Allegato D19 - AIA
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Allegato D19
Piano di monitoraggio delle emissioni di bolla, comprensivo di una descrizione dei processi monitorati, in accordo con l'elenco delle fonti e dei flussi delle fonti ricomprese nelle BAT 57 e/o 58 delle BATC per le Raffinerie, monitorati per ciascun processo e una descrizione della metodologia (calcoli, misurazioni) utilizzata, con le assunzioni ipotizzate e i livelli di confidenza associati
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Indice
1 Introduzione ................................................................................................................... 5
2 Descrizione del sistema di monitoraggio bolla .......................................................... 6
2.1 Calcolo degli inquinanti ................................................................................................ 7
2.1.1 Unità di combustione ....................................................................................................... 8
2.1.1.1 Unità di combustione multicombustibili ........................................................................... 8
2.1.1.2 Impianto di rigenerazione acido solforico ...................................................................... 10
2.1.1.3 FCC ............................................................................................................................... 13
2.1.1.4 SRU - CR41 .................................................................................................................. 15
2.1.1.5 SRU – 1200 e Maxisulf .................................................................................................. 16
2.2 Calcolo portate fumi .................................................................................................... 17
2.2.1 Unità multicombustibili e a singolo combustibile ........................................................... 17
2.2.1.1 Impianto di rigenerazione acido solforico ...................................................................... 19
2.2.1.2 FCC ............................................................................................................................... 20
2.2.1.3 SRU – CR41 .................................................................................................................. 20
2.2.1.4 SRU – 1200 e Maxisulf .................................................................................................. 20
2.3 Calcolo della bolla di raffineria .................................................................................. 20
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1 Introduzione
La presente relazione costituisce un aggiornamento dell’Allegato D19 – Relazione Tecnica
presentato per l’ottenimento dell’Autorizzazione Integrata Ambientale di cui al Decreto AIA n.
DVA-DEC-2011-0000580 del 31/10/2011.
Nella relazione vengono descritti i processi monitorati ai fini del calcolo delle emissioni in
atmosfera delle unità di combustione, degli impianti SUR ed FCC che contribuiscono al calcolo
della bolla di raffineria per gli inquinanti NOx ed SO2 ai fini dell’applicazione della BAT57 e della
BAT58.
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2 Descrizione del sistema di monitoraggio bolla
Il complesso ISAB Raffineria Impianti Nord e Impianti Sud ha ad oggi autorizzata, con Decreto
AIA n. DVA-DEC-2011-0000580 del 31/10/2011, una bolla integrata di raffineria che prevede il
contributo dei seguenti punti di emissione in atmosfera:
Punto di
emissione Unità di provenienza
Camini ISAB
Impianti NORD
E1 Cumene (PR1) – B1021A
E2 Cumene (PR1) – B1021B
E3 Visbreaking (CR33) – B920/R
E4 Visbreaking (CR33) – decoking
E5 Topping (CR20) – B1A
E6 Topping (CR20) – B1B
E7 Vacuum (CR26) – B101A
E8 Vacuum (CR26) – B101A
E9 Vacuum (CR26) – B101B
E10 Vacuum (CR26) – B101B
E11 Craking catalitico FCC (CR27) – B205
E12 Craking catalitico FCC (CR27) – ex B201
E13 Craking catalitico FCC (CR27) – B204
E14 Produzione acido solforico (CR37) – B101
E15
Topping (CR30) – B101A/B e B201/202
Impianti di recupero zolfo (CR34) – B202
Impianto di recupero zolfo (CR41) – B4103
E16 Desolforazione gasoli (CR31) – B101
E18 Desolforazione Gofiner (CR40) – B4001
Camini ISAB
Impianti SUD
E19 Camino A
E20 Camino B
E21 Camino 1800
E22 Camino Turbogas
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I valori limiti di emissione da rispettare, espressi come medie mensili, sono attualmente i
seguenti:
Limite di legge (mg/Nm3)
SO2 800
NOx 275
CO 100
Polveri 40
NH3 e composti a base
di cloro (come HCl) 20
H2S 3
COV 50
Fumi 2.656.700
Il rispetto dei limiti per gli inquinanti NH3 e composti a base di cloro (come HCl), H2S e COV viene
effettuato condotto mediante analisi mensili in discontinuo sui fumi in uscita dai punti di
emissione.
I punti di emissione dotati di Sistema di Monitoraggio delle Emissioni (SME) sono indicati nelle
schede D.3.1.1 e D.3.2.1; tali sistemi, in accordo alla norma UNI 14181 sono dotati ciascuno di
un proprio Manuale di Gestione redatto in conformità alle Linee Guida ISPRA.
Si fa presente che il complesso ISAB, con le unità ad oggi in esercizio, ha il 100% dei punti di
emissione controllati con sistemi di monitoraggio in continuo.
2.1 Calcolo degli inquinanti
La determinazione delle concentrazioni degli inquinanti per i punti di emissione, utilizzate in caso
di indisponibilità delle misure dirette, avviene secondo calcoli basati principalmente sulle portate
di combustibili bruciati nei forni e nelle caldaie di processo e su fattori di emissione sito/specifici o
di letteratura. Tali calcoli sono utilizzati per i punti di emissione dotati di SME, in caso di
indisponibilità di questi ultimi.
Il calcolo delle emissioni inquinanti viene effettuato adottando delle formule empiriche che
utilizzano dati di ingresso validi per tutti gli impianti.
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2.1.1 Unità di combustione
2.1.1.1 Unità di combustione multicombustibili
Per quanto concerne il parametro SO2, viene applicato il seguente metodo di calcolo:
CSO2 = ((2 * TonFO * %SFO) + (TonFG * 0,000627))/Qfumi dove: CSO2 : Concentrazione media oraria di SO2 TonFO: tonnellata oraria di olio combustibile bruciata nell’unità di combustione TonFG: tonnellata oraria di fuel gas bruciato nell’unità di combustione %SFO : percentuale di zolfo nell’olio combustibile 2 = 64/32 è il rapporto tra i pesi molecolari dell’SO2 e dello zolfo. 0,000627 è il fattore che consente di calcolare i kg di SO2 prodotti da ogni kg di FG; tale fattore deriva dal considerare il rapporto C/H pari a 3,2 (come da Design Specification (DS)), il peso molecolare pari a 20,4 determinato sulla base di un valore tipico (più ricorrente) di densità pari a 0,91 ed il valore di H2S nel fuel gas pari al massimo valore previsto dalle DS, ossia 200 ppm. In tal modo, essendo 34 e 64 i pesi molecolari di H2S ed SO2 e considerando 100 moli di FG, ossia 2040 g, si ha:
H2S = 0,02*34 = 0,68 g
Da ciò si ricava che l’SO2 che si forma dall’H2S è :
SO2 = 0,68 * 64/34 = 1,28 g
Questa quantità di SO2 riferita al FG risulta: 1,28/2040 = 0,000627 gSO2/gFG.
Qfumi : portata oraria dei fumi prodotti dall’unità di combustione
Il calcolo della concentrazione di NOx verrà effettuato applicando la seguente formula:
CNOx = ((TonFO * F.E.FO) + (TonFG * F.E.FG))/Qfumi
dove
CNOX : Concentrazione media oraria di NOx
TonFO: tonnellata oraria di olio combustibile bruciata nell’unità di combustione
TonFG: tonnellata oraria di fuel gas bruciato nell’unità di combustione
Qfumi : portata oraria dei fumi prodotti dall’unità di combustione
F.E.FO F.E.FG: fattori di emissione di fuel oil e fuel gas rispettivamente
I fattori di emissione utilizzati sono indicati nella seguente tabella:
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Fattore di emissione
FO FG CH4
100F101 0,00413 0,00139 (kgNOx/kgComb)
600F101 0,005667 0,001737 (kgNOx/kgComb)
Unità B101A B101B
(CR30)
0,00560 0.00448 (kgNOx/m3Comb)
200 F101 0.00453 (kgNOx/kgComb)
200 F102 0.00195 (kgNOx/kgComb)
200A F301 0.0021 (kgNOx/kgComb)
300 F101 0.00195 (kgNOx/kgComb)
400 F101 0.001191 (kgNOx/kgComb)
500 F101/2/3/4 0.00195 (kgNOx/kgComb)
500F106 0,00485 (kgNOx/kgComb)
500F301/2 0,00404 (kgNOx/kgComb)
1000F101 0,00326 (kgNOx/kgComb)
1000F102 0,00391 (kgNOx/kgComb)
1600AF201 0,00278 (kgNOx/kgComb)
1600AF501 0,00278 (kgNOx/kgComb)
1600AF502 0,000987 (kgNOx/kgComb)
700F101 0,00195 (kgNOx/kgComb)
700AF201 0,00139 (kgNOx/kgComb)
800F101 0,00373 (kgNOx/kgComb)
1200F101/2/3 0,002365 (kgNOx/kgComb)
1600F101 0,00278 (kgNOx/kgComb)
1600F301 0,002087 (kgNOx/kgComb)
2000CTE1/2/3 0.00448 0,00403 (kgNOx/kgComb)
1800F101 0,00139 (kgNOx/kgComb)
2000A 0.00143412 (kgNOx/kgComb)
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Per gli impianti che non sono stati citati nella tabella precedente, vengono utilizzati i fattori di
emissione di seguito specificati, moltiplicati per le portate orarie di fuel gas:
Tipologia forno/caldaia fattore di
emissione u.m.
Forni e caldaie, wall fired > 30 MW 4480 kg/106m3
Forni e caldaie, LBN < 30 MW 800 kg/106m3
Forni e caldaie, tangentially fired, (all size) 2720 kg/106m3
Forno con bruciatori Low NOx 4829 kg/106m3
Si fa presente infine che la portata del fuel gas e dell’olio combustibile verranno misurati mediante
flange tarate o delta livelli dei serbatoi di carica; la percentuale di zolfo contenuta nell’olio
combustibile è determinata mediante analisi di laboratorio.
Nel seguito si riportano le procedure di calcolo di alcune tipologie di impianti quali Rigenerazione
acido solforico, SRU ed FCC, utilizzate in caso di indisponibilità degli SME di cui sono
attualmente dotati.
2.1.1.2 Impianto di rigenerazione acido solforico
Per quanto concerne il parametro SO2, viene applicato il seguente metodo di calcolo.
Dati di input utilizzati:
- acido solforico spento H2SO4 (kg/h) in alimentazione al forno 42
.
SOHm
- Consumo di zolfo liquido S (kg/h) Sm.
- idrogeno solforato H2S (kg/h) in alimentazione al forno SHm 2
.
- aria di combustione introdotta in forno (Nm3/h) ariaV.
CR37
conversione I reattore 0,93
conversione II reattore 0,97
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Calcoli intermedi:
L’impianto di rigenerazione acido solforico opera tra le seguenti fasi fondamentali:
1. combustione di idrogeno solforato, acido solforico e zolfo con produzione di una
miscela di gas ricca di SO2;
2. conversione della SO2 in SO3 nel 1° reattore;
3. assorbimento di SO3 nel 1° assorbitore;
4. conversione della SO2 residua in SO3 nel 2° reattore;
5. assorbimento della SO3 nel 2° assorbitore.
L’acido solforico porta con sé una percentuale del 5% di idrocarburi provenienti dal processo di
alchilazione:
- Idroc (kg/h) 42
..
05,0 SOHidroc mm
Per semplicità si riporta solo il calcolo del volume della SO2 nei vari step:
Calcolo uscita dal forno:
414,22%90
2
2
..
42
42
..
SH
SH
S
S
SOH
SOH
PM
m
PM
m
PM
mV [Nm3
SO2/h]
2
.
)(2
.
SO
fSOv
Vm
[kgSO2/h]
dove sono rappresentate le portate massiche e i pesi molecolari di acido solforico (90%), zolfo e
idrogeno solforato. 22,414 Nm3/kmole è il volume molare e dividendo per v (volume massico della
SO2, definito come rapporto tra il volume molare e il peso molecolare della SO2) si ottiene la
portata massica della SO2.
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Calcolo uscita dal 1° reattore, con un rendimento di conversione I pari al 93%:
)1()(2
.
)(2
.
IfSOISO mm [kgSO2/h]
la formula si spiega considerando che solo il 93% della SO2 prodotta si converte in SO3 secondo
la reazione:
322 2
1SOOSO
di conseguenza la percentuale di SO2 rimasta sarà il complemento a 1 del rendimento di
conversione.
Calcolo uscita dal 1° assorbitore:
All’uscita dal 1° assorbitore la portata di SO2 non ha subito variazioni. Solo la SO3 prodotta nel 1°
reattore è stata assorbita dall’acido solforico.
Calcolo uscita dal 2° reattore, con un rendimento di conversione II pari al 97%:
)1()(2
.
)(2
.
IIISOIISO mm [kgSO2/h]
in questo step solo il 97% della SO2 si è convertita in SO3. Il complemento a 1 di II rappresenta
la percentuale di SO2 che si ritrova in uscita dal 2° reattore.
Calcolo uscita dal 2° assorbitore:
All’uscita dal 2° assorbitore la portata di SO2 non ha subito variazioni. Solo la SO3 prodotta nel 2°
reattore è stata assorbita dall’acido solforico.
Per quanto concerne il parametro NOx, sulla base dei dati disponibili storici da SME si attribuirà,
in caso di indisponibilità di misure dirette, un valore pari a 50 mg/Nm3.
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2.1.1.3 FCC
Le emissioni del CR 27 (Cracking catalitico) sono composte da:
1. emissione dovuta al brucio di combustibile ausiliario nel CO boiler, un dispositivo per
convertire ulteriormente il monossido di carbonio formatosi durante il cracking in anidride
carbonica;
2. emissione dovuta alla carica crackizzata.
Per il calcolo dell’inquinante SO2 si applicano le formule seguenti.
Il calcolo delle emissioni dovute al brucio dei combustibili ripercorre pedissequamente quello visto
nei paragrafi precedenti.
Quindi si ha che il volume della portata di aria per la combustione e le emissioni siano
schematizzate con:
gasgasfococf mCmCV.
)(
.
)(1
.
gasoc eee 1
Per il calcolo delle emissioni dovute alla carica crackizzata consideriamo:
- tonnellate di carico (t/h) feed
- aria rigeneratore (Nm3/h) ariam.
- % S in feed % Sfeed
CR27
Densità Feed (t/m3) 0,9
%S su Coke (CR27) 0,5
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Calcoli intermedi:
100
% feedSzolfo feed [t/h]
100
5,0_
zolfocokeS [t/h]
Si considera che la percentuale di zolfo che si forma sul coke rispetto a quella della carica sia
dello 0,5%. La restante parte di zolfo si distribuisce sui prodotti di cracking.
ariarigen mfumi.
[Nm3/h]
feed
feedfeed
V
.
[Nm3/h]
dove feed è la densità di feed espressa in t/m3.
Quindi sommando le due portate di aria considerate per la carica crackizzata e per il brucio dei
combustibili, si ha:
rigenfumi fumiVV 1
..
[Nm3/h]
Ora viene effettuata la stima di emissione in base al feed e poi sommata alle emissioni dovute
all’olio combustibile e al gas. La stima di emissione dovuta a feed è così calcolata:
feedfeedfeed Vfe
[t/h]
feedeee 1 [t/h]
Per quanto concerne il parametro NOx, viene applicato il seguente metodo di calcolo.
Il contributo delle emissioni originate dal brucio del combustibile ausiliario al CO Boyler viene
calcolato mediante i seguenti fattori di emissione:
Tipologia forno/caldaia Tipologia
combustibile
fattore di
emissione u.m.
Forni e caldaie < 30 MW Olio comb. 2,4 kg/m3
Forni e caldaie, LBN < 30 MW Fuel gas 800 kg/106m3
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Il contributo delle emissioni originate dalla carica crackizzata viene calcolato mediante un fattore
di emissione pari a 0,204; la moltiplicazione del citato fattore di emissione e dei mc di carica
all’impianto restituisce la massa di NOx.
2.1.1.4 SRU - CR41
Per la determinazione teorica della emissione di SO2 dal combustore finale del complesso CR41
(Unità Claus sito Nord + TGT) è stato considerato come base di calcolo il bilancio di calore e di
materia sviluppato per il cosiddetto “Normal Case” che, insieme al bilancio del “Design Case”,
rispecchia le condizioni di marcia tipiche del complesso stesso.
Partendo dal bilancio di materia suddetto è stata calcolata, a fronte dello zolfo entrante nell’unità
come H2S, la quantità di SO2 prodotta al combustore finale e la quantità totale di fumi secchi al
3% di O2 uscenti dal combustore stesso. Si è calcolata infine la concentrazione di SO2 nei fumi
netti in uscita dall’unità. Nella determinazione dei fumi secchi normalizzati al 3% O2 si è tenuto
conto, in funzione del recupero dello zolfo totale considerato, dell’acqua di combustione e dell’aria
che partecipa alla reazione di ossidazione del H2S residuo a SO2.
Per la determinazione dei kg/h di SO2 nei fumi dal post-combustore:
sono considerate le composizioni del SWS e MEA acid gas come da design;
è calcolato, alle portate di progetto, il contenuto di zolfo presente nel gas in carica al
CR41 complex;
è calcolata per differenza, in corrispondenza di diverse efficienze di recupero dello zolfo,
la quantità di SO2 presente nei fumi dal combustore finale.
Pertanto, considerate le condizioni di portata massica da design “normal case”, il calcolo è il
seguente :
Kg/h SO2 nei fumi combustore finale =
[ (100 - %REC) / 100 * (Kg/h H2S INLET *64/34) ]
dove:
%REC = efficienza recupero zolfo considerata ( 98,5% riferimento BAT)
H2S INLET = kg/h H2S in ingresso a CR41 in marcia normale.
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2.1.1.5 SRU – 1200 e Maxisulf
Per la determinazione teorica della emissione di SO2 dai combustori finali del complesso
1200+Maxisulf (Unità Claus sito Sud + Maxi), è stato considerato come base di calcolo il bilancio
di calore e di materia sviluppato per il “Design Case” dell’unità Maxisulf (Davy McKee stream data
sheet Maxisulf plant).
Partendo dal bilancio di materia suddetto è stata calcolata, a fronte dello zolfo entrante nell’unità
come H2S, la quantità di SO2 prodotta ai combustori finali F103 e la quantità totale di fumi secchi
al 3% di O2 uscenti dai combustori stessi. Si è calcolata infine la concentrazione di SO2 nei fumi
netti in uscita dall’unità. Nella determinazione dei fumi secchi normalizzati al 3% O2 si è tenuto
conto, in funzione del recupero dello zolfo totale considerato, dell’acqua di combustione e dell’aria
che partecipa alla reazione di ossidazione del H2S residuo a SO2.
Per la determinazione dei kg/h di SO2 nei fumi dal post-combustore:
sono considerate le composizioni del SWS e MEA acid gas come da design delle linee
Claus;
è calcolato, alla portata delle linee Claus corrispondente al design del Maxisulf, il
contenuto di zolfo presente nel gas in carica alle linee stesse;
è calcolata per differenza, in corrispondenza dell’efficienza di recupero zolfo considerata,
la quantità di SO2 presente nei fumi dal combustore finale.
Pertanto, considerate le condizioni di portata massica da design del Maxisulf, il calcolo è il
seguente :
Kg/h SO2 nei fumi combustori finali =
[ (100 - %REC) / 100 * (Kg/h H2S INLET *64/34) ]
Dove:
%REC = efficienza recupero zolfo considerata (98,5 % riferimento BAT)
H2S INLET = kg/h H2S in ingresso a linee Claus alla portata di design del Maxisulf.
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2.2 Calcolo portate fumi
La determinazione delle portate dei fumi afferenti ai punti di emissione non dotati di SME
avvengono secondo calcoli basati sulle portate di combustibili bruciati nei forni e nelle caldaie di
processo e su fattori di emissione sito/specifici o di letteratura.
2.2.1 Unità multicombustibili e a singolo combustibile
La formula di calcolo adottata in ISAB per il calcolo dei fumi secchi al 3% O2, derivanti dalla
combustione di Fuel Oil (FO) è la seguente :
Nmc/h FUMI (FO) = Kg/h (FO) * 18,9 * 0,946 * 0,8889 / 1,35
FUMI(FO) = fumi generati dalla combustione di fuel oil;
Kg/h (FO) = quantità di Fuel oil combusto;
18,9 = fattore di trasformazione del kg di FO in kg di fumi riferito al 30% eccesso aria e alla
densità del FO;
0,946 = fattore stechiometrico che consente di detrarre il contenuto di acqua di combustione;
0,8889 = fattore di normalizzazione per portare i fumi al riferimento del 3% O2
1,35 = densità fumi secchi al 3% O2 derivanti da combustione FO (da API Book)
Applicando il prodotto dei fattori la formula si semplifica in :
Nmc/h FUMI (FO) = Kg/h (FO) * 11,7
La formula di calcolo adottata in ISAB per il calcolo dei fumi secchi al 3% O2, derivanti dalla
combustione di Fuel Gas (FG) è la seguente :
Nmc/h FUMI (FG) = Kg/h (FG) * 22,96 * 0,9067 * 0,8889 / 1,33
FUMI(FG) = fumi generati dalla combustione di fuel gas;
Kg/h (FG) = quantità di Fuel Gas combusto;
22,96 = fattore di trasformazione del kg di FO in kg di fumi riferito alle condizioni di 30%eccesso
aria e al potere calorifico del FG;
0,9067 = fattore stechiometrico che consente di detrarre il contenuto di acqua di combustione;
0,8889 = fattore di normalizzazione per portare i fumi al riferimento del 3%O2
1,33 = densità fumi secchi al 3%O2 derivanti da combustione FO (da API Book)
Applicando il prodotto dei fattori la formula si semplifica in :
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Nmc/h FUMI (FG) = Kg/h (FG) * 14
In merito all’accuratezza delle formule utilizzate, si fa presente che è stato effettuato un confronto
con la metodologia di calcolo proposta all’interno della Direttiva Ministeriale 16/12/2015 relativa al
riesame e aggiornamento AIA par.4.2 (Calcolo portate al camino).
La formula proposta nella Direttiva deriva anch’essa da bilancio di materia e stechiometria di
combustione, partendo dalla composizione ponderale del combustibile liquido o gassoso, ed
effettuando una normalizzazione al 3% di O2.
La formula proposta è:
VF = (8,86*C) + (20,89* H2) + (3,31 * S) + (0.8 * N2) – (2,63 * O2)
Dove :
VF = Nmc di fumi secchi emessi per kg di combustibile bruciato in condizioni stechiometriche.
C , H2, S, N2, O2 rappresentano le composizioni ponderali dei singoli componenti del
combustibile.
La portata di fumi totale in Nmc/h, in condizioni stechiometriche e secchi si ottengono moltiplicando il
volume di fumi emessi per kg di combustibile per la quantità ( kg/h) di combustibile alimentata all’unità di
combustione. La portata va quindi normalizzata alla concentrazione di riferimento dell’ossigeno ( 3%vol
O2).
Pertanto :
Nmc/h Fumi = VF * Kg/h (combustibile) * [21/(21-3)]
Nella tabella sottostante è riportato a scopo esemplificativo un confronto tra la metodologia proposta
come utilizzabile all’interno del decreto e la metodologia adottata da ISAB. I rapporti C/H considerati per
FO e FG sono tipici dei combustibili utilizzati in ISAB ed indicativi della composizione media degli stessi.
I calcoli sono stati applicati rispettivamente ad una quantità fissata di FO e di FG di raffineria
Dal confronto diretto si desume come le due metodologie di calcolo siano allineate e i risultati
comparabili.
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2.2.1.1 Impianto di rigenerazione acido solforico
Il calcolo delle portate fumi, in caso di indisponibilità del sistema di monitoraggio in continuo
(misuratore di portata), è il seguente:
- composizione camino per SO2, SO3, O2, N2, CO2, Totale (ppm-peso)
tot
i
i
m
mppm
.
.
610
dove con i si indica l’inquinante i-esimo;
- composizione camino per SO2, SO3, O2, N2, CO2, Totale (Nm3/h)
iii vmV ..
[Nm3/h]
dove i è l’inquinante i-esimo e vi il volume massico dell’inquinante i-esimo;
- composizione camino per SO2, SO3, O2, N2, CO2, Totale (ppm-vol)
tot
i
i
V
Vppm
.
.
610
- composizione camino per SO2 (valori corretti al 3% O2) (mg/Nm3)
PORTATA FUEL OIL 10 TON/h C/H TIPICO 8,6 DA FORMULA DECRETO DA FORMULA ISAB
COMPOSIZIONE S 0,010 NMC/h 116.649 117000
N 0,005
C 0,882
H 0,103
PORTATA FUEL GAS 10 TON/h C/H TIPICO 2,85 DA FORMULA DECRETO
COMPOSIZIONE S 0,0001 11,98 NMC/KG 139.811 140000
N ‐
C 0,74
H 0,26
Rif. p16omr_2782-D19
ISAB S.r.l. Documentazione Riesame AIA BATC - Allegato D19 20 di 21
2.2.1.2 FCC
Si veda paragrafo 2.1.1.5.
2.2.1.3 SRU – CR41
Per la determinazione della portata fumi secchi al 3% di O2 dal post-combustore finale, da
calcolo, la relazione tra la carica al complesso CR41 ( Nmc/h di Acid gas) e la quantità di fumi
secchi normalizzati al 3% O2, alle condizioni di design del complesso, è la seguente:
Nmc/h FUMI = 2,62 x Nmc/h carica al CR41
2.2.1.4 SRU – 1200 e Maxisulf
Da calcolo, la relazione tra la carica all’unità 1200-Maxisulf ( Nmc/h di Acid gas) e la quantità di fumi
secchi normalizzati al 3% O2 in uscita da combustori F103, alle condizioni di design del complesso, è la
seguente:
Nmc/h FUMI = 0,77 x Nmc/h tail gas in carica Maxisulf
2.3 Calcolo della bolla di raffineria
La determinazione delle concentrazioni di bolla per SO2 ed NOx avviene in ottemperanza alle
indicazioni riportate nel paragrafo 3 dell’Allegato 4 al Decreto n. 274 del 16/12/2015.
In particolare i valori di bolla sono calcolati come rapporto ponderato tra la sommatoria delle
masse inquinanti emesse e la sommatoria dei volumi effluenti gassosi dell’intera raffineria.
I suddetti limiti si riferiscono alle ore di effettivo funzionamento, su base mensile, degli impianti
dell’intera raffineria, escludendo le emissioni occorse nelle ore di avvio e arresto per
manutenzione o malfunzionamenti.
Il volume dell’effluente gassoso totale dell’intera raffineria, da utilizzare per il calcolo dei valori di
bolla, è quello corrispondente alla somma dei singoli contributi derivanti da tutti gli effluenti
gassosi emessi da tutti gli impianti di raffineria.
Rif. p16omr_2782-D19
ISAB S.r.l. Documentazione Riesame AIA BATC - Allegato D19 21 di 21
Per quanto concerne il calcolo della bolla in conformità alle BAT 57 e 58, per i camini a cui
afferiscono più unità (mono-combustibile, multi-combustibile, unità recupero zolfo) la formula
utilizzata sarà la seguente:
BAT-AEL Camino centralizzato = [ BAT-AEL(1) * VF (1) +… BAT-AEL(n) * VF (n)] / VFT
Dove :
BAT-AEL (n) = limite BAT applicato ad ogni singola unità di combustione
VF (n) = volume di fumi emesso da ogni singola unità di combustione (da calcolo)
VFT = volume totale fumi emessi da camino comune
I valori di BAT-AEL per i camini centralizzati riportati nelle schede D.3.1 e D.3.2 sono pertanto
stati determinati secondo la suddetta formula; i contributi delle singole unità sono stati calcolati
mediante le formule riportate nei paragrafi precedenti.