## Asesmen Kondisi Tube Boiler Final Superhater SA 213 91 Kapasitas 315 MW Akibat Efek Kebocoran Kondenser
Harianto a,b , Ariyana D.P b , Agus Suprihanto a , Sulardjaka a
a Departemen Teknik Mesin, Fakultas Teknik, Universitas Diponegoro Jl. Prof. Soedarto, S.H., Kampus UNDIP Tembalang, Semarang, Indonesia 50275
b PT PLN (Persero) Pusat Penelitian dan Pengembangan Ketenagalistrikan Jl. Duren Tiga No. 102 Jakarta Selatan E-mail: harianto.plnlitbang@gmail.com

## Abstrak
Penelitian  dilakukan  pada  pembangkit  listrik  tenaga  uap  (PLTU)  Rembang  Semarang  Unit  2,  Indonesia kapasitas 315 MW. PLTU ini mulai beroperasi pada tahun 2011 dan sudah berjalan hingga saat ini kira-kira 13  tahun  atau  di  atas  100.000  jam  EOH  ( equievalent  operating  hours ).  Pada  awal  tahun  2022  PLTU  ini mengalami kebocoran kondenser sehinga perlu dilakukan asesmen pada material tube boiler . Pada studi ini akan  dilakukan  asesmen  yaitu tube final  superheater jenis  SA  213  T91.  Penelitian  ini  dilakukan  untuk menjawab  kecurigaan  adanya  indikasi  degradasi  atau  kegagalan  pada  material tube akibat  efek  kebocoran kondenser.  Analisis  yang  digunakan  adalah  dengan  melakukan  asesmen tube as received yaitu  meliputi pemeriksaan visual, uji komposisi kimia tube , pengukuran ketebalan, pengukuran kekerasan, uji metalografi, dan analisis kandungan kimia scale pada inner tube. Dari hasil hasil pengujian dan dilakukan analisis bahwa material tube secara pengamatan visual masih dalam kondisi relatif baik tetapi pada inner tube ( steam side ) dan outer tube ( fire side ) telah mengalami korosi dan terdapat scale . Hasl uji kompoisi kimia tube sesuai dengan desainya yaitu SA 213 T91. Pengukuran ketebalan tube yaitu 6.04 mm s.d. 8.60 mm. Nilai kekerasan masih dalam batas yang diizinkan yaitu  200.08 HV s.d. 224.11  HV.  Hasil  pemeriksaan  struktur  mikro  berupa martensit  temper yang  telah  mengalami  sperodisasi akibat overheating dan jika dilakukan pendekatan stadium kerusakan creep cracks ( cavities ) berdasarkan ERA teknologi masih masuk kategori 2 (dua) yaitu kerusakan berada pada 33% dan memiliki sisa umur yaitu 66%. Hasil ketebalan scale pada pada outer tube terukur 216.00 µm dan inner scale 232.32 µm. Hasil pengujian SEM EDX menunjukkan bahwa kandungan scale yang ada pada inner tube yaitu carbon , oxygen dan ferrous (unsur pembentuk oxide scale ). Adapun unsur lainnya seperti natrium (sodium), magnesium aluminium, dan unsur lainnya berasal dari kontaminasi air pengisi boiler ( feed water ) akibat efek kebocoran kondenser. Kata kunci: tube, scale , corrosion

## Abstract
The research was carried out on the Rembang Semarang Unit 2 Steam Power Plant (PLTU), Indonesia with a capacity of 315 MW. This coal-fired power plant began operating in 2011 and has been running until now for approximately 13 years or above 100,000 EOH (equievalent operating hours). At the beginning of 2022, this coal-fired power plant experienced a condenser leak, so it was necessary to conduct an assessment on the boiler tube material. In this study, an assessment will be carried out, namely the final tube of the SA 213 T91  type  superheater.  This  study  was  conducted  to  answer  the  suspicion  of  indications  of  degradation  or failure in tube materials due to the effect of capacitor leakage. The analysis used is to conduct an assessment of tube as received, which includes visual inspection, tube chemical composition test, thickness measurement, hardness measurement, metallographic test, and scale chemical content analysis on the inner tube.
From the results of the test and analysis, the tube material is still in relatively good condition from visual observation but the inner tube (steam side) and outer tube (fire side) have been corroded and there is scale. Hasl  test  the  chemical  composition  of  the  tube  in  accordance  with  its  design,  namely  SA  213  T91.  Tube thickness measurements are 6.04 mm to 8.60 mm. The value of violence is still within the permissible limit, which  is  200.08  HV  to  224.11  HV.  The  results  of  the  microstructure  examination  in  the  form  of  temper martensitic that have undergone sperodization due to overheating and if a stage approach is taken, creep cracks (cavities) damage based on ERA technology is still in category 2 (two), namely damage is at 33% and has a remaining lifespan of 66%. The scale thickness on the outer tube was measured at 216.00 μm and the inner scale was 232.32 μm. The results of the SEM EDX test show that the scale content in the inner tube is carbon,  oxygen  and  ferrous  (oxide  scale  forming  elements).  Other  elements  such  as  sodium  (sodium), magnesium aluminum, and other elements come from contamination of boiler filler water (feed water) due to the effect of condenser leakage.
Keyword: tube, scale, corrosion

## 1  Pendahuluan
Tube  boiler , superheater dan  alat  penukar  panas,  turbin,  dan  lainnya  merupakan komponen  pembangkit  listrik berbahan fosil yang harus beroperasi dengan benar agar dapat menyedikan pasokan listrik tetap berjalan. Logam paduan seperti baja, besi cor, baja tahan karat, dan paduan suhu tinggi adalah bahan utama yang digunakan dalam komponen boiler [1-3].  Pada  pembangkit  listrik  dimana  sistem boiler menghasilkan  uap  kemudian  disalurlan  ke  turbin  untk menghasilkan listrik, tube boiler adalah salah satu komponen yang paling penting [4-6]. Sistem pemanasan air boiler di mulai dari tube economizer lalu dimasukkan ke tube water wall yang dipanaskan kemudian menjadi uap jenuh di tube superheater .  Dalam  pengoperasian boiler sangat  penting  diperhatikan  adalah  kualitas  air  pengisi boiler harus  berada dalam batasan operasional yang telah diizinkan.  Jika parameter seperti, pH, silika, phospat, dan klorida diluar ambang batas nilai yang diizinkan tentunya akan berefek buruk terhadap boiler . Sering terjadi kegagalan kasus kebocoran boiler akibat buruknya kualitas air boiler . Banyak permasalahan yang diakibatkan oleh kurangnya penanganan dan perhatian terhadap air pengisi boiler , seperti terbentuknya scale pada permukaan dalam dinding tube boiler [7-8]. Hal ini tentunya akan berefek buruk pada tube boiler dan akan menyebabkan kegagalan dalam jangka waktu tertentu. Material pada suatu komponen bila dioperasikan pada suhu tinggi seperti tube boiler , cepat atau lambat akan mengalami kerusakan, karena selain temperatur juga dipengaruhi lingkungan yang korosif, tekanan dan tegangan, baik statis maupun dinamis.  Berdasarkan  data  statistik  dan  referensi  kegagalan  pada boiler, kegagalan high  temperature ( short  time ) merupakan jenis kegagalan tube boiler yang paling tinggi terutama terjadi pada tube superheater yaitu 65.85 % kemudian disusul dengan kegagalan creep, erosion, graphitization, fatigue, weld failures, swages, coefficient of thermal expansion, tube ties dan lainnya [9]. Berdasarkan standar American Petroleum Institure (API) 530, desain material pada komponen yang beroperasi pada temperatur tinggi minimal mampu beroperasi dalam kondisi normal selama 100.000 jam s/d 400.000 jam [10]. Oleh karena itu, penelitian ini menganalisis sejauh mana efek dari kualitas air boiler akibat kebocoran kondenser terhadap tube boiler superheater .

## 2  Material dan metode penelitian
Penelitian ini dilakukan di Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) Rembang, Semarang, Indonesia. Pembangkit ini merupakan salah satu pembangkit listrik  besar yang ada untuk menyuplai listrik di pulau Jawa dan Bali.  PLTU ini terdiri  dari  3  unit  pembangkit  dengan  kapasitas  masing-masing  315  MW  dan  dioperasikan  sejak  tahun  2011  secara bertahap. PLTU Rembang unit 2 merupakan pembangkit baru, namun lebih sering mengalami gangguan operasional salah satunya  terjadi  kebocoran kondenser yang  menyebabkan  air  laut  masuk dalam  sistem  sirkulasi  air boiler . Boiler yang digunakan adalah dari pabrikan Dongfang menggunakan drum tunggal dan berbahan bakar utama batu bara. Jenis tube yang digunakan pada final superheater adalah SA 213 T91 yang mempunyai diameter 51 mm dengan ketebalan 9 mm. Tekanan  maksimum  yang  diterima tube adalah  17.40  Mpa. Tube  boiler yang  dilakukan  pengujian  dapat  dilihat  pada Gambar 1.
Metode yang digunakan dalan menganalisis tube boiler yaitu dengan melakukan pengamatan secara langsung pada sampel tube yang diterima secara makro, pengujian komposisi kimia tube untuk memastikan tube tersebut sesuai dengan desain dari manufaktur.  Uji ketebalan ( thickness ), uji kekerasan ( hardness ), pemeriksaan metalografi (struktur mikro),  pemeriksaan inner scale menggunakan  analisis  SEM-XRD.  Sem/EDX  HITACHI  TM  3000  digunakan  untuk mengamati  komposisi  kimia scale benda  uji.  Hasil  pengujian  akan  dilakukan  perbandingan  karakteristiknya  dengan standar  material tube itu  sendiri  untuk  melihat  degradasi tube yang  terjadi  selama  operasi  dan  efek  yang  ditimbulkan akibat kebocoran kondenser.

## 3  Hasil dan Pembahasan

## 3.1  Pengamatan Visual
Pengamatan visual dan fraktografi pada  sampel tube final superheater SA 213 T91 as received secara umum tidak terdapat indikasi cacat, seperti mengalami bulging , erosi atapun penipisan diamater yang siginifikan. Pengamatan outer  tube masih  dalam  kondisi  baik  hanya  terdapat  korosi  ringan,  tetapi  pada  bagian inner  tube setelah  dilakukan pemotonagn  terdapat  indikasi  adanya  produk  korosi  dan  terbentuknya scale .  Pada  permukaan outer tube juga  tidak ditemukan indikasi cacat tetapi hanya mengalami korosi akibat proses operasi. Hasil pengamatan sampel tube , permukaan diameter, dan kondisi inner tube dapat dilihat pada Gambar 1 (a)-(c).
Gambar 1. Sampel tube final superhater as received
Dari  pengamatan  makro-fraktografi  kondisi inner  tube mengalami  korosi  dan  terdapat scale .  Tentunya  hal  ini  ada korelasinya dari historis bahwa telah terjadi kebocoran kondenser yang menyebabkan air laut masuk ke dalam sistem feed water .

## 3.2   Pengujian komposisi kimia material
Pengujian komposisi kimia tube dilakukan untuk melihat apakah jenis tube yang digunakan sesuai dengan desain yaitu  SA  213  T91.  Dari  hasil  uji  komposisi  kimia tube menunjukkan  bahwa tube tersebut  sudah  sesuai  desain  dan peruntukkannya yang ditunjukkan pada Tabel 1.
Tabel 1. Hasil uji komposisi kimia tube Chemical Composition (%) Fe 88.600 C 0.119 Si 0.267 Mn 0.402 P <0.005 S <0.003 Cr 9.150 Mo 1.030 Ni 0.0206 Al <0.001

## 3.3   Uji ketebalan (thickness)
Hasil pengujian ketebalan pada tube diperoleh nilai minimum 6.04 mm pada titik 2C, dimana nilai ini merupakan nilai ketebalan tube yang telah berada di bawah nilai minimum required thickness/minimum wall thickness (MWT) yang pada area elbow bagian luar. Sedangkan nilai ketebalan tertinggi yaitu 8.60 mm pada titik 1B . Gambar 2 menunjukkan titik pengambilan uji ketebalan pada tube dan Tabel 2 adalah hasil pengujian ketebalan pada tube .
Gambar 2. Posisi pengujian ketebalan
Tabel 2.. Hasil pengukuran ketebalan
Titik Titik uji & hasil pengukuran ketebalan (mm) A B C D E 1 8,57 8,60 7,70 8,28 8,53 2 8,02 8,07 6,04 8,08 8,09 3 7,94 7,91 6,94 7,90 7,96 4 8,38 8,41 7,34 8,35 8,34
Korosi dan scale
a b c

## 3.4   Pengujian kekerasan (hardness)
Hasil pengujian kekerasan dapat dievaluasi dengan membandingkan ketiga posisi pengujian (atas, tengah, dan bawah). Perubahan nilai kekerasan yang terjadi juga dipertimbangkan dengan mengacu pada standar jenis material yaitu SA 213 T91 yaitu antara 196 HV s.d 265 HV. Dari hasil pengujian kekerasan tersebut dapat diketahui bahwa tube masih memiliki nilai kekerasan dalam batas standar SA 213 T91. Nilai kekerasan pada sisi steam side mengalami penurunan mendekati nilai minimum standar dengan hasil pengukuran 200.22 HV pada titik 2C dan nilai tertinggi yaitu 229.12 HV pada titik 2B. Dari nilai kekerasan dapat diketahui sifat mekanik dari material tersebut yang merupakan gambaran dari kekuatan tarik ( tensile strength ). Hasil uji kekerasan dapat dilihat pada Tabel 3.
Tabel 3. Hasil uji kekerasan Titik Posisi Pengujian Nilai Kekerasan (HV) (a) (b) (c) avg 1 Atas/ fire side 219.60 229.12 220.20 222.97 Tengah 219.50 219.30 225.15 221.32 Bawah/ steam side 215.60 217.80 219.55 217.65 2 Atas/ fire side 210.58 220.51 221.80 217.63 Tengah 220.00 229.20 223.14 224.11 Bawah/ steam side 203.11 203.90 200.22 200.08 3 Atas/ fire side 219.60 229.12 220.20 222.97 Tengah 219.50 219.30 225.15 221.32 Bawah/ steam side 215.60 217.80 219.55 217.65

## 3.5   Uji metalografi
Titik  pengambilan  sampel  untuk  pemeriksaan  strutkur  mikro  dapat  dilihat  pada  Gambar  3  di  bawah  ini. Pemeriksaan tube dilakukan  pada  permukaan  luar,  melintang,  dan  memanjang.  Hal  ini  untuk  melihat  fenomena  yang terjadi pada ketiga bagian tersebut apakah selama operasi mengalami perubahan struktur mikro maupun cacat mikro.
Gambar 3. Titik pengambilan sampel metalografi
Hasil pengujian struktur mikro pada permukaan luar, melintang, dan memanjang tube dapat dilihat pada Gambar 4 s.d .6. Hasil pemeriksaan struktur mikro pada bagian permukaan tube (fire side) mengalami sperodisasi dan pada batas butir telah terjadi titik-titik mikro void (penjalaran creep ).
Gambar 4. Hasil pengujian struktur mikro permukaan luar tube ( fire side ) perbesaran 500x – non etsa,
Hasil  pengamatan  struktur mikro pada posisi  melintang  berupa martensit  temper dimana  telah  mengalami  sperodisasi ditunjukkan pada Gambar 5 (a). Perubahan struktur mikro ini terjadi akibat dari selama proses operasi di atas 100.000
Creep void
jam  dimana tube mengalami overheating .  Pada  permukaan  memanjnag  luar tube ( fire  side )  mengalami micro  crack dengan kedalaman terpanjang yaitu 31.68 µm yang ditunjukkan pada Gambar 5 (b). Micro crack yang terjadi masih relaitf kecil dan merupakan jenis thermal fatigue crack yang disebabkan selama operasi tube mengalami overheating [11-14].
Gambar 5. Struktur mikro permukaan melintang (a) dan memanjang (b) perbesaran 1000 x– etsa aqua regia Gambar 6 (a) di bawah ini adalah hasil pengujian ketebalan scale pada inner tube ( steam side ) dimana terdapat endapan scale dengan ketebalan 232.32 µm. Sedangkan pada Gambar 6 (b) adalah pemeriksaan ketebalan scale pada sisi outer tube dimana terukur ketebalan scale yaitu 216.00 µm.
Gambar 6. Pengukuran ketebalan scale pada (a) inner tube ( steam side ) dan (b) outer tube ( fire side ), perbesanan 100 x– non etsa
Dari  hasil  pengujian  struktur  mikro tube pada  berbagai  posisi  baik  pada  permukaan  luar,  melintang,  dan  memanjang bahwa  stuktur  mikro  berupa martensit  temper telah  mengalami  sperodisasi  dan  penjalaran micro  creep tahap  1.  Pada permukaan memanjang posisi fire side tube mengalami cacat micro crack dan pada kedua sisi baik steam side maupun fire side terdapat endapan scale . Ini tentunya adanya korelasi akibat efek dari kebcoroan kondenser yang mempengaruhi kualitas  air  pengisi boiler di  atas  ambang  batas  normal  operasi  yang  diizinkan.  Jika  dilakukan  pendekatan  stadium kerusakan creep cracks ( cavities ) berdasarkan ERA teknologi masih masuk kategori 2 (dua) yaitu kerusakan berada pada 33% dan memiliki sisa umur yaitu 66% [15].

## 3.6   Analisis uji inner tube
Hasil uji SEM EDX yang diambil pada posisi bagian dalam ( inner scale ) dan dari hasil analisis sampel tersebut memiliki unsur pembentuk utama yaitu carbon, oxygen, dan ferrous . Dari ketiga unsur dominan tersebut dapat diketahui bahwa scale yang paling besar adalah berupa oxide scale yaitu Fe 2 O 3 atau Fe 3 O 4 [16-18]. Adapun unsur lainnya seperti natrium (sodium), magnesium, aluminum , dan lainnya berasal dari chemical water treatment atau scale yang berasal dari peralatan lain yang dilalui aliran air maupun dari unsur kontaminasi feed water boiler . Hasl uji komposisi kimia SEM EDX dapat dilihat pada Gambar 7 dan hasil uji komposisi kimia pada Tabel 4.
Sperodisasi Sperodisas i Micro crack a b scale a b scale
Gambar 7. Hasil SEM EDX scale inner tube
Tabel 4. Hasil Uji komposisi kimia scale inner tube Element Mass Norm % Lokas 1 Lokasi 2 Iron 52.68 27.41 Oxygen 29.2 24.32 Carbon 11.17 40.07 Magnesium 3.13 4.47 Aluminum 1.09 1.38 Calcium 1.05 0.47 Chromium 0.93 - Natrium 0.67 0.42 Chlorine 0.08 - Titanium - 0.92 Silicon - 0.54

## 4  Kesimpulan
Dari hasil pengujian kemudian dilakukan evaluasi dan analisis maka kondisi tube final superheater SA 213 T91 dapat disimpulkan sebagai berikut:
a. Hasil pengamatan visual kondisi tube masih dalam kondisi baik, hanya pada inner tube terjadi serangan korosi dan ditemukan hard scale berwarna merah kecoklatan. b. Hasil pengujian material tube sesuai dengan spesifikasi desainya yaitu SA 213 T91.
c. Hasil pengujian kekerasan masih dalam batas standar yang sesuai dengan desainnya.
d. Hasil pengujian ketebalan ( thicknes ) tube di beberapa titik terutama posisi elbow sudah di bawah nilai minimal wall thickness (MWT) yang diizinkan, tetapi pada posisi lain masih dalam batas desain. e. Hasil pengujian struktur mikro berupa martensit temper telah mengalami sperodisasi, baik pada sisi permukaan (fire side) maupun inner  tube ( steam  side )  dan  pada  sisi outer  tube mengalami thermal  fatique  crack. Jika  dilakukan pendekatan stadium kerusakan creep cracks ( cavities ) berdasarkan ERA teknologi masih masuk kategori 2 (dua) yaitu kerusakan berada pada 33% dan memiliki sisa umur yaitu 66%.
f. Ketabalan scale pada outer tube terukur 216.00 µm.mm dan inner scale 232.32 µm mm
g. Hasil pengujian SEM EDX menunjukkan bahwa kandungan scale yang ada pada permukkan inner tube yaitu carbon , oxygen dan ferrous (unsur  pembentuk oxide scale ).  Adapun  unsur  lainnya  seperti  natrium  (sodium),  magnesium, aluminium,  dan  lainnya  berasal  dari  unsur  kontaminasi  air  pengisi boiler ( feed  water )  akibat  efek  kebocoran kondenser.
5  Saran
Dari hasil analisis dan kesimpulan maka daat disarankan sebagai berikut:
a. Melakukan pemeriksaan untuk melihat penyebaran scale pada seluruh  area sistem air pengisi secara detil meliputi LPH, HPH dan steam drum .
b. Apabila hasil pemeriksaan pada area sistem feed water boiler terdapat scale yang signifikan maka dapat dilakukan chemical cleaning pada boiler . c. Melakukan asesmen kondisi pada peralatan kondenser terutama pada bagian tube dan sistem pemipaan.
d. Melengkapi seluruh alat monitoring paramter siklus air dan pastikan terkalibrasi dengan rutin.
e. Agar dilakukan uji creep untuk mengetahui perkiraan sisa umur tube .

## Daftar Pustaka
[1]   S.W. Liu, W.Z. Wang, C.J. Liu, Failure analysis of the boiler water-wall tube , Case Stud. Eng. Fail. Anal. 9 (2017) 35–39, https://doi.org/10.1016/j.csefa.2017.06.002.
[2]   S.K. Dhua, A. Saxena, B.K. Jha, Failure analysis of boiler tubes used in a thermal power plant, Trans. Indian Inst. Met. (2016), https://doi.org/10.1007/s12666-015-0790-7.
[3]   R.A. Himarosa, S.D. Hariyanto, W.H. Hasan, M.A. Muflikhun, Failure analysis of platen superheater tube, water wall tube, and sealpot plate: a case study from electricity power plant in Indonesia, Eng. Fail. Anal. (2022), 106108, https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2022.106108.
[4]   P. Tadge, S. Kumar, S. Kumar De, S. Kumar Mohanty, Metallurgical investigation of boiler tube failure in a power plant, Mater. Today Proc. (2022), https://doi.org/10.1016/j.matpr.2022.06.164.
[5]   M. Soltanloo, M.H. Babaee, S.E. Hosseini Yeganeh, A. Shafiei, A.H. Akbari, Root cause failure investigation of a boiler waterwall tube employed in a 325 MW thermal power plant: caustic corrosion phenomenon and its effects, Eng. Fail. Anal. 133 (2022), 105974, https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2021.105974.
[6]   M. Mobin, A.U. Malik, M. Al-Hajri, Investigations on the failure of economizer tubes in a high-pressure boiler, J. Fail. Anal. Prev. 8 (2008) 69–74, https://doi.org/10.1007/s11668-007-9094-5.
[7]   H. Ardy, Y.P. Putra, A.D. Anggoro, A. Wibowo, Failure analysis of primary wasteheat  boiler tube in ammonia plant, Heliyon 7 (2021), e06151, https://doi.org/10.1016/j.heliyon.2021.e06151.
[8]   A. Kumari, S.K. Das, P.K. Srivastava, Feed water chemistry-related corrosionfailures in subcritical 250 MW coal- fired boiler, J. Fail. Anal. Prev. 16 (2016)703–711, https://doi.org/10.1007/s11668-016-0150-x .
[9]   David N French, “ Metallurgical Failures in Fossil Fired Boiler, 2nd Edition, John Wiley & Son. Inc .
[10]  API Standar 530. Calculation of Heater-Tube Thickness in Petroleum Refineries. (2001).
[11]  Zhenyu Chen, Zhongliang Zhu, Bihui Wang,  Chenhao Ma, Yutong Liu, Hasan Izhar Khan,  Peiyuan Pan, Tianyi Zhang, Xishu Wang, Naiqiang Zhang, Effect of different loading conditions on corrosion fatigue crack growth rate of a nickel-based alloy in supercritical water (2023).
[12]  Shivam Kumar, Prashant Tadge, Abhijit Mondal, Nasir Hussain, Subrata Ray, Atanu Saha, Boiler tube failures in thermal power plant: Two case studies (2022).
[13]  Nadja Sonntag , Maria Jürgens, Birgit Skrotzki , Jürgen Olbricht, Creep-fatigue of P92 in service-like tests  with combined stress- and strain-controlled dwell times (2023).
[14]  V. Shiva, N.L. Parthasarathi, R. Kannan, A. Nagesh , S.K. Albert, Influence of various contact-materials on the fretting fatigue life of P91 steel (2024).
[15]  Brian J. Cane , ERA ( English Railway’s Assosiation ) Technology.
[16]  Paweł Kochmanski , Sebastian Fryska, Agnieszka E. Kochmanska, Failure analysis of steam superheater boiler tube made of ASTM T22 steel (2024).
[17]  Aleksandr Tsybanev, Kristof Gladinez, Jun Lim, Alessandro Marino, Nele Moelans, Alexander Aerts, Identification of the Fe3O4 –Fe2O3 reaction in liquid lead–bismuth eutectic (2023)
[18]  Li  Sun⁎,  Weiping  Yan, Prediction  of  wall  temperature  and  oxide  scale  thickness  of  ferritic–martensitic  steel superheater tubes (2018).
[19] Keun-Bong Yooa, Yinsheng Heb, Han-Sang Leeb, Si-Yeon Baeb, Doo-Soo Kimb, Keesam Shinc, Study of the scale formed on super 304H boiler tube steels after long-term steam oxidation at high temperatures (2018).