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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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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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ISAB S.r.l. Documentazione Riesame AIA BATC - Allegato D19 19 di 21

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                 

Page 20: Allegato D19 - AIA

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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.

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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.