Satu butir ppm sulfur bisa melumpuhkan katalis nikel di steam methane reformer. Panduan ini merangkum sumber deaktivasi, arsitektur purifikasi gas umpan, serta prosedur loading dan start‑up yang dipakai pabrik amonia modern.
Di jantung lini amonia/urea, steam methane reformer (SMR) mengubah gas alam menjadi syngas—campuran CO+H₂—di atas katalis berbasis nikel (Ni/Al₂O₃ atau Ni spinel). Targetnya keras: mempertahankan konversi CH₄ mendekati kesetimbangan, ≈95–97%, dalam lingkungan 750–820°C. Satu contoh, umpan reformer 85% H₂O dan 15% CH₄ mencapai ≈95% konversi CH₄ (www.sciencedirect.com).
Setiap penurunan kecil aktivitas langsung memangkas H₂ yield dan menaikkan konsumsi bahan bakar. Bahkan, “each 1% drop in conversion may cost ~$X million/yr on a 3 MTPD NH₃ plant”. SMR modern ditujukan untuk multi‑year service, namun kehilangan aktivitas sekecil apa pun berimbas pada kapasitas dan fuel cost.
Uap Ultra-Murni di Pabrik Amonia-Urea Lindungi Katalis Reformer
Peran katalis Ni dan tantangannya
Katalis Ni adalah penggerak utama reaksi reforming uap, namun super sensitif terhadap sulfur dan cenderung mengalami pembentukan karbon (coking). Sulfur poisoning paling kejam: senyawa sulfur di umpan (mercaptan, H₂S, dll.) pada suhu tinggi berubah menjadi H₂S yang teradsorbsi kuat di permukaan Ni dan menutup situs aktif (www.sciencedirect.com) (pubs.acs.org).
Ni cepat membentuk lapisan Ni–S (≈0,5 S/Ni atau ~440 µg S per m² Ni; www.sciencedirect.com) yang memangkas aktivitas. Secara praktis, level H₂S serendah ppm mampu melumpuhkan katalis. Studi menyebut “ppm levels of sulfur impurities [in the feed] reduce the life of commercial catalysts to only months or weeks” (pubs.acs.org). Di Indonesia, sampel gas pipa menunjukkan ~3 ppm H₂S (www.researchgate.net)—tanpa scrubbing dalam, Ni akan cepat jenuh sulfur.
Mode deaktivasi katalis dan gejala
Coking muncul karena dekomposisi termal hidrokarbon: contoh CH₄ → C + 2H₂. Pada 750–820°C, grafit bisa tumbuh sebagai “whiskers” yang merobek pelet, menaikkan ΔP tube, dan memicu hot spot ketika reaksi terhenti (gasprocessingnews.com) (processphase.com).
Strateginya: buat reaksi penghilangan karbon (mis. gasifikasi oleh H₂O/CO₂) lebih cepat dari cracking. Kunci ada di komposisi umpan dan steam/carbon ratio (S/C, rasio mol uap terhadap karbon). Pengalaman lapangan menunjukkan metana murni butuh S/C ≈1,7–2,0 agar bebas coke (gasprocessingnews.com), sedangkan naphtha lebih berat butuh S/C ~2,2+. Di pabrik amonia berbasis metana, S/C ~3:1 lazim (gasprocessingnews.com), memberi margin di sekitar 800°C.
Promoter basa (Ca, Mg, K) sering ditambahkan untuk mempercepat gasifikasi karbon. Penelitian menunjukkan Ca/Mg dapat memangkas minimum S/C ~16%, dan alkali kuat (K) hingga ~65% (gasprocessingnews.com). Uji katalis promoted K di Inggris berjalan 9 bulan dengan deposit karbon minimal, sementara unit tanpa promoter menunjukkan hot band hanya setelah beberapa bulan (gasprocessingnews.com).
Deaktivasi lain: sintering (koalesensi partikel Ni pada T/uap tinggi, kehilangan luas permukaan; www.sciencedirect.com), attrition mekanik (pelet retak karena vibrasi/ekspansi termal), dan fouling impuritas (misalnya Cl⁻ dapat mengoksidasi/menghalangi situs). Katalis Ni tidak boleh bertemu CO pada suhu rendah (<200°C) untuk menghindari Ni(CO)₄ yang toksik (www.scribd.com). Aktivitas dipantau lewat CH₄ slip di outlet dan ΔP tube; kenaikan slip/hot band di luar spesifikasi memicu jadwal penggantian katalis.
Arsitektur purifikasi gas umpan
Sensitivitas Ni terhadap sulfur dan potensi coking menuntut gas cleanup train multi‑tahap. Praktik industri: removal massal via amine (mis. MDEA) atau acid‑gas scrubber lain, lalu ZnO guard bed sebagai polishing; targetnya mendekati nol sulfur di inlet reformer. Prosedur pabrik amonia menunjukkan ZnO menurunkan H₂S menjadi <0,1 ppm; bed dianggap “spent” saat slip ~0,2 ppm (www.scribd.com).
Secara kuantitatif: dari 3 ppm H₂S (temuan di Indonesia; www.researchgate.net) ke 0,1 ppm berarti penurunan 30×. Literatur menunjukkan penurunan dari puluhan ppm ke sub‑ppm memperpanjang umur katalis dari hitungan bulan menjadi bertahun‑tahun (pubs.acs.org) (www.scribd.com). Di Indonesia, variasi H₂S lapangan (mis. cekungan Sumatra) mendorong spesifikasi kualitas gas jual (contoh <1 ppm H₂S) sesuai pedoman Kementerian ESDM.
Selain sulfur, dihilangkan pula organik klorida (hydrocarbon treater) dan partikulat halus (coalescer). CO₂ biasanya hanya dihilangkan sebagian (amine scrub) karena syngas tetap membutuhkan sebagian CO₂ untuk water‑gas shift. Beberapa pemanas umpan menyertakan molecular sieve untuk menghilangkan moisture dan merkuri. Desain cleanup kerap memakai simulasi scrubbing: MDEA mampu memangkas 10–1000 ppm sour gas ke <10 ppm; lalu ZnO memoles ke ≈0,01 ppm H₂S (www.scribd.com). KPI kunci: residual H₂S (<0,1 ppm) dan hydrocarbon dew point (contoh <–10°C). Breakthrough ZnO (slip >0,1 ppm) memicu penggantian instan demi melindungi Ni.
Untuk tahap bulk removal tersebut, operator industri lazim mengandalkan amine solvent regenerable—contoh implementasi ada pada co2/h2s removal amine solvent—sebelum polishing akhir di ZnO guard bed.
Kinerja terukur dan dampak bisnis
Feed yang bersih berbanding lurus dengan performa reaktor. Reformer amonia modern mencatat >95% konversi CH₄ pada beban desain (CO keluar ≈10–12%; www.sciencedirect.com). Ketika katalis mulai teracun, CO outlet dan CH₄ slip naik, dan temperatur outlet reformer ikut melonjak—metana tak terkonversi membawa panas. Contoh: tanpa sulfur removal yang memadai, CO outlet melonjak dari 12% ke 30% bersamaan dengan naiknya tube wall temperature (www.cheresources.com).
Menjaga sulfur di target ZnO (<0,1 ppm) mempertahankan kemurnian H₂ dan kapasitas. Setiap 0,1% CH₄ slip yang hilang dapat menurunkan H₂ output sekitar ~0,2%. Data global menunjukkan fasilitas yang menjaga <0,05 ppm H₂S memperoleh siklus katalis 3–5 tahun, sedangkan jejak sulfur lebih tinggi memaksa penggantian di bawah satu tahun (pubs.acs.org) (www.scribd.com). Dampak bisnis jelas: satu kali reload reformer (≈$1–2 juta) plus downtime (≈2–3 minggu) jauh lebih mahal daripada OPEX amine/ZnO.
Reformer Amonia: Cara Ambil 5–10% Efisiensi & Hemat >70% Bahan Bakar
Prosedur loading katalis
Katalis tiba sebagai pelet/ekstrudat dalam drum baja. Sebelum loading: inspeksi tube dan grid penyangga. Gunakan sling/alat bantu—jangan menggulingkan atau menjatuhkan drum. Katalis terbuka bisa piroforik (terutama prereformer dengan Ni metal residual); lakukan loading di bawah purge nitrogen bila memungkinkan.
Gunakan “socks” atau corong tabung untuk menuang pelet perlahan ke tiap tube: laju jatuh bebas direkomendasikan <≈3 ft per detik guna mencegah pelet patah (www.slideshare.net). Secara berkala ukur ΔP per tube (mis. manometer diferensial) demi konsistensi densitas kemasan. Setelah pengisian awal, berikan getaran ringan/ketukan untuk settling dan menghilangkan void/bridging (www.slideshare.net).
Hindari overfill/void yang memicu maldistribusi aliran: tinggi bed tak seragam menyebabkan ketidakseimbangan temperatur (“hot/cold bands”) dan variasi ΔP (www.slideshare.net). Catat berat katalis per tube dan tutup ujung tube dengan blanking cap/grid. Umumnya variasi ΔP antartube ditargetkan <~5%.
Pra‑start, reduksi, dan start‑up
Pra‑start: lakukan leak test dan purge nitrogen. Panaskan vessel bertahap (≈200–300°C) menghindari shock termal dan untuk memulai reduksi. Pastikan interlock keselamatan (batas S/C, fuel cutoff) aktif. Konfirmasi purifikasi umpan (H₂S removal, water ejection) beroperasi.
Reduksi katalis: kebanyakan katalis reformer primer dikirim sebagai NiO sehingga perlu reduksi terkontrol (NiO→Ni) sebelum hidrokarbon masuk. Opsi (a) reduksi hidrogen: masukkan gas mengandung H₂ (mis. 100% H₂ atau reformate) ≈50–100 Nm³/jam per tube. Naikkan firing perlahan hingga ~350–450°C selama beberapa jam. Pada ~250–350°C mulai alirkan H₂; pada 400–450°C eksoterm reduksi umumnya selesai. Monitor off‑gas (produksi H₂O) untuk mengikuti kemajuan reduksi. Opsi (b) reduksi metana: masukkan campuran CH₄/steam encer (<10% CH₄) setelah tube panas; eksoterm lebih agresif sehingga ramp harus lebih lambat. Reduksi dipertahankan 2–6 jam hingga oksigen (via tailgas O₂ analyzer) <1%.
Start‑up berurutan: (1) Heat‑up: elevasi suhu bed ke operasi; burner penuh tanpa hidrokarbon; sirkulasikan steam untuk pemanasan seragam. Hindari kondensasi—jangan masukkan air/steam berlebih hingga temperatur di atas dew point steam. (2) Steam introduction: injeksikan steam aliran rendah; jaga T/P agar tetap uap (sering di atas 350–400°C tube wall). Tanpa hidrokarbon, tambahkan sedikit hidrogen ke steam—mis. H₂:steam ~10:1—untuk mencegah oksidasi Ni. (3) Natural gas feed: ketika bed seragam panas (baseline CO <5%), naikkan metana/NG bertahap. Kejar S/C desain (mis. 2,8–3,5), awasi temperatur outlet tube dan ΔP. Awal operasi sering sedikit fuel‑rich untuk stabilitas api. Laju kenaikan temperatur dijaga <50°C/jam untuk mencegah hot spot. (4) Full load: saat analisis gas stabil (CO ~10–12%, CH₄ <1%), bawa steam dan fuel ke alir desain dan selaraskan shift converter serta CO₂ removal downstream.
Catatan keselamatan katalis: hindari paparan CO pada <200°C untuk mencegah pembentukan nikel karbonil Ni(CO)₄ yang toksik (www.scribd.com). Jangan membanjiri katalis dengan steam dingin/air. Perubahan mendadak S/C atau fuel dapat memecah pelet. Interlock proses biasanya menahan feed gas hingga S/C minimum (~2,5) tercapai untuk mencegah coke. Start‑up dari dingin ke beban penuh lazimnya 24–48 jam pada reformer besar.
Setelah steady‑state, konfirmasi metrik: target CH₄ slip (<2–3% untuk kemurnian H₂ 97%) dan konversi CO (hingga ~3±1% residual). Bandingkan ΔP dan CO outlet per tube; keseragaman ketat menandakan loading yang baik. Catatan pabrik menunjukkan loading teliti dan ramping hati‑hati mengurangi attrition awal dan memaksimalkan output run pertama.
Operasi berkelanjutan dan siklus katalis
Dalam operasi, jaga kualitas gas umpan (ganti ZnO sesuai jadwal) dan S/C di atau di atas desain. Umur katalis Ni‑SMR tipikal 3–5 tahun pada kondisi bersih. Jika aktivitas turun (CH₄ slip naik atau rasio CO₂/H₂O bergeser), pengecekan offline singkat (mis. burnout pendek atau steam purge) kadang memulihkan sebagian kapasitas. Akhirnya reload penuh tetap diperlukan. Sasaran utamanya: memaksimalkan runtime antarreload dengan menghindari deaktivasi—itulah mengapa purifikasi gas komprehensif dan start‑up hati‑hati sangat krusial secara ekonomis.
Solvent Amina CO₂ Removal: Cara Menjaga Kinerja di Pabrik Amonia/Urea
Sumber dan rujukan
Literatur industri dan akademik menekankan Ni harus dilindungi purifikasi (www.sciencedirect.com) (www.scribd.com), dan coking dikelola via rasio steam dan promoter (gasprocessingnews.com) (gasprocessingnews.com). Analisis gas di pabrik pupuk Indonesia melaporkan ~3 ppm H₂S di gas pipa (www.researchgate.net), menegaskan kebutuhan amine/ZnO multistep. Praktik AS menetapkan spesifikasi H₂S <0,1 ppm di inlet (outlet ZnO) untuk mencegah sulfur poisoning (www.scribd.com) (pubs.acs.org). Praktik loading—dari loading socks sampai reduksi terkontrol—terdokumentasi untuk mencegah kejutan mekanik/termal (www.slideshare.net) (www.scribd.com). Rujukan teknis mencakup Rostrup‑Nielsen (www.sciencedirect.com) (www.sciencedirect.com), panduan teknik Gas Processing News (gasprocessingnews.com) (gasprocessingnews.com), serta manual pabrik (spesifikasi ZnO; www.scribd.com) dan tinjauan ilmiah mutakhir (pubs.acs.org).
