Faktor manajemen ( Management System  Factor ).  Untuk  nilai gff dapat  dilihat  pada tabel  API  581.  Sedangkan  untuk Df ( t )  dihitung dengan langkah-langkah sesuai dengan prosedur pada API 581 sebagai berikut:
1.  Menentukan nilai efektivitas inspeksi dan jumlah inspeksi yang telah dilakukan. Berdasarkan tabel API 581.
2.  Menentukan durasi  dan umur yaitu waktu  sejak pengukuran ketebalan terakhir.
3.  Mencari nilai Corrotion Rate , nilai CR tertinggi yang digunakan sebagai acuan corrotion rate.
4.  Mencari ketebalan minimum yang diizinkan .
5.  Menghitung parameter faktor kerusakan ar/t.
6.  Menghitung  damage  faktor  penipisan,  D fB thin dengan  memasukan  nilai  ar/t  kedalam  tabel thinning damage factor pada API 581.
7.  Menentukan  faktor  kerusakan  dari thinning menggunakan API 581.
Kemudian  untuk  menghitung  nilai F MS dilakukan dengan  melakukan  kuesioner  yang  berhubungan dengan  manajemen  pabrik,  operasional,  inspeksi, pemeliharaan, training, eenginering dan keselamatan kerja.  Pertanyaan  yang  diajukan  berpedoman  pada kuesioner  yang  terdapat  pada  API  581.  Setelah mendapatkan  nilai  dari Probability  of  Failures dan Damage Faktor  selanjutnya  masukan  dalam  tebel kategori.
Tabel 1 Kategori Probability  of  Failures dan Damage Faktor (API 581, 2016).
Kategori Probability Kategori Rentang Probability Rentang Damage Faktor 1 P f (t,I E )≤ 3,06E-05 D f (t) ≤1 2 3,06E-05 <P f (t,I E )≤ 3,06E-04 1< D f (t) ≤10
3 3,06E-04 <P f (t,I E )≤)≤
3,06E-03 10< D f (t) ≤100
4 3,06E-03 <P f (t,I E )≤ 3,06E-02
100< D f (t) ≤1.000
5 P f (t) > 3,06E-02 D f (t) >1.000
Pada  konsekuensi  kegagalan  dihitung  dengan persamaan  di  bawah  ini  dimana  konsekuensi  yang dipakai adalah kensekuensi finansial.
FC total = FC device + FC personel + FC interupt (3) FC devic e = Ct x  1 + R x m (4) FC personnel = Ct x  2 x Cindividual           (5)
FC interrupt
= Sday x Tday
(6)
Dimana,  FC device =  Kerugian  Peralatan,  FC personel = Kerugian Personil, FC interrupt = Kerugian Interupsi, Ct =  Jumlah  pipa  yang  dinilai,  1  =Intensitas  aset, FC individual = Biaya individu (gaji), S day = Pemasukan, m  =  Faktor  biaya  material  API  581,  R  =  Biaya perbaikan  ,  2  =  Intensitas  personil,  T day =  Waktu gangguan.
Setelah mendapatkan nilai dari konsekuensi kegagalan  maka  masukan  kedalam  tabel  kategori menurut API 581 pada tabel 2.
Tabel 2 Kategori Consequence  of  Failure (API 581, 2016)
Kategori Rentang ($USD) A FC≤10.000 B 10.000<FC≤100.000 C 100.000<FC≤1.000.000 D 1.000.000<FC≤10.000.000 E FC>10.000.000
Setelah  didapatkan probability dan consequence maka akan didapatkan kategori risikonya apakah low , medium , medium high ataupun high . Lalu menentukan  interval  inspeksi  dilakukan  dengan menghitung  terlebih  dahulu remaining  life dari peralatan dengan menggunakan persamaan berikut:
RL = 𝑡 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙−𝑡 𝑚𝑖𝑛 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑜𝑡𝑖𝑜𝑛 𝑟𝑎𝑡𝑒 [𝑖𝑛𝑐ℎ𝑒𝑠 (𝑚𝑚)/𝑦𝑒𝑎𝑟𝑠 (7)
Dimana, t actual = Ketebalan pipa saat ini (inch), t min = Ketebalan minimum yang dimiliki pipa (inch).
Setelah  mendapatkan remaining  life dari  pipa superheater ,  kemudian  dapat  dilanjutkan  untuk mencari  interval  inspeksi  yang  dapat  digunakan dengan rumus berikut:
Interval inspeksi = 𝑅𝑒𝑚𝑎𝑖𝑛𝑖𝑛𝑔 𝑙𝑖𝑓𝑒 2 (8)
Dimana, Remaining life = Sisa Umur (tahun).

## 3 HASIL DAN PEMBAHASAN
Tabel  1  merupakan  hasil Corrosion  rate dihitung dengan  memepertimbangkan  ketebalan  awal  pipa, ketebalan akhir pipa dan usia dari pipa itu sendiri.
Tabel 3 Hasil Perhitungan Corrotion Rate
Elemen  Corrosion Rate 1
(inch/tahun) Corrosion Rate 2 (inch/tahun) 1 0,001574803 0,017322835 2 0,01023622 -0,005905512 3 0,017322835 0,016141732 4 0,011023622 0,007874016 5 0,019685039 0,015748031 6 0,013385827 0,00511811 7 0,011811024 0,053149606 8 0,031496063 0,01496063 9 0,039763779 0,018503937 10 0,007480315 0,035433071 11 0,009448819 0,00984252 12 0,013779528 0,006692913 13 0,005905512 0,01023622 14 0,006692913 0,004330709 15 0,041338583 0,033858268 16 0,011811024 0,038582677 17 0,006299213 0,001181102 18 0,036220472 0,001968504 19 0,027952756 0,008267717 20 0,01023622 0,026771654 21 0,001574803 0,026377953 22 0,02480315 0,01023622 23 0,020866142 0,014566929 24 0,013385827 0,003543307 25 0,017322835 0,022440945 26 0,033464567 0,009055118 27 0,014173228 0,006692913 28 0,005511811 0,005905512 29 -0,005905512 0,006299213 30 0,035433071 0,003937008 31 0,040944882 -0,002362205 32 0,031889764 0,01023622 33 0,035433071 0,006299213 34 0,013779528 0,013779528 35 0,027559055 0,02992126 36 -0,001968504 0,017322835 37 0,006692913 0,054724409 38 0,002755906 0,028346457 39 0,021653543 0,025984252 40 0,012992126 0,00511811 41 0,013385827 0,022440945 42 0,02992126 0,017322835 43 0,022440945 0,012992126 44 0,030708661 0,021653543
Dari hasil perhitungan di atas maka diketahui terdapat nilai  laju  korosi  yang  bernilai  negatif  yang disebabkan  oleh  korosif  yang  mengakibatkan penambahan  ketebalan  pada  pipa.  Serta  terjadinya fouling pada  pipa.  Tabel  3  merupakan  hasil perhitungan  nilai  CR.  Nilai  CR  tertinggi  dari  pipa
yang  akan  dijadikan  acuan  sebagai corrotion  rate , maka nilai dari CR adalah 0,054724409inch/tahun.
Langkah selanjutnya adalah perhitungan RBI dengan menentukan Probability of Failure (PoF). Probabilitas kegagalan diperoleh dengan mengalikan Generic  Failures  Frequency , Damage  Factor dan Faktor  Manajemen  Sistem.  Penentuan Generic Failures  Frequency dilakuakn  berdasarkan  API  581 untuk peralatan bertekanan yaitu 3.06E-05 kegagalan/tahun.  Semakan  tinggi  nilai  nilai gff , semakin tinggi tingkat kegagalan peralatan. Kemudian  menghitung  Faktor  Manajemen  Sistem yang  merupakan  sebuah tools evaluasi  yang digunakan  untuk  mengevaluasi  sistem  manajemen yang berdampak langsung dengan manajemen pabrik, operasional, inspeksi, pemeliharaan, training, engineering dan  keselamatan  kerja.  Hasil  dari evaluasi  sistem  manajemen  PT.  BEST  adalah  711 dari  1000  dengan pscore sebesar  71.1%  maka  nilai F ms adalah 0,378442585.
Langkah  terakhir  adalah  menghitung damage factor dimana  hasil  yang  didapat  adalah  nilai  efektivitas inspeksi  cukup  efektif  karena ultrasonic  thickness digunakan  untuk  mengukur  ketebalan  pipa.    Durasi dan umur pipa yang digunakan adalah 1 tahun. Nilai corrotion rate tertinggi yang dijadikan sebagai acuan adalah  0,054724409 inci/tahun. Ketebalan minimum yang  diizinkan  adalah  2,4  mm.  Parameter  faktor kerusakan  adalah  0,5325  tahun. Damage faktor penipisan,  D fB thin berdasarkan  kategori  efektivitas inspeksi yaitu C dan jumlah pemeriksaan yang telah dilakukan  adalah  3  kali,  maka  didapatkan  nilai  dari D fB thin adalah  500.  Berdasarakan  faktor  kerusakan dari thinning menggunakan API 581, maka nilai on- line  monitoring (F OM )  =1. Injection/mix  points (F Ip ) karena dilakukan proses injeksi ke dalam fluida maka nilai  F Ip = 3. Dead legs (F DL ) karena tidak memiliki deadlegs maka  nilai  F DL =  1. Welded  construction (F WD ), Maintenance  in  accordance  with (F AM )  dan Settlement (F SM )  tidak  digunakan  karena  nilai  pada F WD , F AM dan F SM hanya berlaku untuk storage tank . Maka nilai Df ( damage factor ) thinning adalah 1.500.
Setelah  mendapatkan  hasil  dari Generic  Failures Frequency , Damage  Factor dan  Faktor  Manajemen Sistem,  maka  dengan  menggunakan  persamaan  2 didapat hasil Probability of Failure adalah 1,737E-02 dan masuk dalam kategori 5 yang artinya probabilitas kegagalan sangat tinggi lebih dari 0,00306 per tahun. Langkah  selanjutnya  menentukan Consequence  of Failure (CoF). Dengan mempertimbangkan
konsekuensi  dari  segi  finansial  akibat  kerusakan peralatan.  Biaya  konsekuensi  yang  dihitung  adalah sebagai berikut:
1.  Perhitungan Device  Loss (FC device ),  besar  biaya kerusakan peralatan adalah Rp75.037.677,735.
2.  Perhitungan Personnel  Loss (FC perconnel ),  besar biaya kerugian personal adalah Rp378.848,609.
3.  Perhitungan Interruption  Loss (FC interrupt ),  besar kerugian produksi adalah Rp1.654.882.320.
Berdasarkan  hasil  perhitungan  biaya  diatas  maka,
Financial Cost Total (FC total) adalah Rp1.730.298.846,344 atau $ 114.894,2234.
Berdasarkan  API  581  pada  tabel  4  maka  hasil financial  cost total  masuk  dalam  kategori  C. Selanjutnya  hasil  dari probability  of  failure dan consequence  of  failure yang  didapatkan  dihitung menggunakan  metode  RBI  diplot-kan  ke  dalam risk matrix.
Gambar  2 Risk Matrix (API 581, 2008)
Gambar  2  merupakan  tabel risk  matriks dimana kategori  PoF  adalah  5  dan  kategori  CoF  adalah  C maka  pipa superheater masuk  dalam  kategori medium  high .  Sehingga  harus  mendapat  perhatian yang cukup ketat.
Berdasarkan risk matrix diatas maka interval inspeksi dengan konsep half remaining life interval inspeksi.
Tabel 4 Hasil Perhitungan Remaining Life
Elemen  Remaining Life 1 (tahun) Remaining Life 2 (tahun) 1 1,122302166 0,83453238 2 0,964028784 1,258992815 3 0,83453238 0,856115114 4 0,949640295 1,007194252 5 0,791366912 0,863309359 6 0,906474827 1,057553964 7 0,935251805 0,179856116 8 0,575539572 0,877697848 9 0,424460435 0,812949646 10 1,014388496 0,503597126 11 0,978417273 0,971223029 12 0,899280582 1,028776986 13 1,043165475 0,964028784 14 1,028776986 1,071942454 15 0,395683456 0,532374105 16 0,935251805 0,446043169 17 1,03597123 1,129496411 18 0,489208637 1,115107922 19 0,640287774 1,000000007 20 0,964028784 0,661870508 21 1,122302166 0,669064753 22 0,697841732 0,964028784
23 0,769784178 0,884892093 24 0,906474827 1,086330943 25 0,83453238 0,7410072 26 0,539568349 0,985611518 27 0,892086337 1,028776986 28 1,05035972 1,043165475 29 1,258992815 1,03597123 30 0,503597126 1,079136698 31 0,402877701 1,194244613 32 0,568345328 0,964028784 33 0,503597126 1,03597123 34 0,899280582 0,899280582 35 0,647482019 0,604316551 36 1,187050368 0,83453238 37 1,028776986 0,151079138 38 1,100719432 0,63309353 39 0,755395689 0,676258998 40 0,913669071 1,057553964 41 0,906474827 0,7410072 42 0,604316551 0,83453238 43 0,7410072 0,913669071 44 0,589928062 0,755395689
Maka  dari  tabel  4  menunjukkan  sisa  usia  pipa  yang paling kecil adalah 0,151079138 tahun, atau 55 hari sehingga  interval  inspeksi  penjadwalan  perawatan pipa superheater adalah  27  hari  setelah  pembacaan ketebalan pipa terakhir.

## 4 KESIMPULAN
Berdasarkan  penelitian  diatas  dapat  disimpulkan Nilai dari probability of failure superheater adalah 5 yang  artinya  probabilitas  kegagalan  sangat  tinggi lebih  dari  0,00306  per  tahun.dan  kategori  untuk consequence  of  failure- nya  adalah  C.  hasil  tersebut dimasukan dalam tabel risk matrix dengan hasil nilai dari  kategori  risiko  dari superheater yaitu medium high . Sehingga harus mendapat perhatian yang cukup ketat.  Untuk  penjadwalan  inspeksi  perawatan  pipa superheater itu sendiri dihitung dengan menggunakan half  remaining  life ,  berdasarkan  hasil dari  perhitungan  maka  usulan  untuk  penjadwalan inspeksi  perawatan  pipa superheater adalah  27  hari setelah pembacaan ketebalan pipa terakhir.

## UCAPAN TERIMA KASIH
Terima  kasih  kepada  saudara  Hengky  Saputra  yang merupakan  Assistant  Manager  Pemeliharaan  dan Perawatan  PT  Bukit  Energi  Servis  Terpadu  (BEST) sebagai  penanggung  jawab  memberikan  data-data penelitian.  dan  Terima  Kasih  juga  kepada  semua pihak yang terlibat pada penelitian ini.

## DAFTAR PUSTAKA
[1]  R. Rosihan, R. I., Puspitasari, D. P., & Rumita, “Penilaian  Resiko  dan  Perencanaan  Jadwal Inspeksi  Boiler  dengan  Metode  Risk  Based Inspection  di  PT  Indonesia  Power  UBP
Semarang,” Industrial  Engineering  Online Journal ,
2014. https://ejournal3.undip.ac.id/index.php/ieoj/arti cle/view/5348 (accessed Aug. 03, 2023).
[2]  V.  Wahyu  Endriyana,  “Analisa  Unjuk  Kerja Secondary  Supeheater  PLTGU  Dan  Evaluasi Peluang  Peningkatan  Effectiveness  Dengan Cara  Variasi  Jarak,  Jumlah,  dan  Diameter Tube,” J. Tek. ITS , vol. 2, no. 3, pp. B388–B393, 2013, doi: 10.12962/j23373539.v2i3.5114.
[3]  API  581,  “Risk-based  Inspection  Technology, API RP 581 Second Edition,” no. September, p. 654, 2008.
[4]  O.  H.  octora  syahida  Rahman,  F.  W.  Pratama, and  E.  S.  Siradj,  “Risk  Indentification  on Superheater Pipeline Boiler of 600 MW Power Plants  Using  a  Risk  Based  Inspection  (RBI) Method,” J.  Pendidik.  Teknol.  Kejuru. ,  vol.  5, no. 4, pp. 111–114, 2022, doi:
10.24036/jptk.v5i4.29523. [5]  API  581, API  RP  581  -  THIRD  EDITION,
APRIL 2016 - Risk-Based Inspection
Methodology , no. April. 2016.
[6]  A.  K.  Insani et  al. , ANALISIS  RISIKO  DAN PERENCANAAN  JADWAL  INSPEKSI  PADA BOILER  DAN  PERALATAN  PENDUKUNG BOILER  DENGAN  METODE  RISK  BASED INSPECTION ( RBI ) . 2020.
[7]  T. Liu, T. Jiang, J. Zhong, K. Guan, Z. Wang, and  F.  Arjmand,  “Failure  analysis  of sulphidation-oxidation  corrosion  of  Incoloy 800HT superheater tube,” Eng. Fail. Anal. , vol.
142, p. 106798, Dec. 2022, doi: 10.1016/J.ENGFAILANAL.2022.106798.
[8]  H.  Muhajir,  G.  D.  Haryadi,  and  A.  Widodo, “Remaining  Life  Assessment  of  Superheater Tube  in  Boiler  of  Coal  Fired  Power  Plant,” MATEC Web Conf. , vol. 159, pp. 1–6, 2018, doi: 10.1051/matecconf/201815902041.
[9]  M.  A.  Qathafi  and  Sulistijono,  “Studi  Aplikasi Metode  RBI  semi-Kuatitatif  API  581  pada Production Separator,” J. Tek. ITS , vol. 4, no. 1, pp. 89–94, 2015, doi: 10.12962/j23373539.v4i1.8722.