Basah vs Kering: Membongkar FGD di PLTU—Efisiensi, Biaya, dan Limbah

Ketika batas emisi diperketat—di Indonesia disebut hingga ~200 mg/Nm³ SO₂ dalam kajian dan rilis regulator—pilihan teknologi desulfurisasi bukan sekadar soal reaktor, melainkan strategi bisnis penuh kompromi. Data industri menegaskan: wet limestone FGD (scrubber basah berbasis batu kapur/kapur tohor) rutin mencetak 90–98% penghilangan SO₂ (Long Intl; Energy Conversion & Management, 2009), sementara dry sorbent injection (DSI, injeksi sorben kering) lazimnya 50–80% (Power Line India, 2021; Powder & Bulk Solids).

Dominasi pasar pun mengikuti angka tersebut: sekitar 85% unit FGD di AS adalah wet scrubbers (Integrated Info). Dalam studi kesehatan publik di AS, asumsi tangkapannya ~90% (Integrated Info).

Dasar Proses dan Istilah Kunci

FGD (flue gas desulfurization) adalah penghilangan SO₂ dari gas buang PLTU. Wet scrubber memakai slurry (campuran padat-cair) batu kapur CaCO₃ atau kapur tohor Ca(OH)₂; dry FGD menyemprotkan sorben kering langsung ke aliran gas. DSI (dry sorbent injection) adalah injeksi serbuk reaktif; SDA (spray dryer absorber) adalah semi-dry, menyemprot slurry pekat yang mengering cepat. ESP (electrostatic precipitator) dan baghouse adalah alat kontrol partikulat; CAPEX biaya modal; O&M biaya operasi/pemeliharaan.

Mekanisme Wet FGD (Limestone/Lime)

Gas buang diarahkan ke menara penyerap (countercurrent spray tower) agar kontak gas‑cair intim, setelah melewati ESP atau baghouse untuk menangkap partikulat. Reaksi kuncinya: SO₂ terlarut bereaksi dengan CaCO₃ atau Ca(OH)₂ membentuk kalsium sulfite, yang dapat dioksidasi menjadi gipsum (CaSO₄·2H₂O). Contoh reaksi: 2CaCO₃ + SO₂ + ½O₂ + 2H₂O → 2CaSO₄·2H₂O + CO₂ (Long Intl).

Slurry hasil (“gypsum slurry” bila teroksidasi) dipompa ke thickener dan filter. Konfigurasi “throw‑away” (tanpa oksidasi paksa) menghasilkan slurry kalsium sulfite yang didewater menjadi cake dan biasanya ditimbun (EPA NEPIS). Opsi oksidasi paksa dengan udara mengkonversi sulfite menjadi gipsum yang bisa dijual (EPA NEPIS).

Penakaran reagen yang presisi penting untuk stabilitas pH dan kinerja penyerapan; di lapangan, pompa dosis kimia seperti dosing pump lazim digunakan untuk injeksi slurry atau aditif secara akurat.

Efisiensi Wet, Biaya, dan Konsekuensi Operasi

Wet limestone FGD adalah “yang paling banyak digunakan… karena efisiensi tinggi” dengan 90–98% penghilangan SO₂ (Energy Conversion & Management, 2009; Long Intl). Desain menara lanjut atau dua tahap dapat mendekati >99% bila diperlukan.

CAPEX tinggi: absorber besar, pompa, fan, serta fasilitas pengolahan limbah. Limestone murah dan stoikiometri reaksi mendekati 1:1 (mol Ca per mol SO₂), sehingga biaya reagen moderat, meski daya parasit untuk sirkulasi slurry menambah beberapa persen konsumsi internal (Long Intl). Karena pressure drop besar, forced draft fan dan sistem reheat sering dibutuhkan untuk mencegah kondensasi di duct—menaikkan CAPEX lebih jauh (Long Intl). Secara levelized, biaya operasi per ton SO₂ yang dihapus bisa lebih rendah berkat sorben murah (Long Intl; Power Line India).

Data India: untuk pembangkit kecil, capex/ton‑SO₂ wet bisa ~2× dry—sekitar US$500–5.000 vs US$150–500 per ton—namun efisiensi wet >90% dibanding dry ~80% (Power Line India). Produk samping utama: kalsium sulfat/sulfite sludge; bila oksidasi paksa, menjadi gipsum sintetis bernilai untuk semen/gypsum board—IEA menyorot nilai ini (Power Line India). Dalam mode “throw‑away”, cake sulfite sering dicampur fly ash dan ditimbun (EPA NEPIS).

Konsekuensi penting: wet FGD menghasilkan aliran wastewater (blowdown) yang harus diolah atau dibuang (Long Intl). Di sini, unit pemisahan padat‑cair seperti clarifier kerap menjadi bagian rantai pengolahan untuk menurunkan padatan sebelum dewatering lebih lanjut. Untuk jejak lahan minimal, opsi penjernihan kompak seperti lamela settler membantu memangkas footprint dibanding klarifier konvensional.

Karena gas buang didinginkan mendekati saturasi, plume berair (“wet stack”) bisa terlihat dan duct/cerobong rentan korosi kecuali dipanaskan ulang (Long Intl).

Dry dan Semi‑Dry FGD: Operasi dan Kinerja

Dry FGD menyuntikkan sorben kering—umumnya lime Ca(OH)₂ atau sorben berbasis natrium—ke gas buang, di tungku, economizer, atau duct. Pada DSI, partikel halus bereaksi di fase padat; pada semi‑dry SDA (spray dryer), slurry pekat disemprot dan langsung mengering jadi granul padat. Jejak peralatan jauh lebih kecil: tanpa absorber besar atau pompa sirkulasi (Powder & Bulk Solids), menjadikannya opsi retrofit yang atraktif (Powder & Bulk Solids).

Kinerja: DSI tipikal mencapai 50–80% (sering ~70–80%), sangat bergantung pada jenis sorben, ukuran partikel, dan desain reaktor (Power Line India; Powder & Bulk Solids). Semi‑dry SDA lebih tinggi (~80–95%) berkat utilisasi reagen yang lebih baik (Long Intl). Dalam praktik, dry jarang menembus ~90% kecuali dengan dosis sorben sangat besar—publikasi industri menulis “DSI dapat mencapai hingga ~80%” dan hanya instalasi kecil yang “mengharapkan >90% dengan tuning” (Powder & Bulk Solids).

Biaya: CAPEX lebih rendah (tanpa menara besar), tetapi O&M lebih tinggi. Konsumsi reagen bisa besar—stoikiometri hingga 3 mol sorben per mol SO₂ pada kasus menantang (Long Intl). Sorben natrium seperti trona (Na₂CO₃/NaHCO₃) dapat dibutuhkan untuk >90% penghilangan, namun relatif mahal (Long Intl). Catatan dagang: “dry sorbent injection punya capex jauh lebih rendah dari wet scrubber” namun biaya sorben O&M lebih tinggi (Powder & Bulk Solids). Data India: dry FGD ~US$150–300 per ton‑SO₂ untuk unit >200 MW (Power Line India).

By‑product: residu kering (campuran CaSO₃/CaSO₄ plus lime tak bereaksi) terkumpul bersama fly ash di ESP/baghouse, biasanya dibuang atau kadang dipakai di semen/soil amendment. Penting: dry FGD tidak menghasilkan wastewater—secara inheren zero‑liquid‑discharge/ZLD (Long Intl)—dan tanpa plume air, tetapi beban debu naik sehingga ESP/baghouse mungkin perlu ditingkatkan untuk menangani cake ekstra (Long Intl).

Perbandingan Efisiensi, Biaya, dan Limbah

Efisiensi: wet limestone/lime unggul jauh—umumnya >90% (sering ~95–98%) (Long Intl) dibanding dry injection ~50–80% (semi‑dry hingga ~85–90%) (Power Line India; Powder & Bulk Solids). Catatan: unit DSI “bolt‑on” kecil bisa melewati 90% hanya dengan laju reagen sangat tinggi (Powder & Bulk Solids).

CAPEX vs O&M: wet menuntut CAPEX besar (absorber, pompa, pengolahan limbah) (Long Intl; Powder & Bulk Solids) namun biaya per ton SO₂ terhapus dapat lebih rendah berkat limestone murah (Long Intl). Dry punya CAPEX lebih rendah (Powder & Bulk Solids) tetapi O&M lebih tinggi: stoikiometri bisa sampai 3:1 (Long Intl) dan sorben mahal (trona) mungkin diperlukan (Long Intl). Survei industri memperkirakan biaya instalasi FGD di PLTU batubara ~US$25–120/kW (Rs1,9–9 juta/MW) (Power Line India)—wet di kisaran atas, dry lebih rendah per MW—yang berarti kenaikan biaya listrik sekitar 0,11–0,12 ¢/kWh (pada ~Rs5 juta/MW) (Power Line India).

By‑product & limbah: wet dapat menghasilkan gipsum jual (dengan oksidasi) atau sludge sulfite lembab untuk landfill (EPA NEPIS), namun menghasilkan wastewater (blowdown) dan potensi plume berair (Long Intl; Long Intl). Dry menghasilkan residu kering yang umumnya dibuang, tanpa effluent cair (ZLD) (Long Intl).

Trade‑off kunci: wet limestone terbukti dan kuat (sering diperlukan untuk limit ketat), tetapi besar, mahal, dan intensif air. Dry lebih sederhana, murah dipasang (terutama retrofit), bebas sludge/effluent, namun umumnya menyerap lebih sedikit SO₂ dan butuh lebih banyak reagen (Long Intl; Power Line India).

Konteks Regulasi dan Implementasi Indonesia

Regulator dan studi Indonesia menempatkan ambang ~200 mg/Nm³ SO₂ sebagai target yang mendorong adopsi FGD lanjutan (ResearchGate Indonesia; ESDM – PLTU Suralaya). Proyek PLTU Sumsel‑8 juga mengadopsi FGD untuk menekan emisi (ESDM – Sumsel‑8; ESDM – Sumsel‑8).

Pada jalur pengolahan air dan slurry di fasilitas ini, perangkat penunjang kerap diperlukan. Selain unit klarifikasi, utilitas seperti perangkat pendukung pengolahan air membantu menjaga kontinuitas operasi dari sisi instrumentasi dan perawatan peralatan air.

Sumber Data dan Rujukan

Sumber: ulasan teknis dan analisis industri—misalnya tinjauan teknis menyatakan “wet FGD systems exhibit SO₂ capture efficiencies on the order of 90% to 98%” (Long Intl), sedangkan dry‑sorbent injection umumnya ~80% atau kurang (90% perlu kondisi ideal) (Power Line India; Powder & Bulk Solids). Studi biaya (India) melaporkan wet ~US$200–$500/ton‑SO₂ (pembangkit besar) vs dry ~US$150–$300/ton (Power Line India). Regulator menyorot bahwa desain wet scrubber maju kini diwajibkan untuk memenuhi ~200 mg/Nm³ SO₂ (Indonesia) (ResearchGate Indonesia; ESDM – PLTU Suralaya), mendorong penggunaan FGD. Angka dan figur berasal dari ulasan peer‑review, rilis pemerintah, dan laporan industri (EPA NEPIS; Energy Conversion & Management, 2009; Power Line India; ESDM – Sumsel‑8; ESDM – Sumsel‑8).