Trending Topik

» » » » Analisa Profil Kerusakan WATER SIDE TUBE (INNER) Boiler PLTU (2 of 3)

Analisa Profil Kerusakan WATER SIDE TUBE (INNER) Boiler PLTU (2 of 3)

Sains, Teknologi dan Ekonomi Bisnis    Monday, November 16, 2020

  • Low pH/Acid Corrosion/Saline Corrosion

Terjadi ketika fluida yang mengalir memiliki pH asam yang bisa berasal dari residual acid cleaning, residual regenerant system, kebocoran tube condenser (tercemar saline water berupa SO42- dan Cl-) atau berlebihnya kandungan gas CO2 membentuk H2CO3 yang bersifat asam pH 5-5.5. Dalam proses reaksinya, iron (Fe) menggantikan hydogen ion (acid) kemudian iron ter-oksidasi dan menghasilkan gelembung gas hydogen pada permukaan iron. Berikut reaksinya: [Port and Herro, 1991] [Frayne, 2002]

Fe + 2H+ + Cl- ---> H2 + Fe2+ + Cl- 

Berikut profil kerusakan tube boiler akibat acid corrosion:

Profil yang menjadi ciri khas dari acid corrosion adalah bopeng-bopeng merata dan cukup dalam di semua permukaan material. Bopeng tersebut merupakan hasil dari pecahnya gelembung gas hydogen ketika acid menyerang iron steel. Sifat ion acid SO42- dan Cl- adalah menyerang lapisan pasifasi, cathodic depolarizing agent dan kandungan ion tersebut jika tinggi di boiler water bisa menyebabkan stress corrosion cracking (SCC) [Frayne, 2002].
  • Cold End/Sulphide/Dew Point Corrosion
Fenomena failure ini pernah dialami secara langsung oleh Feriyanto (2019) di unit pembangkitan 2 x 30 MW pada peralatan Air-Pre Heater (APH). Dari hasil kajian enjiniringnya berikut data yang didapatkan:
Tampak gambar diatas material APH dari carbon steel dan corten steel mengalami kegetasan dan banyak ditemukan serpihan serta kerak material berwarna merah kecoklatan.
Desain dari APH sendiri adalah vertical seperti gambar dan korosi/failure material banyak terdapat pada ujung material.
Kemudian dilakukan analisa komposisi kerak menggunakan XRD dan didapatkan data bahwa kandungan dominannya adalah magnetite dan sulfur. Magnetite pada material merupakan lapisan warna hitam sebagai pasifasi permukaan terhadap serangan korosi sedangkan sulfur berasal dari ash sisa pembakaran batubara. Dalam keadaan kering sebenarnya sulfur tidak korosif dan berbeda ketika basah/lembab sehingga harus dilakukan pendalaman operasional di APH. 
Dew Point Corrosion adalah korosi yang terjadi ketika gas didinginkan dibawah titik saturasi/kondensasi-nya. Sulfuric acid (H2SO4) ter-kondensasi pada temperatur 116-166 oC  atau lebih besar tergantung konsentrasi gas SO3 dan konsentrasi air-uap di flue gas [Port and Herro, 1991]. 
Berikut data operasi inlet-outlet APH PLTU 2x30 MW:
Berdasarkan data tersebut bisa diketahui terdapat range temperature yang cukup jauh dan ini belum lagi jika dibandingkan dengan furnace karena menurut handbook Port and Herro (1991) dew point corrosion akan terdukung dengan adanya penurunan yang drastis temperatur dari 1650 oC (furnace) menjadi 121 oC (APH). Sehingga berdasarkan dara tersebut bisa ditarik kesimpulan bahwa penyebab failure APH adalah dew point corrosion karena temperatur outlet APH antara 116-166 oC . Untuk memperkuat apakah berlanjut ke sulfide corrosion maka dilakukan trending CoA batubara yang digunakan, berikut datanya.

Berdasarkan data tersebut, memang didapatkan informasi bahwa kandungan sulfur cukup tinggi dan  ini merupakan karakteristik dari low rank coal, sehingga reaksi lanjutan sulfide corrosion bisa terjadi. Berikut reaksinya:

S + O2 ---> SO2 

Fraksi kecil antara 1-3% dari SO2 yang diproduksi ter-oksidasi menjadi SO3 lewat reaksi langsung dengan atom oksigen pada udara pembakaran.

SO2 + O ---> SO3

Bisa terjadi reaksi lain ketika SO2 yang diproduksi terdapat katalis seperti ferric oxide (FeO), vanadium pentaoxide (V2O5) dan nikel (Ni).

SO2 + ½ O2 + katalis ---> SO3

Ketika temperatur operasi dibawah dew point sulfuric acid, maka bisa terjadi reaksi sebagai berikut:

H2SO4 + Fe ---> FeSO4 + H2

Berikut profil kerusakan yang disebabkan oleh dew point corrosion:

  • Thermal Fatigue Corrosion Cracking
Korosi ini terjadi karena kelelahan material (cyclic tensile stress) yang dioperasikan pada area yang korosif sehingga material mudah terserang korosi. Tahap awal dari korosi tipe ini adalah oxide layer rusak kemudian terjadi crack mikrostruktur yang terlihat menggunakan mikroskop pembesaran 200x dan 400x seperti dibawah ini: [Port and Herro, 1991]
Berikut profil kerusakan tube boiler akibat thermal fatigue atau fatigue corrosion:
Berdasarkan EPRI (2006) sebagai berikut:





  • Cavitation/Kavitasi
Kavitasi adalah terdapatnya gelembung akibat fluida dioperasikan pada tekanan sangat rendah dibawah tekanan uap. Perbedaan tekanan antara inlet dan outlet yang sangat tinggi mendukung terbentuknya gelembung gas yang bisa menghantam material (water hammering). Berikut profil kerusakan tube boiler akibat kavitasi: [Port and Herro, 1991]
Berikut rangkuman jenis kerak (scale/deposit) dan karakteristiknya di tube boiler:  [Port and Herro, 1991]
Berikut rangkuman jenis failure di boiler system: [EPRI Guidelines]

Kutip Artikel Ini (Citation):
Feriyanto, Y.E. (2020). Analisa Profil Kerusakan Tube Boiler PLTU, Best Practice Experience in Power Plant. www.caesarvery.com. Surabaya

Referensi:
[2] The Babcock & Wilcox Company. Water and Steam Chemistry, Deposits and Corrosion
[4] Feriyanto, Y.E. (2019a). Macam-Macam Korosi, Best Practice Experience in Power Plant. Surabaya
[5] Feriyanto, Y.E. (2019b). Training Boiler Failure Analysis. Yogyakarta
[6] Port, R.D., and Herro, H.M. (1991). The Nalco Guide to Boiler Failure Analysis. McGraw-Hil, Inc
[8] Feriyanto, Y.E. (2019). Analisa Kebocoran Tube APH, Best Practice Experience in Power Plant. Kajian Enjiniring. Surabaya
[9] EPRI. Guidelines for the Non-destructive Exmaintaion of Boiler
[10] Frayne, C. (2002). Boiler water Treatment, Principle and Practice. Vol. 1 and 2. New York-USA
[11] EPRI. (2006). Boiler Condition Asseement Guideline, Fourth Edition

Ingin Konsultasi dengan Tim Expert Website, Silakan Hubungi KLIK

Previous
« Prev Post
Next
Next Post »

Subscribe to: Post Comments (Atom)