Claus unit butuh feed H₂S kaya, kering, dan super bersih. Itu berarti pendinginan, knock‑out, koaleser, dan pipa berstandar NACE—atau siap‑siap fouling, korosi, dan flare.
Di banyak kilang, sour‑water stripper (SWS) sering “dilihat sebelah mata”—sampai gas asamnya masuk ke sulfur recovery unit (SRU) dan membuat katalis coking, garam amonium mengendap, lalu plant tersendat. Literatur proses Claus menegaskan, feed harus dominan H₂S, kering, dan tanpa hidrokarbon berat; bila terlalu “lean”, gas mesti diperkaya atau dibakar (nepis.epa.gov).
Detailnya lugas: jagakan suhu di atas ~75 °C untuk menghindari deposit NH₄HS, jaga kandungan NH₃ amat rendah, dan buang semua liquid atau heavy ends (C₅⁺). Satu pelajaran lapangan: beberapa persen NH₃ saja sudah cukup mengacaukan reaksi Claus—sering perlu furnace dua zona atau oxygen enrichment (patents.google.com).
Spesifikasi kualitas gas asam ke SRU
Unit Claus pada praktiknya menginginkan ≥15% mol H₂S; gas yang lebih encer umumnya tidak didesain untuk diproses dan harus diperkaya atau di‑flare. Jika perlu, co‑feed stream amina/HCl atau konsentrasikan gas asam tersebut (nepis.epa.gov).
- NH₃ harus sangat rendah; bila hadir, furnace SRU perlu ~2800–3200 °F (1538–1760 °C) pada first stage reduktif untuk menghancurkannya (patents.google.com). Pada praktik tertentu, feed dari phenolic/hydrotreated streams bisa memuat hingga ~50% NH₃—kasus seperti ini ditangani dengan ammonia stripper atau incinerator terpisah (patents.google.com) (patents.google.com).
- Gas wajib bebas liquid water. Reaksi Claus sendiri menghasilkan air baru; carryover liquid akan melarutkan SO₂ dan memicu korosi. Jalur gas asam umumnya dijaga di atas dew point air/garam amonium; rule of thumb ≥75 °C (bcinsight.crugroup.com). Konteks Indonesia menegaskan: mengabaikan penghilangan air “menyebabkan korosi dan penyumbatan pada transportasi”.
- Hidrokarbon: praktis tanpa hidrokarbon cair atau heavy ends (C₅–C₁₀). Pembawa kondensabel meningkatkan sulfur coke pada katalis. Praktik industri: lakukan knock‑out heavy ends sehingga gas masuk Claus pada ≲325 K (~50 °C) (nepis.epa.gov).
- Impuritas lain: COS, CS₂, partikulat/solids pada dasarnya nol. Oksigen harus amat rendah untuk menghindari campuran eksplosif. Singkatnya, hanya H₂S dan gas inert (CO₂, N₂) — plus steam terkontrol — yang boleh masuk ke SRU.
Konsekuensi lalai? Catatan industri menunjukkan fouling NH₄‑salt dan coke ketika SWS gas dikirim tanpa pretreatment—itulah mengapa pemberi lisensi menetapkan spesifikasi ketat; gas SWS off‑spec cenderung di‑flare atau dibakar di incinerator (patents.google.com).
Kesimpulan mutu: feed SRU harus “mostly H₂S” tanpa liquid bebas, NH₃ minimal (idealnya <0,01% v/v) dan praktis tanpa uap hidrokarbon berat (nepis.epa.gov) (patents.google.com).
Baca juga:
Mengapa Sterilizer Horizontal & Kontrol Otomatis PLC/SCADA Jadi Pilihan Utama di Pabrik Kelapa Sawit
Pretreatment SWS: pendinginan, knock‑out, koaleser
Untuk mencapai mutu tersebut, overhead stripper yang panas (sering 80–100 °C) dikondensasikan—menggunakan heat exchanger atau pembuangan panas ke atmosfer—hingga ≤325 K agar air dan C₆⁺ mengendap sebagai liquid. Liquid (campuran sour water dan minyak/phenols) ditarik, biasanya kembali ke tangki sour water; gas kemudian di‑reheat atau di‑steam trace agar tak rekondensasi (nepis.epa.gov).
Standarnya, di atas knock‑out drum dipasang demister pad dan coalescing filter untuk menangkap mikrodroplet; konfigurasi knock‑out dengan reflux menjamin “praktis tanpa liquid carryover”. Catatan operasi: carryover hidrokarbon hampir pasti memicu amine foaming dan catalyst fouling di hilir (petroskills.com). Di tahap polishing, operator sering memakai coalescing filter tipe cartridge; platform cartridge filter memudahkan pemilihan media sesuai service.
Butir rancangan penting lainnya: drum pemisahan disizing untuk slug dan waktu tinggal, sering dikombinasikan dengan water‑seal bertekanan rendah sebagai bagian dari sistem flare dalam satu bejana (nepis.epa.gov). Setelah knock‑out, gas di‑reheat atau dijaga tetap panas; tracing (steam atau elektrik) umum diterapkan. Operasi lapangan mempertahankan ≥75 °C untuk mencegah deposit NH₄H(S) (bcinsight.crugroup.com).
Untuk gas asam yang memuat C₂–C₆, pendinginan (chilling) bisa dipakai, meski SWS refinery lazimnya minim hidrokarbon kondensabel; sisanya tersapu oleh drum yang sama. Bila NH₃ signifikan, sebuah ammonia stripper pada tekanan mendekati atmosfer memisahkan NH₃ ke overhead (untuk dibakar/recycle) dan menyisakan H₂S berkadar tinggi ke Claus; skema ini lazim pada desain SWS dua tahap (bcinsight.crugroup.com). Rujukan domestik kembali mengingatkan bahwa liquid carryover (air/minyak) ke “sour gas” memicu penyumbatan di hilir ppsdmmigas.esdm.go.id).
Desain piping untuk gas asam beracun
Transit gas SWS ke SRU menuntut material antikorosi dan containment ketat, sesuai NACE/ISO untuk service H₂S: baja karbon/alloy yang menghindari sulfide stress cracking (NACE MR0175/ISO15156) (osha.gov). Praktiknya, baja low‑hardness seperti ASTM A333 Gr.6, X65 dengan L‑Grade supplement, atau stainless steel, dengan corrosion allowance 3–5 mm. Flange/valve/weld memakai bolting tersertifikasi H₂S (NACE MR0103) dan toughness suhu rendah. Kode piping: ASME B31.3 dengan batasan Class D service. Standard modern juga melarang carbon steel di atas kira‑kira 50 °C saat P(H₂S) >0,05 bar (lihat annex NACE); pada kondisi ini dipilih alloy lebih tinggi.
Layout dipersingkat dan diberi slope agar tak ada liquid pocket; tanjakan vertikal diberi steam tracing dan semua low‑point diberi trap dan valve. Jika ada beberapa sumber gas asam (misal dari SWS berbeda atau sistem amina), penggabungan hanya di manifold dengan block valve; tiap cabang memakai double block‑and‑bleed untuk maintenance. Housing filter bertekanan untuk koaleser sering dipilih dari platform industri yang kompatibel; opsi housing baja bertekanan tinggi relevan untuk lingkungan proses berat.
Baca juga:
Kondensat Sterilizer Sawit: Limbah Panas yang Bisa Diubah Jadi CPO dan Penghematan Energi
Proteksi, deteksi, dan pelepasan darurat
Perlindungan tekanan mencakup PRV sebelum kompresor/line; tiap PRV dibuang ke flare/combustor melalui jalur dedikasi yang melewati knock‑out drum sendiri. Flare knock‑out drum kerap terintegrasi dengan water seal dalam bejana yang sama (nepis.epa.gov). Karena H₂S tak berbau pada dosis mematikan, deteksi gas wajib: fixed detector dipasang sepanjang pipa dan di inlet SRU, dengan alarm sekitar ~10 ppm; setiap kebocoran memicu ESD otomatis (tutup valve inlet, matikan kompresor, aktifkan overpressure flare). Pekerja memakai personal alarm H₂S dan wajib evakuasi pada 10–15 ppm (NIOSH REL) (osha.gov).
Monitoring korosi kritis: UT thickness probe atau kupon untuk CUI setiap 3–5 tahun; sambungan yang dapat diinspeksi memakai trap collar atau dog‑bone weld untuk pemeriksaan kekerasan. Support dan layout pipa mengakomodasi ekspansi termal serta standar seismik; jalur di atas tanah di area berpenduduk cenderung oversize (schedule 160 atau lebih) karena service H₂S menurunkan allowable stress. Bagian yang ditanam memakai baja berlapis atau proteksi katodik sesuai standar area. Hot‑work pada jalur H₂S dibatasi dan hanya dilakukan setelah purge nitrogen hingga <10 ppm H₂S.
Dari aspek kebakaran, H₂S sangat mudah terbakar (4–46% LFL) (osha.gov). Karena itu feed header dipisahkan secara fisik dari peralatan lain dan ventilasi diberi flame arrestor. Lapisan keselamatan terakhir adalah pembuangan: setiap overpressure tak normal (kebakaran, runaway) pada header SRU dilepas ke flare yang didesain khusus, juga melalui KO/seal drum dan block valves (nepis.epa.gov). Karena H₂S teroksidasi menjadi SO₂ saat dibakar, “horsepower” flare dipilih untuk memastikan pembakaran lengkap dan oxygen enrichment bila diperlukan.
Praktik keselamatan mengikuti aturan OSHA/API internasional dan ketentuan Indonesia: permit kerja, survei kebocoran berkala, serta pelatihan H₂S (API RP 49/ANSI Z390). Level alarm (10 ppm) dan escape respirator ditegakkan; area dilengkapi rambu dan pagar pembatas. Pada kebocoran, respons cepat mencakup fixed deluge dan netralisasi scrubbing untuk drain H₂S. Setiap pressure test atau pekerjaan maintenance mewajibkan purge inert dan verifikasi <1 ppm H₂S sebelum entry (osha.gov).
Baca juga:
Ringkasan praktik industri
Semua jalur mengarah ke satu prinsip: perlakukan acid gas SWS sebagai high‑hazard stream. Itu berarti feed “dry, H₂S‑rich, low‑NH₃” ke SRU; pretreatment dengan pendinginan dan knock‑out yang efektif; koaleser/demister untuk nol liquid carryover; pipa dan valve sesuai NACE; deteksi H₂S dan isolasi otomatis; serta relief ke flare dengan KO drum dan water seal yang memadai (osha.gov) (nepis.epa.gov).
Rujukan teknis—dari pedoman EPA Claus hingga pengalaman operasi dan standar OSHA/NACE—menopang setiap angka di atas. Bahkan suhu target seperti ≲325 K di inlet dan “rule of thumb” ≥75 °C di jalur transfer bukan detail remeh; keduanya mencegah kondensasi dan salt‑plugging yang bisa melumpuhkan SRU (nepis.epa.gov) (bcinsight.crugroup.com).
