Analisis Penipisan Elbow Tube Primary Superheater Pada Pembangkit Listrik Kapasitas 300 MW

Ramadhan, Faizal (2020) Analisis Penipisan Elbow Tube Primary Superheater Pada Pembangkit Listrik Kapasitas 300 MW. Undergraduate thesis, Institut Teknologi Sepuluh Nopember.

[img] Text
02111440000118-Undergraduate_Thesis.pdf - Accepted Version
Restricted to Repository staff only

Download (3MB) | Request a copy

Abstract

Pembangkit Listrik Tenaga Uap merupakan jenis pembangkit yang masih banyak digunakan di Indonesia karena berbagai jenis kelebihan nya. Salah satu unit pembangkitan energi listrik tenaga uap di Indonesia yaitu PLTU yang berlokasi di Kecamatan Labuan, Kabupaten Pandeglang, dengan kapasitas pembangkitan sebesar 300 MW. Setelah 10 tahun beroperasi, ditemukan perubahan geometri berupa penipisan hingga melebihi batas toleransi pada elbow tube primary superheater boiler. Perubahan geometri yang terjadi ini dapat menimbulkan kegagalan apabila tidak dicegah. Terdapat dua tube yang dianalisa, yaitu tube C9 dan F10. Tube C9 memiliki ketebalan terendah 4,88 mm dimana batas ketebalan minimumnya adalah 5,10 mm. Sedangkan tube F10 memiliki ketebalan masih di atas ketebalan minimum dan digunakan sebagai pembanding untuk tube C9. Kedua Tube memiliki jenis material yang sama yaitu 15 CrMoG. Analisis penipisan diperlukan untuk mengetahui penyebab dan juga agar kedepannya dapat dilakukan tindakan preventif untuk mencegah terjadinya penipisan yang serupa. Analisis penipisan dilakukan dengan beberapa langkah. Pertama yaitu melakukan pengambilan material dan pengumpulan data operasional boiler. Material yang sudah ambil selanjutnya di amati secara makroskopis untuk melihat tampilan visual dari tube. Selanjutnya material di potong dan dilakukan pengujian komposisi kimia untuk mengetahui komposisi kimia apa saja yang terdapat pada material. Lalu di lakukan pengujian metalografi untuk mengetahui struktur mikro dari material. Pengujian SEM - EDS perlu dilakukan juga untuk melihat adanya lapisan oksida dan unsur yang terkandung di permukaan luar dan dalam dari pipa. Yang terakhir yaitu analisa XRD untuk melihat senyawa yang terdapat pada kerak di permukan tube. Pengamatan makroskopis dari kedua tube menunjukkan adanya deposit kerak pada permukaan luar kedua tube, namun pada tube F10 mempunyai kuantitas lebih tinggi dibandingkan tube C9. Dari hasil XRD, diketahui bahwa kerak tersebut berasal dari senyawa hasil pembakaran batubara. Hasil analisis kimia dan metalografi tidak menunjukkan adanya perbedaan dari standar. Hasil pengamatan SEM memperlihatkan adanya suatu lapisan pada permukaan luar dan dalam dari kedua tube. Dengan analisis EDS dapat diketahui bahwa lapisan tersebut merupakan lapisan oksida karena adanya unsur Fe dan O yang dominan pada lapisan tersebut. Pada Tube C9 lapisan oksida lebih dominan pada sisi luar, sedangkan tube F10 pada sisi dalam. Dari hasil analisis, didapat kesimpulan bahwa tube C9 mengalami penipisan akibat erosi karena tidak adanya erosion shield seperti pada tube F10. Beberapa unsur erosive juga ditemukan pada analisis kerak hasil XRD yaitu berupa silika (Si) pada senyawa zeolite. Mekanisme lain yang menyebabkan penipisan yaitu high temperature corrosion akibat adanya partikel korosif seperti sulfur yang bereaksi dengan logam pada suhu tinggi (lebih dari 400°C) membentuk lapisan oksida yang cukup tebal pada sisi luar sehingga ketebalan tube C9 berkurang. Untuk Tube F10, mekanisme penipisan berupa general corrosion akibat interaksi antara steam yang kaya oksigen (O) dengan unsur besi (Fe) pada logam. Interaksi tersebut menghasilkan lapisan oksida yang semakin lama semakin tebal hingga membuat ketebalan tube berkurang. ========================================================= in Indonesia because of its various advantages. One of the steam power generation units in Indonesia is a Steam Power Plant located in Labuan District, Pandeglang Regency, with a generating capacity of 300 MW. After 10 years of operation, a geometric change was found in the form of thinning to exceed the tolerance limit on the elbow tube primary superheater boiler. This geometric change can lead to failure if preventive action not taken. Two tubes were analyzed, namely C9 and F10. The lowest thickness of tube C9 is 4.88 mm where the minimum thickness limit is 5.10 mm. Meanwhile, tube F10 has a thickness above the minimum thickness and is used as a comparison for tube C9. Both tubes have the same material type, namely 15 CrMoG. Wall thinning analysis is needed to determine the cause so in the future, the preventive action can be taken to prevent similar case. The wall thinning analysis is carried out in several steps. The first is conducting material sampling and collecting boiler operational data. The material that has been sampled is then examined macroscopically to see the visual appearance of the tube. Furthermore, the material is cut and chemical composition testing is carried out to find out what chemical composition is contained in the material. Then do a metallographic test to determine the microstructure of the material. SEM - EDS testing also needs to be done to see the presence of oxide layers and elements contained on the outer and inner oxide of the pipe. The last one is XRD analysis to see the compounds contained in the scale on the surface of the tube. Macroscopic observations of the two tubes showing a thick scale deposit on the outer surface of both tubes, but tube F10 had a higher quantity than tube C9. From the XRD results, it is known that the scale comes from compounds from the coal. The results of chemical and metallographic analysis did not show any difference from the standard. SEM-EDS results showed an oxide layer from both tubes. In Tube C9, the oxide layer is dominant on the outside, while tube F10 is on the inside. From the analysis, it was concluded that the thinning of C9 tube caused by erosion due to the absence of erosion shield as in tube F10. Some erosive elements were also found in the XRD analysis, like Silica (Si) in the form of Zeolite. Another mechanism that causes thinning is high temperature corrosion due to the presence of corrosive particles such as sulfur which reacts with metals at high temperatures (more than 400 ° C) to form an oxide layer that is thick enough on the outside so that the thickness of the C9 tube decreases. For Tube F10, the thinning mechanism is general corrosion due to the interaction between oxygen(O) from steam and iron (Fe) in the metal. This interaction produces an oxide layer that gets thicker over time, making the tube thickness decrease. Keywords: Boiler, Superheater, Elbow, Wall Thinning, Erosion, High Temperature Corrosion.

Item Type: Thesis (Undergraduate)
Uncontrolled Keywords: Boiler, Superheater, Elbow, Wall Thinning, Erosion, High Temperature Corrosion
Subjects: T Technology > TJ Mechanical engineering and machinery > TJ164 Power plants--Design and construction
T Technology > TJ Mechanical engineering and machinery > TJ263.5 Boilers (general)
Divisions: Faculty of Industrial Technology and Systems Engineering (INDSYS) > Mechanical Engineering > 21201-(S1) Undergraduate Thesis
Depositing User: Ramadhan Faizal
Date Deposited: 27 Aug 2020 01:36
Last Modified: 27 Aug 2020 01:36
URI: https://repository.its.ac.id/id/eprint/80298

Actions (login required)

View Item View Item