Angka kinerja teknologi kontrol emisi di kilang kini gamblang: wet FGD biasa dirancang ≈90% penurunan SO₂, LNB memberi pengurangan NOₓ puluhan persen sementara SCR menembus 80–90%+, dan VRU di tangki serta loading racks menangkap >95% hingga 99%-plus uap hidrokarbon.
Kilang modern hidup-mati pada kepastian kinerja emisi. Untuk SO₂ (sulfur dioksida), wet flue gas desulfurization atau FGD (scrubbing gas buang basah) rutin disetel untuk ≈90% penurunan menurut US EPA, dengan uji lapangan yang menunjukkan 88–96% dan bahkan >99% pada kondisi ideal (data EPA, EPA).
Di NOₓ (nitrogen oksida), jurusnya berlapis: low-NOₓ burners atau LNB (modifikasi pembakaran) biasanya memotong beberapa puluh persen; selective catalytic reduction atau SCR (reduksi katalitik selektif, pasca-pembakaran) “can achieve 90 percent reduction of NOₓ emissions” menurut US EPA.
Untuk VOC (volatile organic compounds, senyawa organik mudah menguap), vapor recovery unit atau VRU (unit pemulihan uap) di tangki dan loading racks umumnya mengembalikan lebih dari 90–95% uap, dan vendor mencatat efisiensi hingga 99%-plus pada terminal truk/kereta/kapal (Chemical Engineering; IPIECA; Zeeco).
Kontrol SO₂ dengan flue gas desulfurization
FGD (flue gas desulfurization) basah menggunakan limestone/lime (batu kapur/kapur) dalam slurry alkali untuk menyerap SO₂ (absorpsi basa). Desain umum membidik ≈90% pengurangan SO₂ (EPA), dan uji lapangan melaporkan 88–96% pada bahan bakar sulfur tinggi (EPA)—bahkan >99% pada kondisi ideal (EPA).
Di banyak unit pembangkit berbahan bakar batu bara/minyak, wet FGD modern rutin mencapai “mid‑90s percent removal”. Contohnya, FGD alkalinitas tinggi di Paducah, KY mencatat >99% penangkapan partikulat dan 88–96% reduksi SO₂ (EPA); desain dual‑alkali dapat melampaui 98–99% pada pH tinggi (EPA).
Secara ringkas: wet FGD lazim mencapai ~90–95% penghilangan SO₂ (EPA; EPA), dengan laporan aktual 88–96% pada bahan bakar sulfur tinggi. Menambah rasio L/G (liquid‑to‑gas ratio, perbandingan cairan‑gas di absorber) atau dual‑stage scrubbing dapat mendekatkan ke 98%+.
Byproduct‑nya, limestone scrubbing menghasilkan gipsum (CaSO₄) yang bisa dijual (drywall, semen) atau ditimbun—sedikit mengimbangi biaya. Sistem kering/semi‑kering (spray dryer, circulating fluid) umumnya ~70–90% karena kontak gas‑cair lebih rendah.
Dari sisi operasional, pengumpanan slurry alkali dan kontrol pH lazim mengandalkan akurasi injeksi bahan kimia; pompa dosis kimia seperti dosing pump relevan untuk menjaga set‑point proses.
Biaya modal dan O&M FGD tinggi, tetapi pemotongan SO₂ juga besar. Di pasar dengan batas ketat—misalnya unit termal Indonesia sering menghadapi batas ~300 mg/Nm³ SO₂ (cybertig.com)—FGD menjadi pilihan standar. Unit baru seperti PLTU Sumsel‑8 mengadopsi FGD untuk patuh regulasi. (Di kilang, sulfur umumnya diambil di unit proses/“sulfur plant”, tetapi untuk boiler/heater berbahan bakar, praktik FGD serupa.)
Catatan data: penilaian EPA menyebut ammonia‑SCR (kontrol NOₓ pasca‑pembakaran) “can achieve 90% reduction of NOₓ” (EPA). Secara analogi, FGD kelas atas pun menarget ~90%+ SO₂; pedoman desain rutin memasang FGD ≈90% penghilangan, dan >95% bila sulfur bahan bakar atau laju alir tinggi (EPA; EPA).
Baca juga:
Kondensat Sterilizer Sawit: Limbah Panas yang Bisa Diubah Jadi CPO dan Penghematan Energi
Reduksi NOₓ: low‑NOₓ burners vs selective catalytic reduction
Di heater/boiler/furnace kilang, NOₓ dominan terbentuk secara termal. Dua pendekatan utama: LNB (low‑NOₓ burners, modifikasi pembakaran) dan SCR (selective catalytic reduction, pasca‑pembakaran). Keduanya mengejar standar ketat (sering ~50–100 mg/Nm³ NOₓ untuk unit baru), tetapi efektivitas dan biaya berbeda.
LNB merancang staging campuran bahan bakar/udara untuk menurunkan temperatur nyala dan ketersediaan oksigen: bahan bakar dibakar di zona kaya bahan bakar, lalu udara ditambahkan di hilir untuk menekan pembentukan NOₓ termal. Retrofit LNB tipikal memotong NOₓ “beberapa puluh persen”; contoh terpublikasi menunjukkan kira‑kira 40–70% pengurangan pada banyak kondisi (Modern Power Systems). Dengan bahan bakar kilang yang lebih “bersih” (gas alam/minyak ringan), hasilnya cenderung di sisi bawah rentang itu.
Kelebihannya: kompleksitas dan biaya rendah—tanpa reagen—sering bisa dipasang ulang dengan modifikasi minor. Kekurangannya: penurunan terbatas; batas sangat rendah (<50 mg/Nm³) sering tak terkejar hanya dengan burner. Staging tambahan seperti over‑fire air dapat memberi ~15–25% lagi (Modern Power Systems), namun totalnya jarang melampaui ~50–60%.
SCR menyuntikkan amonia atau urea ke gas buang sebelum melewati katalis. Pada jendela temperatur 300–400°C, NO dan NO₂ direduksi menjadi N₂ dan H₂O. Sistem SCR modern umumnya menghilangkan sebagian besar NOₓ—biasanya 80–90% atau lebih. Studi tekno‑ekonomi EPA menyatakan ammonia‑SCR “can achieve 90 percent reduction of NOₓ emissions” (EPA), dan ulasan industri menyebut “large NOₓ reductions (>80%)” (Modern Power Systems). Dalam praktik, SCR yang tertala baik pada heater/boiler kilang sering mencapai sub‑50 mg/Nm³ NOₓ.
Trade‑off‑nya: biaya dan kompleksitas. SCR memerlukan katalis mahal dan suplai NH₃, dengan belanja modal/operasi signifikan (termasuk penggantian katalis dan penanganan amonia). Kekurangan SCR adalah biaya tinggi dan manajemen ammonia slip—sering diperlukan pembakaran slip NH₃ di burner hilir atau “slip catalyst” (Modern Power Systems). Injeksi reagen ini lazim memakai sistem dosing presisi; pompa kimia seperti dosing pump dan dukungan bahan kimia khusus (chemical specialty) sering menjadi bagian dari paket utilitas.
Ringkasnya: LNB memberikan pemotongan sedang (puluhan persen) dengan biaya moderat, sedangkan SCR memberi pemotongan besar (≈80–90%+). Sumber gabungan: Mitsui Babcock melaporkan LNB ~40–70% pada burner batu bara (Modern Power Systems), sementara EPA menyebut 90% untuk ammonia‑SCR (EPA). Dalam praktik, banyak kilang memakai LNB sebagai lini pertama dan menambah SCR bila batas sangat ketat mengharuskan demikian. (Di pembangkitan OECD dan turbin gas, adopsi SCR meluas—bahkan >99% unit batu bara besar di beberapa wilayah—namun di kilang, SCR biasanya dipasang pada furnace/boiler terbesar yang tunduk regulasi paling ketat.)
Baca juga:
Mengapa Sterilizer Horizontal & Kontrol Otomatis PLC/SCADA Jadi Pilihan Utama di Pabrik Kelapa Sawit
Pengendalian VOC di tangki dan loading racks
Emisi VOC di kilang terutama berasal dari tangki penyimpanan dan operasi pemuatan produk. VRU (vapor recovery unit) atau vapor balancing adalah kontrol umum: menangkap uap yang terdorong keluar dari tangki/sambungan loading lalu mengkondensasikan atau mengadsorpsinya. Kinerja tipikal sangat tinggi, dengan efisiensi pemulihan biasanya >90–95%.
Di tangki: kombinasi fixed‑roof yang rapat plus VRU, atau floating roof, menjadi praktik. Simulasi dan data lapangan menunjukkan VRU menangkap ~95% uap tangki (Chemical Engineering); IPIECA mencatat VRU onshore “recover more than 95% of the hydrocarbon vapours from tanks” (IPIECA). Studi dunia nyata menunjukkan setelah pemasangan VRU pada tangki aromatik, emisi benzena/toluena/ksilena turun ~73–86%, dengan konsentrasi BTX ambien turun ~63–88% (NIH/PMC). Floating roof mencegah sebagian besar breathing losses, dan VRU menambah tangkapan saat pengisian/pergerakan produk. Secara umum, VRU tangki yang didesain baik akan menghilangkan >90% losses evaporatif.
Di loading racks (truk/kapal/kereta): uap yang terdesak saat pemuatan diretur via vapor return line atau VRU. Sistem modern sangat efektif; vendor melaporkan efisiensi pemulihan hingga ~99% dan “99%‑plus” pada terminal (Zeeco). Secara praktis, ini kerap setara dengan pemulihan ~1–2 L produk per 1.000 L dimuat (Zeeco). IPIECA juga mencatat pemulihan VOC pada tanker/FPSO dapat memotong >90% emisi (IPIECA). Intinya, pemasangan VR di loading racks biasanya menghilangkan sebagian besar uap yang sebaliknya akan terlepas—dan mengubahnya kembali menjadi produk yang bisa dijual.
Dari sisi finansial, pengalaman dan pemodelan menunjukkan VRU memberi pengembalian yang terukur. Vendor mencatat masa balik modal dalam beberapa tahun dari produk yang dipulihkan saja (Zeeco). Program nasional seperti US Stage II lama mewajibkan VRU di rack, dan regulasi VOC yang makin ketat secara global mendorong adopsi serupa. Di Indonesia (dan global), standar VOC (sering ~30–100 mg/L loaded) secara efektif memandatkan sistem ini. Contoh lain, estimasi ROI biasanya singkat karena setiap kilogram VOC yang ditangkap menggantikan losses produk yang mahal (Zeeco).
Baca juga:
Angka kunci dan sumber teknis
Angka kunci: wet FGD ~90–95% (EPA) dengan contoh 88–96% dan dual‑alkali 98–99% (EPA); FGD kering/semi‑kering ~70–90%. NOₓ: LNB ~40–70% (Modern Power Systems), over‑fire air ~15–25% tambahan (Modern Power Systems), SCR 80–90%+ dengan kutipan “can achieve 90 percent reduction of NOₓ emissions” (EPA) dan “>80%” (Modern Power Systems). VOC: VRU tangki >95% (IPIECA; Chemical Engineering), studi lapangan 73–86% penurunan BTX dan 63–88% penurunan BTX ambien (NIH/PMC), loading racks hingga 99%‑plus dan ~1–2 L/1.000 L dipulihkan (Zeeco), standar VOC sering ~30–100 mg/L loaded.
Sumber: nepis.epa.gov; modernpowersystems.com; nepis.epa.gov; pmc.ncbi.nlm.nih.gov; ipieca.org; chemengonline.com; zeeco.com; cybertig.com.
