HRSG Cerdas Hindari “Cold‑End Corrosion”: Kunci Ada di Suhu Feedwater dan Material Ekonomizer

Ketika gas buang HRSG memuat jejak H₂SO₄ dan HCl—terbentuk dari reaksi SO₂/NO₂/O₂ dengan uap air—semua permukaan yang lebih dingin dari acid dew point (suhu pengembunan asam) akan jadi lokasi “cold‑end” corrosion. Acid dew point ditentukan kandungan sulfur/klorin dan kelembapan; pada kadar H₂O sekitar 15%, kisarannya sering di 100–150 °C menurut Digital Refining. Panduan Kewanee bahkan mencatat dew point ~150 °C untuk natural gas dan bisa naik sampai 180–200 °C pada bahan bakar minyak (lihat tabel di Scribd).

Begitu dinding tube ekonomizer jatuh di bawah angka itu, H₂SO₄ mengembun dan menggerus baja—mekanisme yang berulang kali dikonfirmasi dalam analisis kegagalan dan white paper industri (ResearchGate; Tetra Engineering). Satu laporan layanan boiler menyimpulkan, “the metal had fallen below the acid dew point, and thus H₂SO₄ had condensed on the outer surface of the economizer tubes, causing severe corrosion” (ResearchGate). Pada kasus lain, pembakaran minyak sulfur-tinggi memicu kebocoran ekonomizer akibat “acid dew point corrosion” (ResearchGate).

Mekanisme korosi dan konsekuensi termal

Secara luas, kondensat asam pertama-tama mengoksidasi/merusak lapisan oksida pelindung baja lalu mengikis hingga menembus dinding tube, menipiskan pipa, menimbulkan kebocoran dan “open‑circuit gas bypass” yang merusak performa. Ketika gas buang dibiarkan turun hanya 20–30 °C di bawah dew point, laju deposisi asam dan korosi “max out” menurut Tetra Engineering. Memang, menurunkan suhu outlet gas buang sekitar 40 °F (≈22 °C) biasanya meningkatkan efisiensi siklus ~1% (Ganapathy), tetapi margin ini mendekatkan operasi ke zona kondensasi.

Parameter dew point dan batas aman operasi

Korosi puncak tidak terjadi tepat di dew point, melainkan sekitar 15–20 °C di bawahnya (Ganapathy). Praktik konservatif: semua permukaan ekonomizer dijaga setidaknya 10–20 °C di atas dew point tertinggi yang diperkirakan (lihat juga “to be absolutely sure, we can increase the feed water to above the dew point” di Ganapathy).

Implikasi angka praktis yang sering digunakan: untuk gas alam (S sangat rendah), dew point ~40–100 °C (estimasi); untuk #2 Fuel Oil (∼0,3–0,5% S), sekitar 150–180 °C; untuk “Low‑Sigit fuel oil” (∼2% S), sekitar 180–200 °C. Mengikuti tabel Kewanee, suhu feedwater ekonomizer yang aman untuk menutup dew point hingga ~200 °C adalah ≳210 °C (Scribd). Dalam praktik, ujung keluar ekonomizer (inlet feedwater boiler) dijaga 10–60 °C di atas dew point. Jika sulfur bahan bakar sangat rendah (misal natural gas modern), dew point bisa lebih moderat (~50–100 °C), tetapi margin tetap diterapkan.

Strategi menaikkan suhu feedwater

Aturan desain/operasi yang sederhana: pastikan tube paling dingin di ekonomizer tetap di atas acid dew point gas buang. Cara efektifnya bukan dengan memanaskan gas, melainkan menaikkan suhu feedwater/deaerator atau menambah high‑pressure feedwater preheater. Banyak HRSG memasang preheater di antara ekonomizer dan kondensor untuk menaikkan suhu air masuk, karena menaikkan suhu gas buang punya dampak kecil pada suhu dinding ekonomizer—yang nyaris mengikuti suhu air (Ganapathy). Ringkasnya, desain diarahkan untuk menaikkan suhu feedwater, bukan “membanjiri” sisi gas.

Rule‑of‑thumb yang diacu: naikkan suhu feedwater ekonomizer setidaknya ~10–15 °C di atas acid dew point (Ganapathy). Penurunan 40 °F pada suhu feed ekonomizer memang bisa memberi ≈1% kenaikan efisiensi, namun hanya bila risiko korosi asam diatasi (Ganapathy).

Prosedur startup/shutdown dan layup

Selama shutdown, udara ambien dapat mendinginkan row atas ekonomizer hingga di bawah dew point; satu unit dilaporkan melihat penurunan ke ~80 °C dan kemudian gagal akibat korosi saat layup (POWER Magazine). Untuk menghindari ini, sebagian unit—seperti Terry Bundy—memasang pompa resirkulasi yang beroperasi saat layup “to mitigate acid dew point corrosion” pada rangkaian HP/LP (Power Engineering). Alternatifnya, diterapkan inhibitor atau dehumidification saat standstill.

Pada strategi “wet layup”, kimia protektif seperti oxygen scavengers dan corrosion inhibitors sering digunakan untuk mempasivasi permukaan internal. Di tingkat produk, paket seperti oxygen scavengers lazim untuk menurunkan O₂ terlarut hingga <0,1 ppm pada layanan boiler, sementara corrosion inhibitor diformulasikan untuk memangkas laju korosi secara signifikan. Di kasus lain, perlindungan dilakukan dengan vapor‑phase corrosion inhibitor (VpCI) fogging—South Humber Bank (UK) memfogging economizer (sekitar 80 °C saat shutdown) setelah serangkaian kegagalan dew‑point corrosion (POWER Magazine). Alternatif pengeringan total dan blanketing nitrogen/udara kering efektif, namun dapat gagal bila ada kebocoran seal.

Material tube ekonomizer dan ketahanan asam

Walau praktik operasi sudah baik, paparan asam bisa terjadi (terutama saat wet layup atau bila HCl mengembun di ~30–50 °C). Pemilihan material menjadi penentu:

• Carbon steel (CS) seperti ASME SA178 GrA/P1 umum dan ekonomis, tetapi praktis tidak tahan asam; ketika terjadi kondensasi, laju korosi bisa tinggi (hingga mm/tahun). Desain standar hanya mengasumsikan corrosion allowance kecil (≈1/32″)—yang berarti ekspektasi “tanpa kondensasi” (Esteem Projects).
• Stainless steel austenitik: SS304L meningkatkan ketahanan terhadap kondensat asam ringan, namun SS316L (2–3% Mo) lebih disukai pada lingkungan H₂SO₄. Uji komponen dalam asam sulfat menunjukkan 316L nyaris tanpa serangan dibanding CS (ResearchGate). Banyak unit menggunakan tube SS penuh atau CS ber-clad stainless (304/316) di zona korosif. Kekurangan: biaya ~3–5× CS dan potensi kendala konduktivitas/welding, namun bisa mengeliminasi dew‑point corrosion (316L/317L).
• Duplex/ferritic stainless: Duplex 22Cr/25Cr menawarkan kekuatan dan ketahanan H₂SO₄ moderat (lebih baik dari 304 namun umumnya di bawah 316). Ferritic 9–11%Cr untuk HP boiler tidak ideal di <~150 °C karena tetap rentan terhadap kondensasi asam. Baja 5–9%Cr (P91, dll.) minim resistansi terhadap H₂SO₄/HCl.
• Nickel alloys: Inconel 625/825, Incoloy 800/825 (Ni‑Fe‑Cr‑Mo‑Cu) unggul pada H₂SO₄/HCl—Incoloy 825 dikenal tahan asam sulfat pekat—namun sangat mahal, sehingga biasanya dipakai di bagian paling kritis atau heat exchanger berukuran kecil.
• Clad/coated tubes: Kompromi populer adalah pipa CS dengan cladding stainless/Ni alloy. Beberapa unit menggunakan SS304‑clad pada ekonomizer. Coating semprotan termal/epoksi jarang dipilih untuk layanan kontinu HRSG karena durabilitas jangka panjangnya terbatas.
• Material lain: Polimer/komposit untuk heat recovery di bawah dew point dilaporkan memberikan efisiensi tambahan (Digital Refining; BCInsight/CRU Group), dengan uji thermoplastics seperti PPS‑GRP—namun belum arus utama untuk HRSG utilitas.

Evaluasi biaya dan keandalan

Secara ekonomika, satu kegagalan tube ekonomizer bisa bernilai puluhan ribu dolar ditambah kehilangan megawatt. Meng-upgrade seluruh tube ekonomizer ke 316L dapat menambah biaya material hanya beberapa persen dari CAPEX HRSG baru, tetapi berpotensi memangkas kegagalan mendekati nol. Karena itu, unit yang membakar bahan bakar sulfur atau sering lembap sering menspesifikasi stainless atau cladding Ni alloy di seksi sensitif; sebagian CCGT petrochemical bahkan memasang bundle 316L atau Incoloy—menerima biaya awal demi eliminasi korosi dew point.

Desain isolasi, aliran, dan pemantauan

Desain dan operasi menargetkan penghilangan “cold spots”: insulasi pipa/duct kritis, tata letak tube tanpa paparan arus udara ambien, dan penggunaan baffle/diverter untuk meratakan perpindahan panas. Pemantauan kontinu suhu outlet ekonomizer dan komposisi gas buang penting untuk memastikan dinding tube terendah tak melampaui dew point. Sensor dew point online atau analisis berkala SO₂/SO₃ stack membantu mengukur risiko; bahkan pH kondensat di stack bisa menjadi indikator. Bila dew point mendekati rencana suhu tube, operator menaikkan suhu feedwater atau menyesuaikan firing untuk menghindari kondensasi.

Konteks Indonesia dan arah regulasi

Di Indonesia, dorongan regulasi emisi (mis. MOEF Reg. 15/2019) mendorong bahan bakar sulfur rendah atau scrubber. Pada PLTU batubara, SO₂ gas buang dicuci hingga <5% dari inlet (efisiensi removal ~95%) sebagaimana ditunjukkan pada proyek dengan FGD yang menarget ~95% SO₂ removal (IRT). Batas emisi—misalnya SO₂ 750 mg/Nm³ untuk unit ≥100 MW (CyberTig)—secara tidak langsung menekan risiko dew point dengan menurunkan S. Di praktiknya, LNG dan diesel modern di Indonesia berada di <0,5%S, sehingga dew point tipikal bisa ~50–100 °C; namun seperti dicatat di atas, bahkan sulfur moderat dapat mendorong dew point mendekati 150 °C, sehingga best practice global tetap relevan.

Data industri menunjukkan armada CCGT Indonesia terus tumbuh. Dengan sulfur hampir nihil, banyak HRSG sudah “by design” mengoperasikan feedwater di atas dew point. Hasilnya, cold‑end corrosion cenderung lebih jarang dibanding boiler minyak lama—tetapi tidak hilang, terutama pada siklus startup/shutdown yang lembap. Laporan teknis (EPRI dan lainnya) menempatkan flow‑accelerated corrosion dan acid dew‑point corrosion sebagai penyumbang besar kebocoran tube HRSG (sering >50% dari kasus kerusakan tube). Menghindari kegagalan ini meningkatkan availability dan heat rate; bahkan mendekati dew point untuk memulihkan tambahan 2–3% panas gas buang dapat berarti beberapa MW ekstra pada unit besar (Digital Refining).

Ringkasan kendali dew point dan material

Intinya, HRSG CCGT yang andal mengikuti praktik berfokus suhu: pastikan tube ekonomizer terdingin selalu di atas acid dew point gas buang—praktisnya dengan feedwater panas, margin 10–20 °C dari dew point (Ganapathy; Scribd). Disiplin layup (resirkulasi hangat, inhibitor atau pengeringan) membatasi kondensasi (Power Engineering; POWER Magazine). Dan bila risiko tak bisa dielakkan, ekonomizer dari SS316L/317L, cladding stainless/Ni alloy, atau—dalam kasus sangat korosif—Ni alloy penuh menjadi opsi material yang secara praktis “membeli” keandalan jangka panjang (ResearchGate).

Sumber data dan rekomendasi di atas berasal dari studi teknis dan panduan industri: mekanisme korosi dew point dan mitigasinya (ResearchGate; Tetra Engineering), serta catatan desain/kimia operasi HRSG yang menekankan perlunya suhu feedwater tinggi (Ganapathy; POWER Magazine). Rujukan regulasi dan praktik Indonesia (MOEF; batas SO₂; FGD >95% removal) menegaskan pengoperasian sulfur rendah yang serasi dengan pencegahan kondensasi asam (IRT; CyberTig).