fuentes fijas - Cámara de Industrias del Uruguay

PROPUESTA DE ESTÁNDARES
EMISIONES GASEOSAS DE FUENTES
FIJAS
GRUPO GESTA AIRE
Febrero de 2012
INDICE
CAPÍTULO I. ASPECTOS GENERALES ................................................................ 3
1.1 OBJETIVO....................................................................................................................... 3
1.2 ALCANCE ....................................................................................................................... 3
1.3 DEFINICIONES.............................................................................................................. 3
1.4 CONDICIONES TECNOLÓGICAS............................................................................. 3
1.5 OBLIGACIONES DEL GENERADOR........................................................................ 3
1.6 PROHIBICIONES........................................................................................................... 4
CAPÍTULO II. ESTANDARES DE EMISION ........................................................... 5
2.1 Consideraciones generales .............................................................................................. 5
2.2 Estándares para procesos de combustión con capacidad térmica hasta 5 MW. ....... 6
2.3 Límites de emisión ........................................................................................................... 7
2.3.1 COMBUSTIÓN PARA GENERACIÓN DE ENERGÍA .......................................... 7
2.3.2 FABRICACIÓN DE CLINKER Y CAL, Y COPROCESAMIENTO EN HORNOS
DE CLINKER...................................................................................................................... 8
2.3.3 FABRICACIÓN DE PASTA DE CELULOSA Y PAPEL...................................... 10
2.3.4 PRODUCCION DE ÁCIDO SULFÚRICO y FERTILIZANTES........................... 10
2.3.5 REFINACIÓN DE PETRÓLEO .............................................................................. 11
2.3.6 FUNDICIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA DE METALES, Y ACERÍA .......... 12
2.3.7 INCINERADORES DE RESIDUOS ....................................................................... 13
2.3.8 OTROS EMISORES ................................................................................................ 14
CAPITULO III. PLANES DE ADECUACIÓN ......................................................... 16
CAPITULO IV. MÉTODOS Y EQUIPOS DE MEDICIÓN DE EMISIONES A LA
ATMÓSFERA DE FUENTES FIJAS ...................................................................... 17
ANEXO................................................................................................................... 18
CAPÍTULO I. ASPECTOS GENERALES
1.1 OBJETIVO
Los estándares de emisión constituyen límites máximos permisibles de emisiones de
gases y partículas al aire producidas por fuentes fijas, cuyo fin es proteger la salud de la
población, los recursos naturales y la calidad del ambiente.
Con el objeto de preservar la calidad del aire, cuando la Dirección Nacional de Medio
Ambiente (DINAMA) constate que no se cumplen los estándares de Calidad de Aire
exigirá las medidas adicionales necesarias a tomar, sin perjuicio del cumplimento de los
estándares de emisión.
1.2 ALCANCE
Los estándares serán de aplicación sobre toda instalación fija que tenga algún tipo de
emisiones a la atmósfera exceptuando los emisores del sector residencial y pequeños
emisores. Se entiende por pequeños emisores (del sector de servicios y comercios e
industrias) a los procesos de combustión con potencia térmica inferior a 0.5MW y a los
emprendimientos de los restantes ramos que considere la DINAMA.
1.3 DEFINICIONES
a. Fuente fija puntual: Edificación o instalación, donde se realizan operaciones que
dan origen a la emisión de contaminantes al aire por una chimenea (o lo que
oficie como tal para la evacuación de los gases o partículas).
b. Fuente fija existente: Fuente fija que emite contaminantes a la atmósfera, en
fecha anterior a la publicación de esta normativa.
c. Fuente fija nueva: Fuente fija que inicia operaciones, o aquellas fuentes nuevas
con trámites de autorización ante la DINAMA, en fecha posterior a la publicación
de esta normativa.
d. La producción o potencia térmica de un emprendimiento corresponde a la suma
aritmética de todas las unidades que producen o generan en el emprendimiento.
La potencia térmica total no incluye las unidades de respaldo (si estas se utilizan
transitoriamente, y únicamente en sustitución de las unidades principales).
1.4 CONDICIONES TECNOLÓGICAS
Toda fuente fija nueva, deberá hacer uso de las Mejores Prácticas y la Mejor Técnica
Disponible (BAT en inglés), aplicables a la escala del emprendimiento, que comprendan
entre otros, la minimización de las emisiones al aire.
1.5 OBLIGACIONES DEL GENERADOR
Los generadores de emisiones que superen los límites de capacidad que establezca el
MVOTMA deberán contar con Autorización de Emisiones a la Atmósfera a excepción de
aquellos sujetos que estén alcanzados por el Decreto 349/2005.
El MVOTMA establecerá por Resolución Ministerial, en un plazo de 120 días contados a
partir de la aprobación del decreto, los sujetos alcanzados por la obligación de contar con
autorización de emisiones y los procedimientos a aplicar para la tramitación de dicha
autorización.
.
3
1.6 PROHIBICIONES
a. Quedan prohibidas las quemas en condiciones de combustión a cielo abierto, sin
incluir las quemas con fines de cocción de alimentos y calefacción. El MVOTMA podrá
autorizar casos excepcionales de quema a cielo abierto cuando estas sean motivo de
situaciones de riesgo sanitario
b. Queda prohibido la dilución de las emisiones al aire desde una fuente fija con el
fin de dar cumplimiento a los presentes estándares.
4
CAPÍTULO II. ESTANDARES DE EMISION
2.1 Consideraciones generales
a. El cumplimiento de estos estándares se aplica a condiciones de operación en
régimen, exceptuando situaciones transitorias tanto de operación, como las paradas
o arranques de unidades de los procesos continuos. La tolerancia de salida de
régimen será determinada en cada caso. Los procesos batch deberán cumplir con
los estándares de emisión durante todo el periodo en que se encuentren en
funcionamiento.
b. En casos particulares, la DINAMA podrá disminuir las exigencias establecidas
para las emisiones, si a su criterio el interesado demuestra que las mismas no
provocan impactos significativos al ambiente.
c. En el caso de que no se pueda cumplir con los estándares de emisión de dióxido
de azufre debido a la calidad del combustible suministrado -cuando se utilizan
combustibles fósiles convencionales- el emprendatario deberá presentar dicha
situación a consideración de la DINAMA.
d. Los valores están expresados en condiciones normales de presión y temperatura
que corresponden a: mil trece milibares de presión (1.013 mbar) o ciento uno con
tres kilo pascales (101,3 kPa) y temperatura de cero grados Celsius (0°C) ó 273,15
Kelvin (K), y en base seca.
e. El monitoreo de las emisiones se hará de modo continuo o discreto dependiendo
del tipo de rubro considerado y/o del porte del emprendimiento
• El 90% de todos los valores medios diariosa de un año calendario deben estar por debajo de los
valores límite de emisión.
• Ningún valor medio diario puede exceder el 130 % del valor límite de emisión (por ej, si el límite de
emisión es 100, el valor máximo admisible es 230).
• Los emprendimientos, al momento de la toma de la muestra, deberán estar operando como mínimo al
90% de la capacidad de operación promedio de los últimos doce (12) meses. El porcentaje de
operación (90%) deberá estar basado como mínimo en los datos del tipo y consumo de combustible,
Monitoreo discreto
de la producción o de la carga, según corresponda.
• Las frecuencias de los monitoreos discretos, tanto para emprendimientos nuevos como existentes,
deben ser aprobadas por la DINAMA previo su implementación, para los casos en que no estén
establecidas en este documento.
a
Los valores medios diarios son el resultado del promedio de mediciones con una frecuencia de 10 minutos o menor
Monitoreo
continuo
f.
Cuando se utilicen residuos como combustible alternativo1 se deberá realizar un
test de quema según lo establezca la DINAMA.
h. Para el cálculo de la potencia térmica nominal de las instalaciones de
combustión, se utilizará el Poder Calorífico Inferior del combustible utilizado.
g. Para el cálculo de los estándares de emisión cuando se mezclan combustibles se
utilizará la siguiente fórmula:
Lp =
( Lc ∗ C ∗ PCI )1 + ( Lc ∗ C ∗ PCI ) 2
(C ∗ PCI )1 + (C ∗ PCI ) 2
donde
Lp= Límite ponderado
Lc= Límite de emisión del combustible utilizado
1
Sustitución de combustibles tradicionales por combustibles alternativos que cumplan las
restricciones técnicas que establezca DINAMA (PTR).
5
C= Consumo de cada combustible
PCI= Poder calorífico inferior de cada combustible utilizado
y los subíndices 1 y 2 corresponden a los combustibles.
2.2 Estándares para procesos de combustión con capacidad térmica hasta 5 MW.
Para las fuentes fijas cuya capacidad térmica está entre 0.5 y 5 MW, con el objetivo de
mejorar la operativa y mitigar los impactos, se debe proceder según se indica a
continuación.
a. Cumplimiento del estándar de opacidad para los gases de escape de la
fuente, utilizando el método Ringelmann o Bacharach. Se establece como
estándar el valor de 1 o 2 de dichas escalas respectivamente.
b. En el caso de calderas nuevas, la presentación de certificados del fabricante
del equipo de combustión, en lo referente a los niveles de emisiones
esperados, basándose en las características del combustible utilizado.
Asimismo, mantener disponible el registro interno del cumplimiento de las
prácticas de mantenimiento de los equipos de combustión y de los sistemas
de tratamiento de emisiones al aire (si los tuviera), de acuerdo con los
programas establecidos por el operador de la fuente y aquellos
recomendados por el fabricante del equipo de combustión.
6
2.3 Límites de emisión
Los estándares de emisión se presentan por ramo especifico, considerando procesos de:
Combustión para generación de energía, Fabricación de clinker y cal, Fabricación de
papel y celulosa, Fabricación de ácido sulfúrico y fertilizantes, Refinación de petróleo,
Fundición de metales y acería, Incineradores de residuos. Se considera también un ramo
de "Otros emisores" en donde se establecen estándares para el resto de los rubros.
2.3.1 COMBUSTIÓN PARA GENERACIÓN DE ENERGÍA
Combustible
TURBINAS
Gas natural
Líquido
SO2
3
(mg/Nm )
NOx como NO2
(mg/Nm3)
100
400
(1)
80
150
MP
(mg/Nm3)
CO
(mg/Nm3)
Oxigeno
Seco
(%)
-
-
15
50
15
(2)
MOTORES
Gas Natural
Líquido
CALDERAS
Gas
(Potencia
térmica mayor Liquido
a 40MW)
Sólido
CALDERAS
Gas
(Potencia
térmica mayor
Liquido
o igual a
12MW y
menor a 40
Sólido
MW)
CALDERAS
Gas
(Potencia
térmica mayor
Liquido
o igual a 5 MW
y menor a 12
MW)
Sólido
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
600
1700
1400
(5)
5100
(5)
5100
4250
(5)
50
-
15
-
15
-
-
3
50
-
3
900
50
-
6
-
-
3
-
3
1500
6
-
3
-
3
2000
6
600
900
400
-
-
400
600
400
-
4250
200
(3)
400
(4)
1850
(3)
2000
250
250
-
600
350
900
350
a partir de la puesta en funcionamiento de la planta desulfurizadora de ANCAP cuando el combustible es gas-oil
encendido a chispa
combustible dual
encendido de compresión
no será de aplicación si el combustible no contiene azufre
La frecuencia de monitoreo de todos los contaminantes se determina según la siguiente
tabla:
Potencia térmica (MW)
1, 2
Mayor o igual a 40
2
Entre 12 y40
2
Entre 5 y 12
Frecuencia de monitoreo
Continuo
4 veces al año
1 vez al año
Los emprendimientos que utilicen biomasa como combustible el 100% del tiempo de
operación en régimen están exentos de monitorear SO2
7
2.3.2 FABRICACIÓN DE CLINKER Y CAL, Y COPROCESAMIENTO EN HORNOS DE
CLINKER
Límites máximos de emisión a la atmósfera (corregidos al 7% de oxigeno)
a) Producción de clinker y cal en las siguientes condiciones:
•
•
Uso de combustibles tradicionales.
Sustitución de combustibles tradicionales por combustibles alternativos que
cumplan las restricciones técnicas que establezca DINAMA (Propuesta Técnica
para la Reglamentación - gestión integral de residuos sólidos industriales,
agroindustriales y de servicios).
Unidad
Contaminante
3
MP (mg/Nm )
3
SO2 (mg/Nm )
Hornos de producción
de clinker y cal
Otras fuentes (molinos,
enfriador de clinker,
envasado, entre otras)
75
50
500
NOx como NO2 (mg/Nm3)
850
Cd+Tl y sus compuestos (expresados en
Cd +Tl) (mg/Nm3)
0.07
Hg y sus compuestos (expresado en Hg)
(mg/Nm3)
0.07
Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V y sus
compuestos (expresados en
Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V)
(mg/Nm3)
0.7
La frecuencia de monitoreo para los contaminantes MP, SO2 y NOX se determina según
la siguiente tabla:
Unidad
Chimenea de hornos de clinker
Hornos de cal con capacidad de
producción mayor o igual a 50 ton/d
Hornos de cal con capacidad de
producción entre 20 ton/d y 50 ton/d
Hornos de cal con capacidad de
producción inferior o igual a 20 ton/d
Enfriador de clinker
Otras fuentes
Frecuencia de monitoreo
Continuo
Continuo
3 veces al año
1 vez al año
Continuo
1 vez al año
La frecuencia de monitoreo de metales será anual.
b) Coprocesamiento de residuos en hornos de clinker:
Aplican los siguientes estándares:
Contaminante
3
MP (mg/Nm )
Coprocesamiento de residuos en Hornos
de producción de clinker
40
SO2 (mg/Nm )
3
500
NOx como NO2 (mg/Nm3)
850
8
Cd+Tl y sus compuestos (expresados en
Cd +Tl) (mg/Nm3)
0.07
Hg y sus compuestos (expresado en Hg)
(mg/Nm3)
0.07
Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V y sus
compuestos (expresados en
Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V)
(mg/Nm3)
HCl (mg/Nm3)
HF (mg/Nm3)
Dioxinas y furanos (ng EQT/Nm3)
0.7
14
1.4
0.14
La frecuencia de monitoreo para los contaminantes MP, SO2, NOX, y metales son las
mismas que para la producción de clinker.
La frecuencia de monitoreo para los contaminantes HF y HCl es anual.
Para dioxinas y furanos la DINAMA definirá la frecuencia de monitoreo en cada caso.
9
2.3.3 FABRICACIÓN DE PASTA DE CELULOSA Y PAPEL
Limites máximos de emisión a la atmósfera (corregidos al 7% de oxigeno)
3
3
MP (mg/Nm )
NOx como NO2
3
(mg/Nm )
Menor a Mayor a Menor a Mayor a Menor a Mayor a
150.000 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000
TSA/ año TSA/año TSA/
TSA
TSA/año TSA/añ
año
/año
o
Producción
Caldera
recuperación
de
100
SO2 (mg/Nm )
70
100
50
500
Tanque
disolución
de
100
70
0.1
kg/kgSS
de licor
negro
0.1
kg/kgSS
de licor
negro
100
-
50
2
500
-
Menor a Mayor
150.000 150.000
TSA/año TSA/año
280
1
Horno de cal
3
TRS (mgH2S/Nm )
a
9
9
280
4
500
19
19
-
0.016
kg/kgSS
de licor
negro
como
H2S
0.016
kg/kgSS de
licor negro
como H2S
3
500
-
1
quema de combustible liquido sin gases no condensables
quema de combustible líquido con gases no condensables u otro energético que los contenga
combustible liquido
4
gases no condensables y metanol junto con polvo de biomasa, combustible fósiles, o gases de pirolisis
TSA: Toneladas secas al aire
SS: Sólidos secos
2
3
La frecuencia de monitoreo de todos los contaminantes se determina según la siguiente
tabla:
Producción (Ton/año)
Mayor o igual a 150.000
Menor o igual a 150.000
Frecuencia de monitoreo
Continuo
4 veces al año
2.3.4 PRODUCCION DE ÁCIDO SULFÚRICO y FERTILIZANTES
Quedan incluidas las actividades de granulado.
Limites máximos de emisión a la atmósfera- Fabricación de Ácido Sulfúrico
Contaminante
SO2
Producción mayor o igual a 300ton/d
Producción menor a 300 ton /d
4 kg/ton H2SO4 al 100%
1700 mg/Nm3
13 kg/ton H2SO4 al 100%
5000 mg/Nm3
(1)
Niebla Ácida
Opacidad
100 mg H2SO4/Nm3
10%
(1) Todo emprendimiento deberá cumplir con al menos uno de los estándares.
Limites máximos de emisión a la atmósfera- Fabricación de Fertilizantes
Proceso
Fertilizantes nitrogenados
Fertilizantes fosfóricos
Contaminante
NH3
Nox como NO2
MP
Compuestos de F(expresados como
HF)
MP
Concentración
50 mg/Nm3
500 mg/Nm3
75 mg/Nm3
5 mg/Nm3
75 mg/Nm3
10
La frecuencia de monitoreo de todos los contaminantes se determina según la siguiente
tabla:
Contaminante
Dióxido de azufre
Resto de los contaminantes
Frecuencia de monitoreo
Continuo
Mensual
2.3.5 REFINACIÓN DE PETRÓLEO
Limites máximos de emisión a la atmósfera (corregidos al 3% de oxigeno)
Instalaciones
Hornos y
calderas (1)
Regeneración
de
catalizadores
en unidades
de craqueo
catalítico de
lecho fluido
(FCC) con
caldera de
CO
Planta de
recuperación
de azufre
NOx como NO2
(mg/Nm3)
Gas de
Combustible
refinería
líquido
SO2 (mg/Nm3)
CO (mg/Nm3)
H2S (mg/Nm3
MP (mg/Nm3)
Gas de
refinería
Combustible
líquido
Gas de
refinería
Combustible
líquido
Gas de
refinería
Combustible
líquido
Gas de
refinería
450
450
500
5100
1500
1500
50
150
10
600
600
500
5100
500
500
50
150
10
-
10
Nota: gas seco al 3% de oxígeno.
(1) incluye los hornos de las plantas de recuperación de azufre
Plantas de recuperación de azufre: 97% de recuperación mínima durante todo el ciclo de
vida de la instalación
Se deberán monitorear en forma continua todos los contaminantes que correspondan a
los emitidos en cada unidad de combustión, con excepción H2S en calderas y hornos
para los cuales se establece monitoreo discreto dos veces al año.
El monitoreo de H2S deberá realizarse en:
o cualquier unidad de reducción cuyos gases evacuados no pasen
posteriormente por un sistema de combustión.
o cualquier planta de recuperación de azufre.
o cualquier instalación que utilice como combustible gas de refinería.
11
Combus
líquid
2.3.6 FUNDICIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA DE METALES, Y ACERÍA
Limites máximos de emisión a la atmósfera
Contenido en oxígeno 3% seco para combustibles líquidos y gaseosos, 6% seco para
combustibles sólidos
3
Contaminante
MP
Estándar (mg/Nm )
50
CO
300
Pb, Cd y sus compuestos
Cr, Ni y sus compuestos
Cu y sus compuestos (fundición no
ferrosa)
HCl (fundentes de cloruro y acería)
HF (fundentes de fluoruro y acería)
SO2
NOx como NO2
2
5
5
(20) para fundición de Cu y sus aleaciones
10
10
500
700
Hornos de recalentamiento y tratamientos térmicos: Opacidad: 1,5 en escala de
Ringelmann
La frecuencia de monitoreo de todos los contaminantes se determina según la siguiente
tabla:
Capacidad de producción
instalada
Contaminante
Material Particulado y
Monóxido de Carbono
Frecuencia de monitoreo
Continuo
Mayor a 50.000 ton/año
Mayor o igual a 50 ton/año y
menor o igual a 50.000 ton/año
Menor a 50 ton/año
Resto de los contaminantes
3 veces en el año
Todos los contaminantes
2 veces en el año
Material Particulado y
metales
1 vez en el año
Nota:
En los procesos en que se incorpora oxígeno puro, o las emisiones fugitivas se derivan a
la chimenea que evacua las emisiones del horno, o se utiliza aire ambiente para
disminuir la temperatura de las emisiones, la DINAMA evaluará en cada caso, la forma
en que se realizarán los monitoreos de emisiones, y la referencia al contenido de
oxígeno, de modo que las mediciones de contaminantes no se vean afectadas por
dilución de las emisiones al aire.
12
2.3.7 INCINERADORES DE RESIDUOS
Estos estándares se aplican a todo proceso de incineración de residuos, incluyendo
operaciones de valorización (generación de energía). Quedan excluidos los residuos
sanitarios para los que se aplica los estándares incluidos en el decreto 586/009.
Limites máximos de emisión a la atmósfera (corregidos al 7% de oxigeno)
Contaminante
MP (mg/Nm3)
COT (mg/Nm3)
HCl (mg/Nm3)
HF (mg/Nm3)
SO2 (mg/Nm3)
NOx como NO2 (mg/Nm3)
CO (mg/Nm3)
Cd+Tl y sus compuestos (expresados
en Cd +Tl) (mg/Nm3)
Hg y sus compuestos (expresado en
Hg) (mg/Nm3)
Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V y sus
compuestos (expresados en
Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V)
(mg/Nm3)
Dioxinas y furanos (ng EQT/Nm3)
Limite de emisión
20
14
14
1.4
70
560
70
0.07
0.07
0.7
0.14
Los emprendimientos deberán cumplir con dichos estándares y deberán muestrear
según la siguiente tabla:
Capacidad de procesamiento
instalada
Todas las capacidades
Mayor o igual a 10 ton de
residuos sólidos/día
Menor a 10 ton de residuos
sólidos/día
Contaminante
Frecuencia de monitoreo
CO y O2
MP, SO2, NOx,
(1)
Resto de contaminantes
MP, SO2, NOx
(2)
Resto de contaminantes
Continuo
Continuo
2 vez en el año
4 veces al año
1 vez al año
(1)
Excepto dioxinas y furanos que tendrá una frecuencia de monitoreo de 1 vez al año
(2)
Excepto dioxinas y furanos para lo cual la DINAMA definirá la frecuencia de monitoreo en cada caso.
13
2.3.8 OTROS EMISORES
Los estándares que se proponen en esta sección serán de aplicación a toda actividad
industrial excepto las actividades especificas que cuentan con estándares particulares
(procesos de combustión, procesos de fabricación de clinker y cal, procesos de
fundición, incineración de residuos, fabricación de celulosa y papel, y refinería de
petróleo)
Limites máximos de emisión a la atmósfera. En el caso de procesos que los gases sean
producto de una combustión, se aplican los estándares referidos al 7%.
Contaminante
Concentración Observaciones
Opacidad (escala Ringelmann)
MP
3
(mg/Nm )
3
NOx como NO2 (mg/Nm )
SO2 (mg/Nm3)
COV
3
Totales (mg C/Nm )
1
200
(1)
50
(1)
material particulado que contenga sustancias tóxicas
350
(2)
1500
1000
(2)
Fabricación de vidrio
100
CN como HCN (mg/Nm3)
5
Compuestos de Fluor como HF (mg/Nm3)
50
H2S(mg/Nm3)
5
Compuestos inorgánicos de cloro como HCl
(mg/Nm3)
100
Niebla Ácida (mg/Nm3)
100
Cr total(mg/Nm3)
Cr VI (mg/Nm3)
Equivale a 20% de opacidad
En el caso de uso de solventes, se deberá incluir un balance
de masa, y se aplica un valor máximo de emisión de fugas
de 30%
En caso que se considere necesario se podrá establecer
límites para compuestos orgánicos volátiles específicos.
5
1
As y sus compuestos (mg/Nm3)
1
Cd y sus compuestos (mg/Nm3)
1
Pb y sus compuestos(mg/Nm3)
1
Hg y sus compuestos (mg/Nm3)
0.2
Cu y sus compuestos (mg/Nm3)
8
Dioxinas y furanos (ngEQT/Nm3)
0.14
Referido al 7% de oxígeno
14
A continuación se presenta una tabla con actividades que están incluidas en este ramo y
que como mínimo deben monitorear los siguientes contaminantes y cumplir con los
estándares arriba presentados.
Actividad industrial
Plantas asfálticas
Fabricación de cerámica
Fabricación de vidrio
Uso de solventes
1
Industria química
Plantas de acondicionamiento
y/o procesamiento de granos
Fabricación de ladrillos, tejas y
de otros productos a base de
mezcla de áridos
Crematorios
2
Contaminante
MP, opacidad
MP, HF
MP, NOx, HF, HCl
COV
MP, otros contaminantes dependiendo de
los procesos
MP
MP
MP
1-Incluye además fabricación, formulación y fraccionamiento de productos farmacéuticos, veterinarios y agroquímicos.
2-El monitoreo de SO2 quedará sujeto al tipo de combustible que se utilice.
Cualquier emprendimiento que considere utilizar combustibles alternativos de origen
mineral, requerirá autorización de la DINAMA para su uso, y los niveles de emisiones al
aire no podrán incrementarse respecto a los correspondientes al uso de combustible
convencional, debiendo incluir el monitoreo de metales pesados y sus compuestos.
15
CAPITULO III. PLANES DE ADECUACIÓN
Todas las empresas con emisiones gaseosas deberán presentar ante DINAMA, antes de
los dieciocho meses desde la aprobación de la presente norma documentación que
compruebe el cumplimiento de los estándares. En caso de no cumplimiento deberán
presentar en la misma fecha, un Plan de adecuación de sus instalaciones que asegure
este cumplimiento.
Están comprendidos aquellos emprendimientos que:
• Cuenten con instalaciones en funcionamiento con emisiones al aire y no cuenten
con ningún tipo de autorización anterior de la DINAMA,
• Cuenten con autorizaciones que incluyen estándares de emisiones al aire
otorgadas mediante Resolución Ministerial o Resolución de Dirección Nacional de
Medio Ambiente, y cuyos estándares sean menos estrictos que los que se
establecen en la presente normativa
En los casos que las empresas cuenten con autorizaciones que contemplen estándares
de de emisiones al aire, otorgadas mediante Resolución Ministerial o Resolución de
Dirección Nacional de Medio Ambiente, y cuyos estándares sean más estrictos que los
que se encuentran en la presente propuesta, se aplicarán los estándares de esta
normativa siempre y cuando se pueda verificar que no se afecta la calidad de aire. Estos
emprendimientos deberán presentar ante DINAMA la solicitud para esta nueva aplicación
de estándares.
El plan de adecuación deberá incluir:
• Resultados de al menos dos monitoreos en chimenea de los contaminantes que
corresponden. El monitoreo deberá ser realizado de acuerdo a lo estipulado en el
Capitulo II, numeral 2.1 e).
• Plan de las modificaciones a aplicar para lograr el cumplimiento de los estándares
en los plazos que se describen a continuación, en caso que los resultados de los
monitoreos determinen el no cumplimiento de los mismos.
La fecha límite para el cumplimiento de los estándares se presentan en la siguiente tabla:
RUBRO
Combustión
Refinerías de Petróleo
Clinker y Cal
Pasta de celulosa y papel
Incineradores de residuos
Fundición de metales y acería
Ácido sulfúrico y fertilizantes
Industria Química
Emisores en general
∗
PLAZO∗
6 años
6 años
4 años
4 años
3 años
3 años
3 años
3 años
3 años
Los plazos se establecen a partir de la entrada en vigencia de la presente norma.
En los casos que un emprendimiento considere que no es posible cumplir con los plazos
establecidos, deberá presentar a la DINAMA una propuesta para su consideración. En
ningún caso se deberá exceder el plazo de diez años para el cumplimiento de los
mismos (siempre que los estándares permanezcan vigentes o no sean actualizados), o
exceder el tiempo de vida útil del equipamiento con que cuenten los emprendimientos.
16
CAPITULO IV. MÉTODOS Y EQUIPOS DE MEDICIÓN DE EMISIONES A LA
ATMÓSFERA DE FUENTES FIJAS
A fin de permitir la medición de las emisiones de contaminantes del aire en fuentes fijas,
las instalaciones deberán contar con los siguientes requisitos técnicos mínimos:
•
Las chimeneas de las instalaciones industriales deberán estar provistas de los
orificios para toma de muestra de emisiones al aire, ubicados de tal modo que la
toma de muestra no se vea afectada por turbulencias y demás anomalías que
afecten la representatividad del monitoreo. Las condiciones para la ubicación de
los orificios de toma de muestra, así como el número de puntos transversales a
tomar serán definidos por la DINAMA.
•
Si por razones técnicas no fuera posible efectuar en chimenea las medidas
acorde a lo que establezca la DINAMA, el titular del emprendimiento deberá
presentar un proyecto justificando: las razones para utilizar un emplazamiento
distinto de los equipos de medida y la representatividad de las medidas que se
realizan en el mismo.
•
Las condiciones de acceso y maniobrabilidad en la plataforma de muestreo
deben cumplir la normativa uruguaya vigente referente a Seguridad y Salud
Ocupacional
17
ANEXO
Justificación de estándares por rubro
Este documento no formará parte de la norma, sino que es un documento de apoyo para
la justificación de los estándares propuestos.
Se adjuntan todas las consultas o propuestas realizadas durante el período de puesta en
consulta pública.
18
Anexo 01 Revisión de estándares de emisión en referencias internacionales, rubro
Procesos de Combustión
Las referencias consultadas son:
IFC (Internacional Finance Corporation)
Directiva Unión Europea 2001/80/CE y 2006/76/CE
USEPA, 40 CFR Parte 60
Resolución SE 108/2001- Argentina
Anexo IV del Real Decreto 833/1975
Resolución Nº 382- Brasil 2006
BAT IPCC
Comentarios sobre las referencias analizadas:
• Muchos de los estándares de la EPA están expresados en carga, masa de
contaminante/energía térmica.
• Los estándares de la Unión Europea sobre procesos de combustión discriminan por
tipo de combustible y no por tecnología, a excepción de las turbinas de gas y calderas
a biomasa.
• Guías sobre emisiones de la IFC incluye tres tecnologías, motores, turbinas y caldera
y diferentes combustibles para cada una de ellas.
• Los estándares propuestos por el Real Decreto español del año 1975, diferencia entre
centrales térmicas e instalaciones de combustión industrial, y a su vez separa entre el
uso de combustible liquido y sólido.
• Los estándares de Argentina consultados se refieren a los procesos de combustión
para generación de energía eléctrica.
• La normativa brasileña presenta estándares de emisión para calderas con distintos
tipos de combustibles y turbinas a gas natural y combustible líquido.
Las emisiones de Dióxido de Azufre dependen directamente de la concentración de
azufre en el combustible. En Uruguay, de acuerdo a los datos suministrados por Ancap,
el tenor de azufre en combustibles es variable. La siguiente tabla presenta la información
suministrada por Ancap en Nov 2010:
Combustible
Especial 87 SP
Súper 95 SP
Premium 97 SP
Gas Oil
Gas Oil Especial
Fuel para UTE caldera
Fuel para UTE motores
Fuel Oil Pesado
Contenido Azufre máximo
700 ppm
700 ppm
500 ppm
0,7% en peso
500 ppm
2.3% en peso
2.3% en peso
-
Los usos son los siguientes:
Fuel Oil Medio es utilizado como combustible en calderas de baja presión (instalaciones
de calefacción pequeñas y medianas), hornos de secado y hornos en general. Destino a
edificios, clubes deportivos, industrias, etc.
Fuel Oil bajo azufre es utilizado como combustible en calderas y hornos. Destino la
industria.
Fuel Oil pesado es utilizado como combustible en calderas, hornos de secado y hornos.
Destino la industria.
Según Ancap el contenido de azufre en el fuel oil pesado no está especificado ni en el
reglamento de la URSEA ni en las especificaciones de ANCAP. De acuerdo a análisis
realizados por el Laboratorio de Combustibles de ANCAP, el contenido máximo de azufre
19
para el año 2010 ha sido 2,9 % en peso. Actualmente se está en etapa avanzada de
construcción de las unidades de desulfurización de gas oil y gasolinas, cuya puesta en
funcionamiento está prevista para comienzos de 2012. Con la incorporación de estos
nuevos procesos, los contenidos máximos de azufre del gas oil y las gasolinas pasarán a
ser los siguientes:
Combustible
Gasolina Especial 87, SP
Gasolina Super 95 SP
Gasolina Premium 97 SP
Gas Oil
Contenido máximo de Azufre
10 ppm
10 ppm
10 ppm
50 ppm
Las referencias consultadas coinciden en plantear que se emiten aprox. 1700 mg/Nm3
de SO2 por 1 % de Azufre en el combustible referenciada al 3% de oxigeno seco
(Resolución SE 108/2001- Argentina, Integrated Pollution Prevention and Control (IPPC)
BAT for Large Combustión Plants, July 2006).
Turbinas de combustión –estándares referenciados en base seca a 15% de Oxígeno
3
SO2
(mg/Nm3)
NOx como NO2 (mg/Nm )
MP
3
(mg/Nm )
Tipo de combustible
gas
natural
Líquido
Fuente
EPA
Unión Europea
Argentina
Brasil
IFC
PROPUESTA
0.4% S en el
combustible
0,5 % de S
200
combustible <
1% S
400 mg/Nm3
líquido
gas
natural
líquido
gas
natural
-
-
152
120
100
135
51
50
100
50
20
50
6
-
-
152
51
50
-
-
150
100
50
-
(1)
80 mg/Nm3
(2)
(1)
Correspondiente al 0.7 % de contenido de azufre en el gasoil, valor proporcionado por Ancap referente al contenido
(2)
A partir de la puesta en funcionamiento de la planta desulfurizadora de ANCAP cuando el combustible es gas oil
20
Motores de combustión –estándares referenciados en base seca a 15% de Oxígeno
3
SO2
3
(mg/Nm )
NOx como NO2 (mg/Nm )
MP
3
(mg/Nm )
Tipo combustible
gas
natural
Líquido
Fuente
EPA
<0.015% S en
(1)
el comb.
Unión Europea
IFC
< 1% S
(3)
1170 o uso de
comb < a 2%S
PROPUESTA
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
600
(6)
-
gas
natural
líquido
9.2 g/Kw(1)(4)
h
450(3)
(1)
1460
(1)
1850
(5)
2000
(1)
-
1850
(5)
2000
328
gas
natural
líquido
(2)
0.8 g/Kw-h(
50
(3)
1)(4)
-
(2)
200
(5)
400
50
-
50
-
(2)
200
(5)
400
encendido de compresión
encendido a chispa
valores no específicos para motores, sino para procesos de combustión en general
valores promedio
combustible dual
correspondiente a 1% de contenido de azufre en el fuel-oil
21
Calderas
Se establecerán estándares dependiendo de la potencia térmica nominal de la caldera.
Los cortes de potencia se determinaron en base al intercambio realizado entre la
DINAMA y los fabricantes de calderas en el Uruguay (Turboflow y Berkes). EL
fundamento para determinar los cortes está basado en la factibilidad económica de
instalar un equipo de mitigación para la caldera en función de su porte. El análisis
realizado por dichos fabricantes llevó a determinar que las calderas con potencia térmica
mayor a 40MW pueden contar con un equipo de mitigación como puede ser un
precipitador electroestático o filtro de mangas, y con potencia térmica entre 12 y 40 MW
con un ciclón o multiciclones. Para las calderas menores a 12MWt, más allá de que su
porte compromete la viabilidad de instalar un equipo de mitigación, se admiten
estándares menos estrictos ya que las cargas emitidas serán relativamente menores.
Caldera de combustión –potencia térmica > a 40 MW, estándares referenciados en
base seca a 3% de Oxígeno para gas natural y comb. líquidos, y 6% para comb.
sólidos.
3
3
SO2 (mg/Nm )
Tipo de
combustible
Fuente
(3)
Unión Europea
Argentina
Brasil
IFC
PROPUESTA
Líquido
400 a 200
1700
1800
200-850
1700
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
Gas
natural
sólido
(4)
200
(1)
1700
200-850
1400
(5)
3
NOx como NO2 (mg/Nm )
líquido
sólido
MP (mg/Nm )
Gas
natural
líquido
sólido
Gas
natural
-
450
600
1000
400
600
(1)
900
(2)
650
510
400
200
240
50
140
100
50
100
(1)
120
(2)
150
50
6
-
-
600
900
400
50
50
-
combustible sólido: carbón
combustible sólido: biomasa de madera
valores no específicos para calderas, sino para procesos de combustión en general
correspondiente a 1% de contenido de azufre en el fuel-oil
correspondiente a 1% de contenido de azufre en el carbón
22
Caldera de combustión –potencia térmica < a 40 MW y > a 12 MW, estándares
referenciados en base seca a 3% de Oxígeno para gas natural y comb. líquidos y 6%
para comb. sólidos.
3
3
SO2 (mg/Nm )
Tipo de
combustible
Fuente
(3)
Unión Europea
Argentina
Brasil
IFC
PROPUESTA
Líquido
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
Gas
natural
sólido
400 a 200
1700
2700
900-1500
5100
NOx como NO2 mg/Nm )
líquido sólido
3
MP (mg/Nm )
Gas
natural
líquido
Monóxido de
3
carbono (mg/Nm )
Gas
Sólido
natural
sólido
200
(1)
1700
900-1500
-
450
600
1000
400
600
(1)
900
(2)
750
510
400
320
240
50
140
250
50
100
(1)
120
(2)
300
50
6
-
1500
-
(1,5)
-
600
900
400
250
250
-
1500
4250
combustible sólido: carbón
combustible sólido: biomasa de madera
valores no específicos para calderas, sino para procesos de combustión en general
corresponde a 3% de contenido de azufre en el combustible líquido
corresponde a 3% de contenido de Azufre
Caldera de combustión –potencia térmica < a 12 MW, y mayor a 5MW, estándares
referenciados en base seca a 3% de Oxígeno para gas natural y combustibles líquidos
y 6% para combustibles sólidos.
Tipo de
combustible
PROPUESTA
(1)
(2)
(3)
3
Monóxido de
3
carbono (mg/Nm )
SO2 (mg/Nm )
Sólido
Líquido
2000
5100
(3)
3
NOx como NO2 (mg/Nm )
sólido
4250
gas
natural
líquido
sólido
gas
natural
-
600
900
400
(1,2)
3
MP (mg/Nm )
líquido
sólido
350
350
corresponde a 3% de contenido de Azufre
combustible sólido-carbón
corresponde a 3% de contenido de azufre en el combustible líquido
Nota:
Para calderas, el combustible sólido abarca biomasa y carbón.
Durante la discusión de la propuesta en el Grupo surgen las siguientes observaciones:
1) Necesidad de tener el acuerdo firmado entre UTE y ANCAP sobre el contenido de S
en el combustible que le suministra.
Respuesta: Existe acuerdo firmado entre UTE y ANCAP
2) Necesidad de tener información de ANCAP sobre el contenido de S en el Gas Oil
importado para UTE, cuando la refinería no puede abastecer la demanda de UTE.
Considerando que producirá Gas Oil de bajo S, es importante saber si también importará
Gas Oil de bajo S para abastecer lo no cubierto por la producción propia.
Respuesta: Según lo manifestado por ANCAP, en los casos que se necesite
importar Gas Oil se optará por importar el gas oil con menor contenido de azufre posible,
de modo de no manejar en la Refinería combustibles con diferentes contenidos de
azufre.
23
gas
natural
-
3) Operativamente, ¿cómo se demostrará cumplimiento de estándares de emisión de
SO2, por medición de SO2, o por limitación en el contenido de S?
Respuesta: Los cálculos de emisiones se harán en base a la concentración de S
en el combustible utilizado y se realizará al menos un monitoreo de la concentración de
SO2 en chimenea por año.
4) Preocupación de que se establezcan estándares de emisión más estrictos que los de
Argentina, por riesgo de pérdida de inversiones.
Respuesta: Los estándares propuestos en turbinas y calderas no son mas
estrictos que los estándares Argentinos, excepto en el material particulado para las
caldera de potencia térmica mayor a 40MW, por lo que no se estima considerar ningún
riesgo relacionado a la pérdida de inversiones.
5) Período de adaptación para las emisiones de la CTB, pensando que no es posible una
adaptación real.
Respuesta: La Central Batlle deberá presentar a la DINAMA, oportunamente, un
plan de adecuación o de vida útil de los equipos.
6) Manejo de estándar de MP igual para combustible sólido y líquido, lo que representa
mayor esfuerzo para los operadores de combustible sólidos.
Respuesta: De los estándares consultados para calderas, la mitad de ellos
utilizan el mismo estándar para MP cuando el combustible utilizado es liquido o sólido, y
la otra mitad manejan un estándar del 50 % menor para el caso de combustible líquidos
en comparación con el sólido.
Durante la etapa de puesta de manifiesto surgieron los siguientes comentarios:
1. Los fabricantes de calderas presentaron un comentario referente a algunos
aspectos vinculados al corte según las potencias y a los estándares.
a. En primer lugar, discrepan con el corte de calderas de mayor potencia,
considerando que debe ser para mayores a 50MW y no para mayores a
40MW. Respecto a este punto, la DINAMA entiende, considerando la
experiencia del país que es adecuado el corte a 40MW, con las
condiciones establecidas.
Si bien en las primeras propuestas se había establecido el corte en 50MW, se optó por
bajar este corte a 40MW, y establecer estándares más flexibles para el tramo entre 12 y
40MW. De aumentar este corte a 50MW nuevamente se debería volver a estándares
más exigentes y se entiende que sería contraproducente.
b. Por otro lado plantean que los estándares para material particulado, en
todas las potencias, son demasiado exigentes, sobre todo para el caso de
biomasa.
La experiencia de trabajo con distintas calderas en nuestro país, permite decir que se
puede llegar a los límites establecidos en la propuesta, sin sistemas de mitigación
sofisticados, siempre y cuando se realicen buenas prácticas de operación en las mismas.
2. A su vez ANCAP plantea lo siguiente:
En la tabla 2.3.1 el límite de SO2 para turbinas es de 80mg/m3, y se especifica que ese
límite es a partir de la puesta en marcha de la planta desulfurizadora de ANCAP. Debe
aclararse que esto sería aplicable para turbinas que operen con gasoil.
24
Se entiende que la observación es pertinente y se incluyó en el texto del documento
principal.
Propuesta
Esta propuesta surge del análisis de las referencias internacionales, de los intercambios
realizados con distintos rubros relacionados a procesos de combustión, incluyendo a los
fabricantes de calderas nacionales.
Combustible
TURBINAS
Gas natural
Líquido
SO2
(mg/Nm3)
NOx como NO2
(mg/Nm3)
400
(1)
80
MP
(mg/Nm3)
CO
(mg/Nm3)
Oxigeno
Seco (%)
100
-
-
15
150
50
-
15
-
15
50
-
15
-
-
3
(2)
MOTORES
Líquido
CALDERAS
Gas
(Potencia
térmica mayor Liquido
a 40MW)
Sólido
CALDERAS
(Potencia
Gas
térmica mayor
o igual a 12
MW y menor a Liquido
40 MW)
Sólido
CALDERAS
Gas
(Potencia
Liquido
térmica mayor
o igual a 5 MW
y menor a 12 Sólido
MW)
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
200
(3)
400
(4)
1850
(3)
2000
Gas Natural
600
-
400
600
50
3
900
50
6
-
400
-
-
3
5100
600
150
-
3
900
150
1500
6
1700
1400
4250
(5)
(5)
-
400
-
-
3
5100
600
350
-
3
900
350
2000
6
4250
(5)
a partir del 2012, cuando el combustible líquido sea gasoil
encendido a chispa
combustible dual
encendido de compresión
no sera de aplicación si el combustible no contiene azufre
25
Anexo 02 Revisión de estándares de emisión en referencias internacionales, rubro
Producción de clinker y cal y coprocesamiento en hornos de clinker.
Las referencias consultadas fueron las siguientes:
- EPA (Environmental Protection Agency): CFR 40.
- IFC (Internacional Finance Corporation): Guías de medio ambiente sectoriales.
- IHOBE (Gobierno Vasco): Decreto 833/1975.
- Méjico, NOM-040-SEMARNAT-2002, 23/04/2003.
- Brasil, Resolución CONAMA No. 382 del 26/12/2006.
- Colombia, Resolución No 909, 5/06/2008.
Producción de clinker y cal
3
Instalación
Contaminante
MP
Horno
clinker y
secadores
de materias
primas
Brasil*
(Anexo XI,
2006)
70
SO2
NOx como NO2
827
CO
-
Méjico
En carga
dependiendo
de
alimentación
horaria al
horno
400 a 2500
Depende de
ubicación de
la planta y
tipo de
cemento
800 a 1600
(expresado
en NO)
Depende de
ubicación de
la planta y
tipo de
cemento
3.000 a
4.000
Estándares (mg/Nm ) al 7% de O2
Colombia
IFC
UE 13005 (1990) nuevas /
nuevas /
(existentes)
(existentes)
64 (> 500.000 t/a
clinker)
127 (< 500.000
t/a clinker)
70 /
(210)
38 / (127)
509 – 955
(depende del
contenido de
azufre en
combustible y
materias primas)
700 /
(770)
509
1.655 – 2.291
(depende de
aprovechamiento
térmico o no)
840 /
(1120)
764
-
-
-
IHOBE833/975
se indica
150
3.00
3
otras
instalaciones
sin ref % O2
MP
50
100 mg/Nm3
(enfriador de
clinker)
80 mg/Nm3
100 mg/Nm
(enfriador de
clinker).
3
75 mg/Nm
(molienda de
clinker)
50 mg/Nm
MP
Horno de cal
SO2
NOx como NO2
HCl
50 /
(150)
50
50 mg/N
de
150
3
70/210
(<0.5kg/h de
contaminante)
64
510
650
13
26
Estándares de metales para industria cementera y producción de cal:
El documento de las BAT indica que los metales pueden estar presentes en los
materiales alimentados a los hornos o en los combustibles, principalmente si se usa
carbón o aceites usados.
Cd+Tl y sus compuestos (expresados
en Cd +Tl) (mg/Nm3 al 7% O2)
Hg y sus compuestos (expresado en
Hg) (mg/Nm3 al 7% O2)
Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V y sus
compuestos
(expresados
en
Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V)
(mg/Nm3 al 7% O2)
0.07
0.07
0.7
Estándares propuestos para producción de clinker y cal, al 7% de oxígeno seco.
Emisiones desde los hornos de producción de clinker y cal.
Unidad
Contaminante
3
MP (mg/Nm )
3
SO2 (mg/Nm )
Hornos de producción
de clinker y cal
Otras fuentes (molinos,
enfriador de clinker,
envasado, entre otras)
75
50
500
NOx como NO2 (mg/Nm3)
850
Cd+Tl y sus compuestos (expresados en
Cd +Tl) (mg/Nm3)
0.07
Hg y sus compuestos (expresado en Hg)
(mg/Nm3)
0.07
Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V y sus
compuestos (expresados en
Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V)
(mg/Nm3)
0.7
Emisiones desde otras fuentes (molinos, enfriador de clinker, envasado, entre otras).
3
MP (mg/Nm )
50
Los estándares propuestos son válidos para producción de clinker en las siguientes
condiciones:
-
Uso de combustibles tradicionales.
Sustitución de combustibles tradicionales por combustibles alternativos que cumplan
las restricciones técnicas que establezca DINAMA (Propuesta Técnica para la
Reglamentación para la gestión de Residuos- PTR).
Los emprendimientos nuevos y existentes deberán monitorear en chimenea de hornos
de clinker en forma continua los contaminantes MP, NOx, SO2 y O2.
27
Los monitoreos de otras fuentes serán discretos con la excepción del enfriador de clinker
con evacuación independiente. En este caso, se requerirá el monitoreo continuo de MP.
En referencia al corte de capacidad para establecer el monitoreo continuo en hornos de
producción de cal, el documento BAT trata sobre las actividades de producción de cal en
hornos rotatorios con una capacidad de producción superior a 50 toneladas por día o en
hornos de otros tipos con capacidad de producción también superior a 50 toneladas por
día. Para estas actividades sugiere: monitoreo continuo de emisiones.
Fundamentación de los estándares propuestos:
Se propone un estándar de MP de 75 mg/Nm3 ya que las tecnologías disponibles para
los portes existentes en Uruguay permiten alcanzar este valor. En el caso de las
instalaciones existentes se darán los tiempos de adecuación apropiados.
Dos de las cementeras de Uruguay, se encuentran en proceso de reconversión
tecnológica con sistemas de mitigación de polvo que permiten operar a menos de 64
mg/Nm3 de polvo.
Una tercera cementera tiene un valor de referencia presentado en el proceso de
autorización ante DINAMA en el año 1996 de 127 mg/Nm3. La DINAMA considera que
acordando un plazo de adecuación razonable, permitirá a la empresa implementar el
salto tecnológico que signifique el dar cumplimiento al estándar propuesto.
El monóxido de carbono debe estar sometido a un seguimiento continuo tanto por
eficiencia del proceso de producción de cemento como por el uso de Precipitadores
Electrostáticos donde lleva aparejado un riesgo de explosión relacionado con
concentraciones de CO superiores al 0,5–1 %.
Los estándares de producción de cal no ameritan una consideración especial, ya que la
normativa internacional consultada la presenta en forma conjunta o les aplica estándares
similares.
Consideraciones realizadas por el sector de fabricación de clinker respecto a los
estándares propuestos, durante el proceso de trabajo en el grupo:
1- Establecer estándares de MP diferenciados para plantas nuevas y existentes:
Respuesta: se desestima lo sugerido considerando que del total de tres
emprendimientos operativos dos están en proceso de reconversión previendo cumplir el
estándar propuesto. El tercer emprendimiento operativo, cuenta con AAP del año 1996
con niveles de MP de 127 mg/Nm3, se prevé manejar plazos de adecuación que
permitan dar cumplimiento al estándar.
Existe otro emprendimiento con APP (ampliada en diciembre de 2009), aún sin AAO, en
el que se estableció un valor de MP al 7% de 98 mg/Nm3. Este emprendimiento también
ingresará al acuerdo de un plazo de adecuación para dar cumplimiento.
2- La imposibilidad de cumplir a corto plazo en una de las plantas con el estándar de
emisión de MP en las instalaciones distintas de los hornos.
Respuesta: Al respecto, la planta cuenta con un proyecto de desempolvamiento
para toda la planta, por lo cual considerando plazos de adecuación se podrá dar
cumplimiento.
3- Respecto a la coincineración de residuos y el uso de combustibles alternativos no
convencionales, las empresas plantearon la no consideración de glicerol, aceites
28
lubricantes usados y residuos de fondo de tanque, en la aplicación de los estándares
para coincineración.
Respuesta: La DINAMA propone que para el uso de combustibles alternativos,
que cumplan las condiciones técnicas que establezca en la PTR, los estándares a
cumplir sean los mismos que para la producción de clinker con combustibles
tradicionales.
En caso de gestionar residuos mediante coincineración, se propone que apliquen los
estándares correspondientes a la Directiva 2010/75/UE del Parlamento Europeo y del
Consejo, del 24 de noviembre de 2010, Anexo VI Parte 4, numeral 2, que establece la
Determinación de los valores límite de emisión a la atmósfera para la coincineración de
residuos. En la misma se fija como estándar para Partículas Totales, 30 mg/Nm3 al 10%
de O2, lo que corresponde a 38 mg/m3 al 7%. En la Parte 3 del Anexo VI establece, para
instalaciones de coincineración de residuos donde más del 40% del calor generado
procede de residuos peligrosos o instalación que coincinera residuos municipales
mezclados, el estandar de material particulado de 10 Nmg/3 al 11%, lo que corresponde
a 14 mg/Nm3 al 7% O2.
Se propone entonces los siguientes estándares para coincineración de residuos en
hornos de producción de clinker:
Contaminante
3
MP (mg/Nm )
3
Hornos de producción de clinker
40
SO2 (mg/Nm )
500
NOx como NO2 (mg/Nm3)
850
HCl (mg/Nm3)
14
HF (mg/Nm3)
1.4
Cd+Tl y sus compuestos (expresados en Cd +Tl) (mg/Nm3)
0.07
Hg y sus compuestos (expresado en Hg) (mg/Nm3)
0.07
Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V y sus compuestos
(expresados en Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V)
(mg/Nm3)
Dioxinas y furanos (ng EQT/Nm3)
0.7
0.14
La frecuencia de monitoreo para los contaminantes MP, SO2, NOX, y metales son las
mismas que para la producción de clinker.
La frecuencia de monitoreo para los contaminantes HF y HCl es anual.
Para dioxinas y furanos la DINAMA definirá la frecuencia de monitoreo en cada caso.
En el período de puesta del documento en consulta pública, ANCAP expuso lo siguiente:
1) En la reunión del 23/8/2011 entre ANCAP y DINAMA se acordó que respecto al
estándar de NOx, en la propuesta se efectuaría la aclaración respecto a que serían
aceptables excedencias del estándar, en caso que el contenido de N en el coque así lo
justifique. Se solicita incluir esta aclaración en la propuesta, es decir, condicionar el
estándar de NOx al contenido de nitrógeno del combustible.
En la reunión mencionada se estableció que la DINAMA pondría a consideración la
propuesta. Luego de haber estudiado el tema y evaluado en conjunto con otros técnicos
29
de DINAMA, se desestima esa alternativa. Se considera que no es adecuado elevar un
estándar de emisión de NOx en base a la calidad del combustible relacionada con su
contenido de nitrógeno. Existen alternativas para adquirir combustible con menor
contenido de nitrógeno en el mercado internacional.
2) Relacionado con el punto anterior, “se solicita una redacción diferente para las
consideraciones al respecto que figuran en la página 24, teniendo en cuenta lo siguiente:
-el valor propuesto de 1.100 mg/Nm3 expresado al 7% de O2, corresponde a la garantía
del proveedor para los nuevos hornos a instalar en las plantas de ANCAP, valor
correspondiente a consumo de coque con contenido de nitrógeno de 1,5%.
-los valores de NOx de 250 y 335 mg/Nm3 mencionados corresponden al uso de fuel oil
como combustible, cuyo contenido de nitrógeno es muy inferior al del coque (del orden
del 0,3%). Se solicita eliminar esta referencia”.
Se entiende que corresponde esta corrección y dicho texto fue eliminado del documento.
3) Teniendo en cuenta lo mencionado en el punto 1) y lo mencionado en cuanto a
garantía de equipamiento ya adquirido, se solicita eliminar del texto de página 24 "
Considerando que se trata de una planta nueva, la operativa de la planta deberá
ajustarse para dar cumplimiento al estándar propuesto de 850 mg/Nm3".
Se reitera lo establecido en el punto 1) y se deberá cumplir con dicho estandar.
3) “En la reunión del 23/8/2011 se anunció que se iba a incluir un estándar para emisión
de metales global. En la propuesta aparece el estándar global y otros 2, uno para
mercurio y sus compuestos y otro para cadmio y talio y sus compuestos. Se solicita
incluir en la propuesta la justificación de la incorporación de estos estándares, así como
las normativas de referencia adoptadas para el establecimiento de los mismos”.
El documento de las BAT para producción de cemento y cal, indica que los metales
pueden estar presentes en los materiales alimentados a los hornos o en los
combustibles, principalmente si se usa carbón o aceites usados.
Por tal motivo se incorporan estándares para metales y se establece una frecuencia de
monitoreo de una vez al año. Son los mismos estándares que propone la IFC cuando se
procesan residuos peligrosos en hornos cementeros, y son los mismos que se tomaron
para incineración de residuos (de la UE).
30
Anexo 03 Revisión de estándares para plantas de pasta de celulosa y papel y
propuesta de estándares
Aclaración: En el ámbito del Gesta se presenta la inquietud sobre la realización de un
corte por producción ya que las tecnologías BAT son factibles de aplicar para cierto porte
de industria. Se recoge dicha inquietud y analizando el rubro a nivel nacional, se plantea
hacer un corte en 150.000 toneladas anuales de celulosa y papel.
PROPUESTA DE NUEVOS ESTÁNDARES al 7% de Oxigeno seco para plantas
de producción mayor a 150.000 toneladas anuales de celulosa Y papel
Se proponen estándares que se ajusten a las mejores técnicas disponibles (BAT).
Además para corroborar dichos estándares se analizó el historial de tres años de datos
correspondientes a la primera planta de celulosa que registra los datos de emisión en
forma continua.
3
EPA (mg/Nm )
Brasil res 382/06
3
(mg/Nm )
BAT en Kg/ADt
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
MP
107
Caldera de Recuperación
SO2
NOx como NO2
-
107
107
0.2-0.5
TRS
27ppm
500
16
(5)
(3)
0.2-0.4
(4)
0.2
(1)
0.7-1.1
precipitador de partículas
sin scrubber y 63-65% Sólidos Secos (SS) de licor negro
con scrubber y 63-65% Sólidos Secos (SS) de licor negro
sin scrubber y 72-80% Sólidos Secos (SS) de licor Negro
como SO2
Propuesta de estándares
3
EPA (mg/Nm )
Brasil res 382/06
3
(mg/Nm )
BAT en Kg/ADt
MP mg/Nm
70
MP
(7)
190
(8)
380
3
3
SO2 mg/Nm
50
Horno de cal
3
NOx como NO2
SO2
3
TRS
mg H2S/Nm
9
TRS/H2S
9 ppm
108
0.03-0.05
NOx como NO2 mg/Nm
280
506
(3)
0.005-0.03
(4)
0.1-0.3
(1)
32
(9)
(5)
0.1-0.2
(6)
>0.2
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
precipitador de partículas
scrubber húmedo
quema de comb. liq. sin gases no condensables
quema de comb. liq. con gases no condensables
comb liquido
gases no condensables y metanol con polvo de biomasa, comb. fosiles, gases de pirolisis
comb. fosil gaseoso
comb. fosil liquido
como SO2
(9)
(10) como H2S
MP mg/Nm
Propuesta de estándares
(1)
(2)
(3)
(4)
70
3
3
SO2 mg/Nm
(1)
50
(2)
500
NOx como NO2 mg/Nm
(3)
280
(4)
500
3
TRS mgH2S/Nm
3
19
quema de comb. liq. sin gases no condensables
quema de comb. liq. con gases no condensables
comb liquido
gases no condensables y metano junto con polvo de biomasa, comb. fosiles, o gases de pirolisis
31
3
JUSTIFICACIÓN:
La concentraciones para los estándares propuestos se calculan a partir de las cargas de
emisión que se pueden alcanzar utilizando BATs. Para esto, se tomaron los escenarios
mas conservadores, es decir el mayor valor de carga, en los casos que se tienen rangos,
y un valor de volumen de aire por tonelada de pasta de celulosa (m3/Adt) también
conservador. El volumen de aire por tonelada de pasta de celulosa se obtuvo mediante
el análisis de los datos de la planta existente, de los valores manejados por las BAT y las
proyecciones de la planta de celulosa a instalarse.
Las concentraciones de NOx para la caldera de recuperación no se corresponden
estrictamente con los valores que, teóricamente, se pueden alcanzar utilizando las BAT.
Los datos correspondientes a los tres años de funcionamiento de la primera fábrica de
celulosa en el país indican que los valores de NOx están por encima de los sugeridos por
las BAT.
Los estándares de NOx para la caldera de recuperación se corresponden con los valores
mas conservadores del rango de casos presentado en el análisis del panel IPPC y del
análisis del historial de tres años que se tiene en el país.
Las concentraciones de NOx para el horno de cal se corresponden con el valor de las BAT
más conservador cuando se utiliza exclusivamente combustible liquido. Para el caso que se
quemen gases no condensables y metanol con polvo de biomasa, comb. fosiles, o gases de
pirolisis, se consideró el valor medio del rango de casos presentados en el análisis del
panel IPPC.
Revisión de estándares para plantas de producción menor a 150.000 toneladas
anuales de celulosa y papel al 7% de Oxígeno Seco.
3
MP (mg/Nm )
EPA
Brasil res 382/06
107
107
107
3
MP (mg/Nm )
3
SO2 mg/Nm
Horno de cal
NOx como NO2
3
mg/Nm
190
(2)
380
Brasil res 382/06
(2)
500
3
TRS (mgH2S/Nm )
27ppm
16 como SO2
TRS (mgH2S/Nm
3
(1)
EPA
(1)
Caldera de Recuperación
3
SO2 (mg/Nm )
NOx como NO2
3
(mg/Nm )
-
108
9 ppm
506
32 como SO2
comb. fosil gaseoso
comb. fosil liquido
EPA
Brasil res 382/06
Tanque de disolución
MP
TRS
0.1 kg/kgDS de
0.016 kg/kgDS de licor negro
licor negro
como H2S
0.1 kg/kgDS de
0.1 kg/kgDS de licor negro como
licor negro
SO2
32
Propuesta de Estándares expresado al 7% de oxígeno seco
3
MP (mg/Nm )
Producción
Caldera de
recuperación
3
NOx como NO2
3
(mg/Nm )
Menor a Mayor a Menor a Mayor a Menor a Mayor a
150.000 150.000 150.000 150.000 150.000 150.000
TSA
TSA
TSA
TSA
TSA
TSA
100
70
SO2 (mg/Nm )
100
50
500
1
Horno de cal
Tanque de disolución
100
70
100
50
2
500
280
3
TRS (mgH2S/Nm )
Menor a
150.000
TSA
Mayor a
150.000 TSA
9
9
19
19
0.016
kg/kgDS
de licor
negro
como H2S
0.016
kg/kgDS de
licor negro
como H2S
3
500
280
4
500
0.1
0.1
kg/kgDS kg/kgDS
de licor de licor
negro
negro
1
quema de combustible liquido sin gases no condensables
2 quema de combustible líquido con gases no condensables u otro energético que los contenga
3 combustible liquido
4 gases no condensables y metanol con polvo de biomasa, combustible fósiles, gases de pirolisis
33
Anexo 04 Revisión de estándares de emisión en referencias internacionales, rubro
Producción de ácido sulfúrico y fertilizantes.
Las referencias consultadas fueron las siguientes:
• EPA (Environmental Protection Agency): CFR 40, Part 63.
• IHOBE (Gobierno Vasco): Decreto 833/1975, de 6 de febrero.
• IFC (Internacional Finance Corporation): Guías de medio ambiente sectoriales.
• EFMA – ESA (European Fertilizar Manufacturs´Association – European Sulphuric
Acid Association).
• México, NOM-085-SEMARNAT-1994.
• Colombia, Resolución No 909, 5/06/2008.
• Brasil, Resolución CONAMA No. 382 del 26/12/2006.
Procesos de fabricación de ácido sulfúrico y fertilizantes:
1 -EPA-CFR Part 60-63
Para la producción de fertilizantes, la EPA maneja diferentes estándares de HF
expresados en carga. Obtener valores representativos de cargas emitidas a partir de
monitoreos discretos es complejo, el de mayor utilidad es el de SO2 para la producción
de ácido sulfúrico, ya que se monitorea en forma continua.
Proceso
Contaminante
Plantas existentes
Producción de ácido
sulfúrico
Niebla ácida
SO2
Plantas nuevas
Niebla ácida
Estándar
0,25 g / kg H2SO4
al 100 %
2 kg / ton H2SO4 al
100 % *
0,075 kg H2SO4 al
100 %
Opacidad 10 %
* implica doble adsorción o el uso de scrubber.
Estudios demuestran que el factor de emisión para producción de acido sulfúrico, con
una conversión del 98% sin mitigación de emisiones, es de 13 kg SO2/ton H2SO4 al 100
% (EPAc08s10.pdf, EPA BACKGROUND REPORT AP-42 SECTION 5.17 SULFURIC
ACID.)
2- IHOBE- Decreto 833/975
Proceso
Contaminante
Estándar
Producción de ácido
sulfúrico
Fertilizantes fosfatados,
nitrogenados
Super Fosfato Simple
Super Fosfato Triple
SO2
Niebla ácida
1425 mg /Nm
3
150 mg /Nm
MP
150 mg /Nm
HF
0,07 Kg F/Tm P2O5
0,05 Kg F/Tm P2O5
3
3
3- IFC
Producción de ácido
sulfúrico
Fertilizantes fosfatados
Contaminante
SO2
Estándar
450 mg /Nm3
SO3
2 kg / ton ácido
60 mg /Nm3
H2S
NOx como NO2
Fluoruros como HF
MP
0,075 kg / ton ácido
5 mg /Nm3
200 mg /Nm3
5 mg /Nm3
50 mg /Nm3
34
NH3
HCl
NOx como NO2
Fertilizantes nitrogenados
MP
NH3
50 mg /Nm3
30 mg /Nm3
500 mg /Nm3 (unidad de
nitrofosfato)
70 mg /Nm3 (unidad de ácido
mixto)
50 mg /Nm3
50 mg /Nm3
4- EFMA – ESA (European Fertilizar Manufacturs´Association – European Sulphuric Acid
Association)
Proceso
Producción de
ácido sulfúrico
Contaminante
Simple absorción
SO2
Simple absorción + lavado
de gases con uso de
subproducto
SO2
Simple absorción + 5 to.
Lecho
SO2
Simple absorción +
catalizador de Cs en
último lecho
SO2
Simple a doble absorción
SO2
Doble absorción + 5 to.
Lecho
SO2
Doble absorción +
catalizador de Cs en
último lecho
SO2
Tratamiento de gases
(varios tipos de lavado)
SO2
Producción de fertilizantes
< 2 kg / ton H2SO4 al 100 %
< 5.000 mg /Nm3 (referido al
11 % de SO2)
< 10 kg / ton H2SO4 al 100 %
< 4.500 mg /Nm3 (referido al
11 % de SO2)
< 9 kg / ton H2SO4 al 100 %
< 1.000 mg /Nm3 (referido al
11 % de SO2)
< 2,6 kg / ton H2SO4 al 100 %
1,5 a 3,9 kg / ton H2SO4 al 100
%
SO2
Doble absorción
Simple y doble absorción
Estándar
6,7 a 13,3 kg / ton H2SO4 al
100 %
H2SO4 (niebla ácida= SO3 +
H2SO4)
HF
NH3
NOx como NO2
MP
Húmedo, expresado en base seca)
MP (uso de filtros textiles)
< 1.000 mg /Nm3 (referido al
11 % de SO2)
< 2,5 kg / ton H2SO4 al 100 %
< 900 mg /Nm3 (referido al 11
% de SO2)
< 2,3 kg / ton H2SO4 al 100 %
200 mg /Nm3 (referido al 11 %
de SO2)
< 2 kg / ton H2SO4 al 100 %
50 mg /Nm3
< 0,1 kg / ton H2SO4 al 100 %
2,5 mg /Nm3 (0 a 5)
60 mg /Nm3
500 mg /Nm3
50 mg /Nm3
(25 a 75)
10 mg /Nm3
Nota: para los contaminantes que no se monitorean en continuo, no se tomaron estándares en unidades de carga, se tomaron en unidades
de concentración dada la dificultad de vincular mediciones discretas con volúmenes de producción. Tanto para simple como doble
absorción: NOx < 30 mg /Nm3.
5- MEXICO - SEMARNAT - NOM-039-ECOL-1993
Producción de
ácido sulfúrico
Estándar SO2 (kg / ton H2SO4 al 100 %)
Capacidad de
producción
Plantas existentes
zonas críticas
Plantas
existentes otras
zonas
Plantas
nuevas
1 a 500 ton/d
17,5
28
13,0
501 a 700
13,0
20,0
3,0
701 a 1000
9,0
14,0
3,0
Estándar
niebla ácida
Todas las
plantas
< 1 kg / ton
H2SO4 al
100 %
35
> 1000
4,0
7,0
3,0
6- COLOMBIA - RESOLUCIÓN 0909 DE 2008
Producción de
ácido sulfúrico
MP *
HF
Todas las
plantas
nuevas /
(existentes)
Todas
las
plantas
900 /
(1.600) mg
SO2 / Nm3
150 mg
H2SO4 /
Nm3
-
-
-
-
-
50 a 150 /
(150 a 250)
mg / Nm3
8
-
-
-
50 a 150 /
(150 a 250)
mg / Nm3
8
500 / (550)
SO2
niebla ácida
nuevas /
(existentes)
Producción de:
ácido fosfórico por reacción de roca de fosfato y
ácido.
ácido superfosfórico (ácido fosfórico con P2O5
superior al 66%).
fosfato diamónico granular por reacción de ácido
fosfórico con amonio.
superfosfato triple por reacción de roca de fosfato
y ácido.
Cualquier instalación en donde se cure o
almacene superfosfato triple.
Cualquier actividad que produzca fertilizantes
complejos tipo N, P, K. Aplica a cualquier
combinación de enfriadores, digestores y
secadores.
NOx como
NO2
nuevas /
(existentes)
Condiciones: (25 ºC y 760 mm Hg) al 11 % de O2.
*: depende de carga contaminante.
7- BRASIL - RESOLUCIÓN 382 DE 2006
SO2
Niebla ácida
NOx como NO2
Fluoruros
totales
MP
Amonio
2,0
kg/ton
H2SO4 al
100%
0,15 kg/ton
H2SO4 al
100%
-
-
-
-
Producción de
ácido nítrico
-
-
1,6 kg/ton
HNO3 al 100%
-
-
-
Producción de
ácido fosfórico
-
-
-
0,04 kg/ton
P2O5
alimentado
75
mg/Nm3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Fertilizantes fosfatados
(excepto MAP y DAP)
-
-
-
Fertilizantes fosfatados
(MAP y DAP)
-
-
-
Fertilizantes
nitrogenados
-
-
-
Proceso
Producción de
ácido sulfúrico
Beneficiamiento de
concentrado fosfático
Mezcladoras en
plantas de fertilizantes
0,1 kg/ton
P2O5
alimentado
0,03 kg/ton
P2O5
alimentado
-
75 a 150
mg/Nm3
75
mg/Nm3
75
mg/Nm3
-
-
75
mg/Nm3
0,02
kg/ton
producto
60
mg/Nm3
-
Condiciones: (25 ºC y 760 mm Hg) al 11 % de O2.
MAP: granulado, de la reacción entre amonio y ácido fosfórico, monoamónico.
DAP: granulado, de la reacción entre amonio y ácido fosfórico, diamónico.
36
Estándares propuestos para producción de ácido sulfúrico y fertilizantes
fosfatados y fertilizantes nitrogenados
Limites máximos de emisión a la atmósfera
Contaminante
SO2 (1)
estándar
> o = 300ton/d
< 300 ton /d
4 kg/ton H2SO4 al 100%
1700 mg/Nm3
13 kg/ton H2SO4 al 100%
5000 mg/Nm3
Niebla Ácida
Opacidad
Amoniaco (NH3)
NOx como NO2
Compuestos de F(expresados como HF)
MP
100 mg H2SO4/Nm3
10%
50 mg/Nm3 *
500 mg/Nm3 *
5 mg/Nm3 **
75 mg/Nm3
(1)
Todo emprendimiento deberá cumplir con al menos uno de los estándares.
*Para producción de Fertilizante nitrogenado
** Para producción de Fertilizante fosfóricos.
La correspondencia entre los kg SO2/ton H2SO4 al 100% y la concentración de SO2, se
determinó en base a los datos históricos de las plantas operativas en Uruguay y los
datos aportados por bibliografía, para un 9 % de SO2 (EPA c08s10.pdf).
Los emprendimientos nuevos y existentes con capacidad de producción mayor a 50 ton /
d de ácido sulfúrico al 100%, deberán monitorear dióxido de azufre en forma continua.
Justificación del corte
De las referencias internacionales consultadas, no se encontró, en general, corte por
capacidad de producción siendo en general la tendencia el uso de la tecnología de doble
absorción. Cabe señalar, que los niveles de emisión alcanzados con dicha tecnología,
también son alcanzables con la tecnología de simple absorción y adecuaciones en el
proceso y/o sistema de mitigación. Aunque las referencias internacionales tienden a un
valor de emisión de dióxido de azufre de 2 kg/ton H2SO4 al 100%, se propone un
estándar de 3.9 considerando la escala país.
Consideraciones realizadas por el sector durante la etapa de trabajo en el grupo:
Estándar para MP, el actual para los dos emprendimientos operativos es de 150
mg/Nm3. Será considerado en el plan de adecuación de las plantas existentes.
Estándar de HF, metodología de muestreo y análisis aún no validados, al respecto se
tendrá en consideración un período de ajuste de la metodología (ya iniciado) para
demostrar cumplimiento.
En el período de puesta del documento en consulta pública, a través de la CIU, la
empresa ISUSA expuso lo siguiente:
"Consideramos que se debería separar la tabla de límites máximos en dos, pues no
siempre está asociada la producción de ácido sulfúrico a la de fertilizantes. Tampoco son
los mismos los contaminantes a ser monitoreados y controlados.
Se debería tener por un lado los límites de SO2, Niebla Ácida y opacidad para la
fabricación de ácido sulfúrico y el resto para la de fertilizantes.
Finalmente comentar que no se comparte el criterio utilizado para asignar el valor de
75mg/m3 a las emisiones de material particulado total tanto para la fabricación de
37
fertilizantes como para los procesos de granulación. En el primer caso resulta muy alto y
para el segundo muy bajo.
Nos parece que lo adecuado sería un valor de 50mg/m3 para la fabricación de
fertilizantes y de 100mg/m3 para los procesos de granulación."
Al respecto:
- la propuesta diferencia con asteriscos los estándares que aplican a cada proceso.
Igualmente se toma la sugerencia de separarlos y se presentan en tablas diferentes
en el documento principal
- sobre el estandar de MP, las referencias consultadas no diferencian al proceso de
granulado y los valores de emisiones manejados están entre 50 y 75 mg/m3, no
encontrándose fundamento para elevarlo a 100 mg/Nm3.
38
Anexo 05 Revisión de estándares de emisión en referencias internacionales, rubro
Refinerías de petróleo
Relación del contenido de azufre en combustible vs. Emisiones de SO2.
Referencia bibliográfica: Integrated Pollution Prevention and Control (IPPC) - Reference
Document on Best Available Techniques for Mineral Oil and Gas Refineries, February
2003
Existe una relación directa entre el contenido de azufre del combustible y las emisiones
de SO2, un contenido del 1 % de azufre se vincula con 1700 mg/Nm3 de SO2 en las
emisiones gaseosas.
Según el tipo y contenido de azufre del combustible utilizado, se tienen los siguientes
datos de emisiones de SO2 expresados al 3 % de oxígeno.
Tabla 1 –Emisiones de SO2 – tipo y contenido de azufre en combustible.
Instalación
Hornos
Calderas
Turbinas
Observaciones
Gas de refinería
3 - 1700
3 – 1700
3 - 1700
El valor inferior del rango es para
combustión de GN.
El valor más elevado se
corresponde con quema de gas
de refinería no tratado y sin
mitigación de azufre.
Combustible
Combustible líquido (por ejemplo fuel oil)
50 – 7000
50 – 7000
Nd
El valor inferior del rango es para combustión de combustible
líquido de refinería con bajo contenido de azufre y con técnicas
de abatimiento.
El valor más elevado se corresponde con combustible líquido
con un contenido de azufre del 4,1% sin técnica de
abatimiento.
El grupo técnico de trabajo de IPPC no ha identificado un rango de emisiones de SO2
asociado a la aplicación de las BAT, dada la complejidad y variedad de las diferentes
instalaciones de refinería, así como los costos-beneficios de las técnicas de abatimiento.
Revisión de estándares para actividades en refinería de petróleo.
Tabla 2 –Estándares de SO2 en normativa española.
3
Proceso
Todas las instalaciones de refinería, ponderado por
tipo de combustible
Todas las instalaciones de refinería, ponderado
combustibles sólidos (6% de O2)
Real Decreto
1800/1995
a partir
de 2003
1.700
-
Todas las instalaciones de refinería, ponderado
combustibles líquidos (3 % de O2)
-
Todas las instalaciones de refinería, ponderado
combustibles gaseosos (3 % de O2)
-
SO2 (mg/Nm )
Real Decreto 430/2004
a partir
de 2008
2.000 (< 100 MW)
Inferior lineal, para > 100 MW
1.700 (< 300 MW)
Inferior lineal, para > a 300
MW
35
39
Tabla 3 –Estándares del Real Decreto 430/2004.
Proceso
Art. 8. Instalaciones
con Calderas
mixtas
Real Decreto 430/2004
MP
SO2
3
3
(mg/Nm )
(mg/Nm )
combustible sólido
500 a 2000 al 6% de O2
Biomasa : 200
Combustible caso general: 200 a 850
3
mg/Nm
CO
(ppm)
Apartado 2:
Si
combustible
determinante aporta:
1. > 50% de la potencia
térmica:
límite
de
emisión más elevado
(correspondiente
a
dicho combustible).
2. < 50% de la potencia
térmica:
límite
de
emisión
ponderado
según potencia térmica
de cada combustible.
combustible líquido
500 a 1700 al 3% de O2
200 a 850 al 3% de O2
combustible gaseoso al 3% de O2:
5 (gas licuado)
35 (comb gaseosos)
Apartado3: Alternativa al apartado 2,
SO2:
a) Con independencia de la combinación
de combustibles utilizada, valor límite de
emisión
medio
para
todas
las
instalaciones de este tipo dentro de la
refinería: 1000 mg/Nm3
b) 600 mg/Nm3 como valor medio para
todas las nuevas instalaciones. (excepto
turbinas de gas)
Regeneración
de
catalizadores
en
unidades
de
craqueo catalítico
de
lecho
fluido
(FCC)
Regeneración
de
catalizadores
en
unidades
de
craqueo
Plantas
de
recuperación
de
azufre
Calderas y hornos
Observaciones
3.000
500
-
Rendimiento mínimo de 96,5 a 98,5 %
según capacidad diaria.
50 - 100
500
-
-
120 - 180
1500
Cumple,
eficiencia
esperada del 99,5 %
-
Otras instalaciones,
excluidas
regeneración
catalítica, y plantas
de recuperación de
azufre.
2.500 – 3.400
-
-
Nota: El Real Decreto 430/2004, establece:
1.
que los estándares del Real Decreto 833/75 para SO2 y MP, se referirán a: combustibles líquido y gaseosos 3 % O2,
combustibles sólidos 6% O2, turbinas de gas 15% O2.
2.
que los estándares del Real Decreto 833/75 no tendrán en consideración períodos transitorios de arranque, parada y soplado.
3.
Refiere al Decreto 833/75 (ej: CO)
Tabla 4 –Estándares del Consejo Federal Suizo 814.318.142.1
Instalaciones
Hornos de refinería menor igual a
300 MW
Hornos de refinería superior a
300 MW
Unidad Claus
SO2
NOx (mg/Nm3)
H2S (mg/Nm3)
350 mg/Nm3
300
10
100 mg/Nm3
300
10
2 % en masa (para el rango de 20
a 50 t/d)
-
10
40
Nota: Para estándares de emisión en hornos, la norma toma la potencia térmica total de la refinería, y se refieren al 3% de O2.
Tabla 5 –Valores guía de la IFC
Instalaciones
Combustible
Horno hidrodesulfurización
Horno desulfurización selectiva
Unidades de la Planta de
recuperación de azufre
Resto de instalaciones
Plantas de recuperación de
azufre
Gas de refinería
Gas de refinería
NOx como
NO2
SO2 (mg/Nm3)
(mg/Nm3)
450
500
450
500
Gas de refinería
450
Gas de refinería
450
MP (mg/Nm3)
H2S
(mg/Nm3)
50
50
10
10
150
50
10
500
50
10
recuperación de azufre mínimo : 97 %
Ni: 1 mg/Nm3.
V: 5 mg/Nm3.
Nota: gas seco al 3% de oxígeno.
Tabla 6 –Norma Brasilera Resolución 382/2006-Anexo VI
Instalaciones
Combustible
Horno y calderas (potencia térmica menor a
10)
Horno y calderas (potencia térmica entre 10
y 70)
Horno y calderas (potencia térmica mayor a
70)
Regeneración de catalizadores en unidades
de craqueo catalítico de lecho fluido (FCC)
Caldera de CO
Gas de
refinería
Gas de
refinería
Gas de
refinería
NOx como
NO2
(mg/Nm3)
SO2 (mg/Nm3)
MP
(mg/Nm3)
320
70
150
320
70
125
200
70
50
600
600
1200
1200
96% de recuperación mínima
durante todo el ciclo de vida
de la instalación
75
1
75
Planta de recuperación de azufre
1
Nota- las concentraciones están expresadas al 3% de oxigeno seco excepto (1) que están expresadas al 8% de oxigeno seco y
sin contar la masa de sulfato.
En el caso del uso de mas de un combustible, el valor de emisión es calculado como
Lp =
∑ ( Lc ∗ C ∗ PCI )
∑ C ∗ PCI
donde
Lp= Límite ponderado
Lc= Límite de emisión del combustible utilizado
C= Consumo de cada combustible
PCI= Poder calorífico inferior de cada combustible utilizado
Dentro de la categoría hornos y calderas de la refinería de ANCAP, el proceso que
puede diferir en el funcionamiento es la caldera de CO acoplada a la unidad de FCC. En
el caso de ANCAP, la regeneración de catalizador de craqueo se realiza utilizando
combustión parcial y total. Los gases generados ingresan a la caldera de CO para
quemar el CO generado en la etapa de combustión parcial y recuperar calor de los gases
generados en la etapa de combustión total. Las emisiones de SO2 pueden ocurrir
principalmente por el uso de combustible con azufre en esta caldera, como apoyo a la
quema del CO.
El documento de las BAT para Refinación de petróleo, en referencia a los regeneradores
de catalizador de craking catalítico de lecho fluidizado (FCC) con combustión parcial
41
acoplado a una caldera de CO, señala niveles de NOx de 100 a 500 mg/Nm3 promedio
diario al 3 % de O2. Para CO, 50 a 400 mg/Nm3 promedio diario al 3 % de O2.
En referencia a los niveles de material particulado para esta instalación, el documento de
las BAT indica:
- Que los diseños básicos de FCC incluyen dos ciclones en el regenerador, no siendo
sencillo con este sistema retener las partículas más finas de catalizador. Por ello, en
algunos casos es necesario incorporar otro sistema de tratamiento para retener los
finos (inferiores a 10 µm).
- La selección del catalizador puede reducir los niveles de partículas arrastradas a
menos de 300 mg/Nm3 previo al sistema de tratamiento de emisiones.
De los metales presentes en el petróleo, el Ni y V, se enriquecen en los residuos de
destilación, por lo cual tanto las BAT como IFC sugieren establecer niveles máximos de
emisión de estos elementos.
-
El monitoreo de H2S deberá realizarse en las siguientes instalaciones:
o cualquier unidad de reducción que no cuente con un sistema de
combustión para los gases que evacue (tomado de norma Australiana,
Protection of the Environment Operations (Clean Air) Regulation 2010)
o cualquier planta de recuperación de azufre.
Comentarios:
Uruguay cuenta con una sola planta de refinería de petróleo, y no se visualiza la
instalación de otras plantas en el futuro mediato. La propuesta de estos estándares son
de aplicación a instalaciones nuevas, y a las instalaciones existentes se le aplicarán
mediante tiempos de adecuación.
En reuniones mantenidas con el equipo técnico de ANCAP, se plantea:
la imposibilidad del cumplimiento de un estándar para SO2 de 1700 mg/m3 en las
calderas y hornos dado que el combustible líquido que se utiliza tiene un contenido de
azufre elevado.
Al respecto: dado que para los estándares de emisión de SO2, en general niveles entre
1000 y 1700 mg/Nm3 para la quema de combustibles líquidos, van acompañados de
normas que limitan el contenido de azufre en los combustibles, se optó por tomar un
estándar aplicable a combustible líquido con 3 % de azufre.
-
- El límite para NOx utilizando combustible líquido es más bajo (450 vs. 600) para hornos
y calderas de la refinería.
Al respecto, dado que la refinerías cuenta con un número importante de focos emisores
instalados en un área relativamente menor, amerita emplear estándares más estrictos,
los cuales están fundamentados por referencias internacionales.
El límite para CO, en la propuesta para Refinería es 1500 (utilizando combustible
líquido) y en la propuesta para calderas no se propone ningún límite.
Al respecto, cabe la misma apreciación que en el punto anterior, la acumulación de focos
amerita establecer un estándar para CO.
-
Dado el límite de material particulado que se maneja en una de las versiones de la
Propuesta para caldera de CO, ANCAP propone incluirla dentro de calderas en
general.
Al respecto, en la Propuesta final la caldera de CO quedó con el mismo nivel de material
particulado que las restantes calderas y hornos de la refinería. Tratándose de un valor
-
42
intermedio a los estándares aplicables a unidades de combustión entre 12 MW y más de
40 MW, teniendo en cuenta lo indicado anteriormente en referencia a la acumulación de
focos emisores en un área limitada.
Para la propuesta de estándares de SO2, se toma en consideración lo siguiente:
-la aplicación de la IFC para el uso de gas de refinería como combustible.
-la aplicación de los valores esperados de emisiones para combustible líquido con un
contenido de azufre del 3 %.
Propuesta de estándares
Instalaciones
Hornos y
calderas (1)
Regeneración
de
catalizadores
en unidades de
craqueo
catalítico de
lecho fluido
(FCC) con
caldera de CO
Planta de
recuperación
de azufre
NOx como NO2
(mg/Nm3)
SO2 (mg/Nm3)
Gas de
refinería
Combustible
líquido
Gas de
refinería
Combustible
líquido
450
450
500
5100
600
600
500
5100
CO (mg/Nm3)
Gas de
refinería
500
H2S (mg/Nm3)
MP (mg/Nm3)
Combustible
líquido
Gas de
refinería
Combustible
líquido
Gas de
refinería
1500
50
150
10
150
10
500
50
-
Combustible
líquido
10
Nota: gas seco al 3% de oxígeno.
(1) incluye los hornos de las plantas de recuperación de azufre
Plantas de recuperación de azufre: recuperación de azufre mínimo : 97 % durante toda la vida útil de las instalaciones
Para el cálculo de los estándares en caso del mixto de combustibles se utilizara la
siguiente formula:
Lp =
( Lc ∗ C ∗ PCI )1 + ( Lc ∗ C ∗ PCI ) 2
(C ∗ PCI )1 + (C ∗ PCI ) 2
donde
Lp= Límite ponderado
Lc= Límite de emisión del combustible utilizado
C= Consumo de cada combustible
PCI= Poder calorífico inferior de cada combustible utilizado
y los subíndices 1 y 2 corresponden a los combustibles
En el período de puesta del documento en consulta pública, ANCAP expuso lo siguiente:
1- “Se observa que permanece la exigencia para el H2S en hornos y calderas y en
Cracking, a pesar de que en la reunión del 23/8/2011 se acordó que el límite se
mantendría sólo para la nueva unidad de recuperación de azufre. Se mantiene esta
posición, dado que el gas de refinería que se utiliza como combustible es desulfurizado
previamente a su uso y el H2S que podría quedar remanente en el mismo se quema a
SO2. En caso que DINAMA resuelva mantener el estándar de H2S, se solicita reducir la
frecuencia de monitoreo de cuatrimestral a anual”.
En el documento principal se aclara unidades a las que aplica.
43
Se establece frecuencia
emprendimiento.
de
monitoreo
semestral
considerando
el
porte
del
2“Tal como se explicó por parte de ANCAP en la reunión del 23/8/2011, la caldera
CO asociada a la unidad de cracking catalítico de Refinería La Teja no cumple el
estándar propuesto para MP, debido a la emisión de catalizador. Se solicita efectuar las
aclaraciones correspondientes, ya que el estándar que se propone por DINAMA sería
cumplible si se considera solamente la emisión asociada a la combustión”.
Las partículas emitidas desde esta unidad serían de tamaño inferior a 10µm, por lo que
forman parte de las partículas con mayor riesgo para la salud, y teniendo en cuenta que
la refinería se encuentra en un centro poblado, se considera que un estándar permisivo
no es apropiado, requiriéndose implementar acciones para reducir los niveles.
3“No surge del documento la referencia adoptada para el establecimiento de
estándares para Ni y V en la caldera CO. Este nuevo límite no se mencionó en la reunión
del 23/8/2011 por parte de DINAMA. Se solicita incluir la justificación de la inclusión de
este estándar así como indicar la referencia adoptada y la modalidad para su
monitoreo”.
La referencia de estándares para Ni y V se establece para los gases evacuados desde
unidades FCC, incluso con caldera de CO. De los metales presentes en el petróleo, el Ni
y V, se enriquecen en los residuos de destilación, por lo cual tanto las BAT como IFC
sugieren establecer niveles máximos de emisión de estos elementos.
44
Anexo 06 Revisión de estándares de emisión en referencias internacionales, rubro:
Procesos de fundición primaria y secundaria de metales y acería.
Procesos de fundición de metales y acería
Las referencias consultadas fueron las siguientes:
- EPA (Environmental Protection Agency): CFR 40.
- IFC (Internacional Finance Corporation): Guías de medio ambiente sectoriales.
- IHOBE (Gobierno Vasco): Decreto 833/1975, de 6 de febrero, que se desarrolla la
Ley 38/1972, de 22 de diciembre de protección del ambiente atmosférico.
- Provincia de Buenos Aires, Dcreto 3395/1996.
- Brasil, Resolución CONAMA No. 382 del 26/12/2006.
- Chile, Decreto 1583 del 26/4/1993 y modificaciones.
- Colombia, Resolución No 909, 5/06/2008.
Los estándares de la EPA resultan de difícil aplicación porque consideran una gran
variedad de condiciones operativas.
Los estándares de IHOBE son permisivos para los estándares de material particulado,
incluso en los casos de fundición de plomo, la norma data de 1975.
Los estándares propuestos se basan en los de IFC y los de la región. Las IFC tienen
estándares para fundición secundaria de metales y acería por separado, sin embargo
son similares por lo que se optó por tomar estándares únicos para ambos tipos de
procesos, y se descartaron algunos contaminantes considerando que con los
propuestos, se mantienen bajo control.
Estándares (mg/Nm3)
Contaminante
Brasil (II
Fundición de
metales) *
Provincia de
Buenos
Aires
(emisores
generales)
MP
50
250
Pb
Cd y sus
compuestos
Pb, Cd y sus
compuestos
Cu y sus
compuestos
Cr
Ni, Co, Cr, Sn y
sus compuestos
Ni
NOx como NO2
SO2
Niebla ácida
5
10
32 (año
2004)
-
-
-
-
Chile
(emisores
generales)
IFC
fundición
IFC acería
1
20 **
50 ***
-
20 **
50 ***
2
-
1
-
0,2
-
-
-
1–2
-
-
-
8
5 – 20
-
-
-
-
-
4
-
-
-
-
5
-
-
450
500
100
-
500
500
150
120 - 400
50 - 400
5 Cl2 (procesos de
recuperación e
arenas, etc).
5 HCl (fundentes de
cloruro)
5 (fundentes de
floruro)
150 - 200
20 – 150
(1000 cubilote)
5 (Fundición de Al)
5
ppm v/v
2
500 - 750
500
-
460 (Cl2 :
230)
HCl
Colombia
150
40
HF
-
-
-
-
CO
-
100 - 250
-
-
COV
-
-
-
-
Aminas
-
-
-
-
H2S
-
-
-
-
10
10 HF
5 F2
100 - 300
20
30
5 mg/Nm3
45
Estándares (mg/Nm3)
Contaminante
-
Provincia de
Buenos
Aires
(emisores
generales)
-
-
-
Brasil (II
Fundición de
metales) *
Niebla de aceite
Benzo-a-pireno
Humo de
alquitrán
Chile
(emisores
generales)
Colombia
IFC
fundición
IFC acería
-
-
5
-
15
0,1
-
-
-
5
* Para la producción de óxido de plomo, emisión de polvo nula. Frecuencia de monitoreo trimestral.
** En ausencia de metales tóxicos
*** En presencia de metales tóxicos
**** Para los gases de combustión: secos, temperatura 273K (0°C), presión 101,3 kPa (1 atmósfera), con tenido en oxígeno 3% seco para
combustibles líquidos y gaseosos, 6% seco para combustibles sólidos. Para los gases no combustionables: no se aplica corrección para el
vapor de agua ni el contenido en oxígeno.
Propuesta de estándares de emisión para la fundición primaria y secundaria de
metales, y acería.
Contaminante
MP
Estándar (mg/Nm3)
50
CO
300
Pb, Cd y sus compuestos
Cr, Ni y sus compuestos
Cu y sus compuestos (fundición no
ferrosa)
HCl (fundentes de cloruro y acería)
HF (fundentes de floruro y acería)
SO2
NOx como NO2
2
5
5
(20) para fundición de Cu y sus aleaciones
10
10
500
700
o
o
o
Valores referidos a gas seco, temperatura de 273 K, presión 101,3 kPa.
Considerando que en algunos procesos se incorpora oxígeno puro, en ellos no
corresponde la corrección por contenido de oxígeno de referencia. Asimismo, la
referenciación no es practicable cuando la captación de emisiones fugitivas lleva
el valor de oxígeno de gases al 20,9 %.
Para evitar que la determinación de los niveles de contaminantes se vea afectada
por la dilución del efluente gaseoso, se requiere establecer las condiciones en
que se ejecutará el monitoreo de emisiones. Dependiendo del tipo de proceso se
establecerá, por ejemplo, temperatura mínima de salida de gases (cuando se
utiliza aire para enfriarlos), o determinación de contaminantes en ductos de salida
del horno (previo al mezclado con captaciones de fugitivas).
Hornos de recalentamiento y tratamientos térmicos: Opacidad 1,5 en escala de
Ringelmann (tomado de IHOBE).
En el período de puesta del documento en consulta pública, a través de la CIU, la
empresa Gerdau Laisa expuso lo siguiente:
"Hemos estado averiguando sobre emisiones de CO en Minimills (Acerías con horno
arco eléctrico). Dentro de las averiguaciones realizadas hemos encontrado que éstas
emisiones son muy fluctuantes de un horno a otro y de una empresa a la otra
dependiendo de los siguientes factores:
- Tipo de acero producido (alto carbono, bajo carbono, acero inoxidable, aceros
con aleaciones especiales, etc.
46
-
Tipo y tamaño del horno así como la potencia utilizada en el transformador del
horno. Es importante la capacidad en toneladas de los hornos
- Diseño del horno, en especial si tiene no el 4to agujero por donde succiona el
sistema de captación y extracción de humos.
- Chatarra procesada e insumos utilizados.
- Sistema alimentación del horno.
- Escoriado
La EPA ha elaborado un documento donde establece los factores de emisión para
minimills de los diversos contaminantes entre los cuales se establece que para el
caso de horno de arco eléctrico el factor de emisión de monóxido de carbono es de
0,02
lb/ton
de
acero
producido.
(Referencia
http://www.epa.gov/ttn/chief/ap42/ch12/index.html).
No es común que el límite de CO emitido este dentro de los parámetros legales de
control de acerías. En el caso puntual de Chile fue únicamente por el periodo de
descontaminación de la Cuidad de Santiago de Chile pero hoy no es un factor
restrictivo.
Las mediciones que hemos realizado superan los 300 mg/Nm3 establecidos en la
norma en más del doble. Si bien estamos organizando un plan de análisis que vincula
procedimiento de operación del horno y mediciones para ver posibles puntos de
disminución de este gas no creemos que sea posible bajar por debajo de los niveles
establecidos por EPA. También considero una buena práctica el de establecer en
base a toneladas de acero producido dado que al aumentar la cantidad de chatarra
reciclada en el horno por mejoras en la eficiencia este valor puede concentrarse pero
se optimiza el proceso y se disminuye el consumo de energía.
Podría reverse el valor de CO para acerías a un valor establecido como los factores
de EPA. "
Al respecto:
El documento elaborado por EPA, AP42, contiene factores de emisión cuya utilidad es
por ejemplo, la elaboración de inventarios de emisión, y la mayoría de estos factores no
contemplan sistemas de mitigación de emisiones, no representando valores de
referencia para establecer como límites de emisión.
En los procesos de fundición se pueden generar numerosos contaminantes derivados de
combustión incompleta, compuestos orgánicos, H2S, aminas. Establecer un límite para
CO es una herramienta para tener bajo control los niveles de estos otros contaminantes
cuya medición es menos sencilla.
Australia, en la norma del año 2010, como ejemplo, maneja para emprendimientos
nuevos, producción primaria y secundaria de acero y de metales no ferrosos, estándar
de CO de 125 mg/Nm3, como alternativa al monitoreo de COV.
En referencia al valor de 300 mg/Nm3 como estándar en la propuesta, es el valor más
elevado del encontrado en las referencias consultadas, sin embargo es atendible que el
porte de la industria uruguaya puede hacer inviable en algunos casos, a los sistemas de
postcombustión, o prácticas de producción para reducir los niveles de CO, por ello el
estándar aplica a los emprendimientos de mayor porte, de más de 50 ton/año de
capacidad.
47
Anexo 07 Revisión de estándares de emisión en referencias internacionales, rubro
Incineradores de Residuos
Estos estándares se aplican a todo proceso de incineración de residuos, incluyendo
operaciones de valorización.
Las referencias consultadas fueron:
- Directiva da la Unión Europea 2010/75/UE
- Estándares de la USEPA, CFR Título 40, Parte 60 subparte EA para incineradores
de residuos sólidos municipales, Parte 60 subparte parte CCCC para incineradores
de residuos industriales, y Parte 63 subparte EEE para residuos peligrosos.
- Norma oficial mexicana NOM-098-SEMARNAT-2002
- Decreto 586/009 del Ministerio de Salud Publica referente a la incineración de
sanitarios.
Los estándares de la Unión Europea no discriminan entre residuos municipales,
residuos peligrosos, residuos industriales no peligrosos ni hospitalarios (excepto algún
valor puntual). La norma mexicana tampoco discrimina por tipo de residuo.
En el siguiente cuadro se presentan los estándares consultados expresados en las
mismas unidades y al mismo porcentaje de oxígeno (7% en base seca):
Fuente
Opacidad (%)
MP mg/Nm3
NOx mg/Nm3
SO2 mg/Nm3
Cadmio mg/Nm3
CO mg/Nm3
Plomo mg/Nm3
Dioxinas/Furanos
ng
EQT/Nm3
Ácido
Clorhídrico
mg/Nm3
Mercurio mg/Nm3
Cd+Tl mg/Nm3
Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu
+Mn+Ni+V mg/Nm3
COT mg/Nm3
HF mg/Nm3
Pb+Cr+Cu+Zn mg/Nm3
Ar+Se+Co+Ni+Mn+Es
mg/Nm3
Pb+Cd mg/Nm3
Ar+Be+Cr mg/Nm3
Residuos
Residuos Sólidos
Municipales
Residuos
Industriales no
Peligrosos
Residuos
Peligrosos
Residuos
UE
EPA
EPA
EPA
Norma
Mexicana
10
34
370
86
0.01
187
0.14
10
70
694
57
0.04
196
0.04
0.1
0.3
14
41
14
560
70
70
0.07
0.07
34
-
Residuos
hospitalarios
menor a 90 kg/h
(mayor a
90kg/h)
Decreto
586/009 MSP
10
40(20)
431
86
0.06(0.005)
31
0.6(0.05)
125
50
300
0.07
63
0.41
0.2
0.2
2(0.2)
101
24
15
24
0.47
0.13
0.07
0.3(0.2)
0.5
14
1.4
0.07
0.07
0.12
0.097
Valores referidos a gas seco, temperatura de 273 K, presión 101,3 kPa, corregidos al 7% de oxigeno.
La propuesta de estándares para la incineración de residuos se presenta a continuación.
Se toma como referencia primaria los estándares de la Unión Europea ya que se
pretende tener un estándar único, independientemente del residuo incinerado. Estos
estándares son de aplicación a la incineración de todo residuo definido como tal en el
48
PTR. Quedan excluidos los residuos sanitarios para los que se aplica los estándares
incluidos en el decreto 586/009.
Propuesta de estándares
7% de oxígeno en base seca
Contaminante
MP mg/Nm
Limite de emisión
3
20
COT mg/Nm
3
14
Cloruro de hidrógeno (HCl) mg/Nm
3
14
3
1.4
Fluoruro de hidrógeno (HF) mg/Nm
3
70
3
560
SO2 mg/Nm
NOx mg/Nm
CO mg/Nm
3
70
Cd+Tl y sus compuestos (expresados
3
en Cd +Tl) mg/Nm
Mercurio y sus compuestos (expresado
3
en Hg) mg/Nm
Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V y sus
compuestos
(expresados
en
Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V)
3
mg/Nm
Dioxinas y Furanos ng EQT /Nm
3
0.07
0.07
0.7
0.14
49
Anexo 08 Revisión de estándares de emisión en referencias internacionales, rubro:
Otros emisores
Los estándares que se proponen en esta sección serán de aplicación a toda actividad
industrial excepto las actividades especificas que cuentan con estándares particulares
(procesos de combustión, procesos de fabricación de clinker y cal, procesos de
fundición, procesos de incineración de residuos, fabricación de celulosa y papel,
producción de ácido sulfúrico y fertilizante, y refinería de petróleo)
Para la elaboración de los estándares de emisores generales se utilizaron las siguientes
referencias internacionales:
- Norma Australiana Protection of the Environment Operations (Clean Air). No428,
2010.
- Norma Colombiana, Resolución numero 0909, 2008.
- IHOBE (Gobierno Vasco): Decreto 833/1975.
- Provincia de Buenos Aires, Decreto No 3395/96
- UE (Unión Europea): Directiva 2010/75 para emisiones de COVs
- IFC, Guías de medio ambiente
- Norma Italiana DECRETO 12 luglio 1990 para Cr III. Cr VI, Hg.
Norma
Australiana
Opacidad (escala
Ringelmann o escala
Bacharatch)
(1)
Norma
Italiana
Norma
colombiana(2)
1o2
MP
(mg/Nm 3)
3
NOx como NO2 (mg/Nm )
3
SO2 (mg/Nm )
Compuestos Orgánicos
Volátiles
Totales (mg/Nm 3)
Cianuros como HCN
(mg/Nm3)
Compuestos de Fluor como
HF (mg/Nm3)
Sulfuro de
Hidrógeno(mg/Nm3)
Compuestos inorgánicos de
cloro como HCl (mg/Nm3)
Niebla Ácida (mg/Nm3)
Cromo total (mg/Nm3)
150
150
250
500
616
200
500
4300
500
(5)
5
50
8
5
100
40
100
150
250
100
10
7.5
460
460
150
1
Cromo III (mg/Nm3)
5
Cromo VI (mg/Nm3)
1
Arsénico (mg/Nm3)
1
Cadmio y sus compuestos
(mg/Nm3)
1
1
Plomo (mg/Nm3)
1
1
Dioxinas y furanos
(ngEQT/Nm3)
0.1
0.5
Mercurio (mg/Nm3)
0.2
Cobre y sus compuestos
3
(mg/m )
Provincia de
Buenos Aires
1
50
20(3)
350
1500(4)
1000
40
Ihobe
10
0.2
8
50
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
La norma australiana propone estándares en base a la antigüedad del emprendimiento. Para este análisis, se ha tomado los
estándares propuestos para los emprendimiento que son del 2005 en adelante ya que nuestra propuesta es para
emprendimientos nuevos y se dará tiempos de adecuación para los existentes.
Estándares para actividades industriales nuevas, referenciadas al 11% de ox.
Actividad que incluye trituración, separación y/o manejo de materiales
Fabricación de vidrio
Actividades que envuelven combustión medida como n-propano equivalente
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Las normas consultadas, excepto la australiana, no presentan estándares de COVs. La
norma de la Unión Europea: Directiva 2010/75/CE presenta emisiones de COVs para
una serie de actividades.
Consumo de
disolvente en
ton/año
Valor limite de emisión en
gases residuales mg
C/Nm3 (3)
Valores límites de emisión
de fugas
(% de pérdida de
solvente) (1)
Impresión en offset de bobinas
por calor
5-25
> 25
100
20
30
Rotograbado,
flexografía,
impresión serigrafica rotativa
>5
100
30
Limpieza de superficie
>1
20
15
Fabricación de preparados de
recubrimientos, barnices, tintas y
adhesivos
> 50
150
5
Otros usos
>5
100
(2)
(1)
(2)
(3)
Se deberá incluir un balance de masa del solvente.
El valor limite de fuga se fijará dependiendo del uso.
En caso que se considere necesario se podrá establecer limites para compuestos orgánicos volátiles específicos
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Estándares propuestos para otros emisores
Concentración
Opacidad (escala
Ringelmann)
1
MP
3
(mg/Nm )
3
NOx como NO2 (mg/Nm )
3
SO2 (mg/Nm )
Compuestos
Orgánicos
Volátiles
3
Totales (mg C/Nm )
Cianuros
como
HCN
(mg/Nm3)
Compuestos de Fluor como
HF (mg/Nm3)
Sulfuro
de
Hidrógeno(mg/Nm3)
Compuestos inorgánicos de
cloruros
como
HCl
(mg/Nm3)
Niebla Ácida (mg/Nm3)
Cromo total(mg/Nm3)
(1)
material particulado que contenga sustancias toxicas
350
(2)
1500
1000
(2)
Fabricación de vidrio
100
50
5
100
100
5
Arsénico (mg/Nm3)
1
Tomado de la Norma Italiana que fue la única encontrada
que presenta limites para la emisión de Cr VI
1
1
0.2
Cobre y sus compuestos
(mg/Nm3)
Dioxinas
y
(ngEQT/Nm3)
En el caso de uso de solventes, se deberá incluir un
balance de masa, y se aplica un valor máximo de emisión
de fugas de 30%
En caso que se considere necesario se podrá establecer
límites para compuestos orgánicos volátiles específicos
5
1
Mercurio (mg/Nm3)
Equivale a 20% de opacidad
200
(1)
50
Cromo VI (mg/Nm3)
Cadmio y sus compuestos
(mg/Nm3)
Plomo
y
sus
compuestos(mg/Nm3)
Observaciones
furanos
8
0.14
Al 7 % de oxígeno
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A continuación se presenta una tabla con actividades que están incluidas en este ramo y
que como mínimo deben monitorear los siguientes contaminantes y cumplir con los
estándares arriba presentados.
Actividad industrial
Plantas asfálticas
Fabricación de cerámica
Fabricación de vidrio
Uso de solventes
1
Industria química
2
Contaminante
MP, opacidad
MP, HF
MP, NOx, HF, HCl,
COV
MP, otros contaminantes dependiendo del
proceso
de MP
Molinos con manejo
granos
Fabricación de ladrillos y MP, NOx
tejas
Fabricación de productos a MP
base de mezcla de áridos
Crematorios
MP, Hg
(1)
(2)
Incluye además fabricación, formulación y fraccionamiento de productos farmacéuticos y agroquímicos.
El monitoreo de SO2 quedará sujeto al tipo de combustible que se utilice.
Esta tabla de actividades no excluye a otras actividades industriales que generen
emisiones a la atmósfera y estén comprendidas en este ramo por lo que deberán,
dependiendo de la actividad, cumplir con los estándares correspondientes.
En casos de actividades que por el tipo de proceso contengan compuestos específicos
no incluidos en la tabla de estándares, la autoridad tendrá la potestad de solicitar el
monitoreo de los mismos.
Propuesta:
Se proponen dos valores de material particulado, teniendo en cuenta la presencia o no
de sustancias toxicas, según la recomendación de la guías de medio ambiente de la IFC
para controlar la emisión de sustancia peligrosas. Para el estándar de MP se toma un
valor intermedio entre las propuestas analizadas, de 200 mg/Nm3 que además fue
utilizado en autorizaciones ambientales recientemente en rubros que quedarían incluidos
como emisores generales (plantas asfálticas). El valor de 50mg/Nm3 propuesto por
Australia, es muy exigente para el tipo de rubro que entraría dentro de esta categoría.
El estándar de 50, para el caso de presencia de sustancias tóxicas, es tomado de las
guías de la IFC (fabricación de vidrio, fabricación de cerámicas).
Los estándares propuestos de SO2 y NOx están dirigidos a los emisores en general que
incluyen procesos de cocción y también algunos procesos químicos.
Se toma el estándar australiano para HF tomando en cuenta la carga generada en este
tipo de procesos industriales.
Debido a la escala y la diversidad de rubros que tienen emisión de Compuestos
orgánicos volátiles, se propone un estándar único de COVs para todas las actividades
de 100 (mg C/Nm3), con un valor máximo de emisiones por fuga de 30% (en el caso de
uso de solventes) y se establece que en caso que se considere necesario se podrá
establecer límites para compuestos orgánicos volátiles específicos
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Anexo 09 Aplicación de los estándares
Para establecer las condiciones bajo las cuales serán de aplicación los estándares se
toma como referencia:
- Protocolo para el control y vigilancia de la contaminación atmosférica generada por
fuentes fijas, Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial, Viceministerio de
Ambiente, Dirección de Desarrollo Sectorial Sostenible, Abril 2010.
- Resolución CONAMA Nº 382 de 2006 (Brasil).
- Directiva Unión Europea 2010/75/UE
1- Para la verificación del cumplimiento de estos estándares, no serán consideradas las
situaciones transitorias de operación como lo son paradas o arranque de unidades.
2- En caso de monitoreo discreto:
- Los emprendimientos, al momento de la toma de la muestra, deberán estar
operando como mínimo al 90% de la capacidad de diseño u operación promedio
de los últimos doce (12) meses. El porcentaje de operación (90%) deberá estar
basado como mínimo en los datos del tipo y consumo de combustible, de la
producción o de la carga.
- Se considerarán respetados los valores límite de emisión si los resultados de
cada una de las series de mediciones establecidos por las autoridades
competentes no sobrepasan los valores límite de emisión.
3- En el caso de monitoreo continuo:
- El 90% de todos los valores medios diarios de un año deben estar por debajo de
los valores límite de emisión2.
- Ningún valor medio diario puede exceder el 130 % del valor límite de emisión,
por ejemplo, para un estándar de 100, el valor no podrá superar el 230.
2
En el caso que la actividad no trabaje un día completo y/o sea zafral, se tomará como valor medio diario, el promedio de las
horas de funcionamiento en un día calendario, y se tomara como año, el total de horas de funcionamiento en un año calendario.
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