Actividad

Actividades secundarias o procesos incluidos en la actividad

Alquilación

Todos los procesos de alquilación: ácido fluorhídrico (FH), ácido sulfúrico (H2SO4) y con ácidos sólidos

Producción de bases lubricantes

Desasfaltado, extracción aromática, procesamiento de parafinas e hidroacabado de aceites lubricantes

Producción de betún

Todas las técnicas, desde el almacenamiento hasta los aditivos para el producto terminado

Craqueo catalítico

Todos los tipos de unidades de craqueo catalítico, como craqueo catalítico en lecho fluidizado

Reformado catalítico

Reformado catalítico continuo, cíclico y semirregenerativo

Coquización

Coquización retardada y en lecho fluidificado Calcinación de coque

Refrigeración

Técnicas de refrigeración aplicadas en las refinerías

Desalación

Desalación de petróleo crudo

Unidades de combustión para la producción de energía

Unidades de combustión que queman combustibles de refinería, salvo las unidades que utilizan únicamente combustibles convencionales o comerciales

Eterificación

Producción de compuestos químicos (por ejemplo, alcoholes y éteres como MTBE, ETBE y TAME) utilizados como aditivos para carburantes

Separación de gas

Separación de fracciones ligeras del crudo, como gas de refinería (GR) o gas licuado del petróleo (GLP)

Procesos consumidores de hidrógeno

Procesos de hidrocraqueo, hidrorrefino, hidrotratamientos, hidroconversión, hidroprocesamiento y procesos de hidrogenación

Producción de hidrógeno

Oxidación parcial, reformado con vapor, reformado con gas calentado y purificación del hidrógeno

Isomerización

Isomerización de hidrocarburos C4, C5 y C6

Plantas de gas natural

Procesamiento del gas natural (GN), incluida la licuefacción

Polimerización

Polimerización, dimerización y condensación

Destilación primaria

Destilación atmosférica y al vacío

Tratamientos del producto

Endulzamiento y tratamientos del producto terminado

Almacenamiento y manipulación de materiales de refinería

Almacenamiento, mezclado, carga y descarga de materiales de refinería

Viscorreducción y otras conversiones térmicas

Tratamientos térmicos, como la viscorreducción o el tratamiento térmico del gasóleo

Tratamiento de gases residuales

Técnicas para limitar o reducir las emisiones atmosféricas

Tratamiento de aguas residuales

Técnicas de tratamiento de aguas residuales antes de su vertido

Gestión de residuos

Técnicas para prevenir o reducir la generación de residuos

Documento de referencia

Asunto

Sistemas comunes de gestión y tratamiento de aguas y gases residuales en el sector químico (CWW)

Técnicas de gestión y tratamiento de aguas residuales

Sistemas de refrigeración industrial (ICS)

Procesos de refrigeración

Efectos económicos y entre los distintos medios (ECM)

Efectos económicos y cruzados de las técnicas

Emisiones procedentes del almacenamiento (EFS)

Almacenamiento, mezclado, carga y descarga de materiales de refinería

Eficiencia energética (ENE)

Eficiencia energética y gestión integrada de refinerías

Grandes instalaciones de combustión (GIC)

Combustión de combustibles convencionales y comerciales

Industria química inorgánica de gran volumen de producción: amoniaco, ácidos y fertilizantes (LVIC-AAF)

Reformado con vapor y purificación de hidrógeno

Industria química orgánica de gran volumen de producción (LVOC)

Proceso de eterificación (producción de MTBE, ETBE y TAME)

Incineración de residuos (WI)

Incineración de residuos

Tratamiento de residuos (WT)

Tratamiento de residuos

Principios generales de monitorización (MON)

Monitorización de las emisiones atmosféricas y al agua

Para mediciones continuas

Los NEA-MTD son valores medios mensuales, derivados a su vez de los promedios de todos los valores horarios válidos medidos durante un período de un mes.

Para mediciones periódicas

Los NEA-MTD se refieren al valor medio de tres muestras puntuales, de un mínimo de 30 minutos cada una.

Actividades

Unidad

Condiciones de referencia para el oxígeno

Unidad de combustión que utiliza combustibles líquidos o gaseosos, con excepción de las turbinas y motores

mg/Nm3

3 % de oxígeno en volumen

Unidad de combustión que utiliza combustibles sólidos

mg/Nm3

6 % de oxígeno en volumen

Turbinas de gas (incluidas las turbinas de gas de ciclo combinado, TGCC) y motores

mg/Nm3

15 % de oxígeno en volumen

Proceso de craqueo catalítico (regenerador)

mg/Nm3

3 % de oxígeno en volumen

Unidad de recuperación del azufre de los gases residuales (1)

mg/Nm3

3 % de oxígeno en volumen

Media diaria

Media durante un período de muestro de 24 horas para una muestra compuesta proporcional al caudal o, si se demuestra que el caudal tiene una estabilidad suficiente, para una muestra proporcional al tiempo

Media anual/mensual

Media de todas las medias diarias obtenidas durante un año/mes ponderada en función de los caudales diarios

Término utilizado

Definición

Unidad

Un segmento o una parte de la instalación en la cual se lleva a cabo una operación de proceso determinada.

Unidad nueva

Una unidad autorizada por primera vez en la instalación en fecha posterior a la publicación de las presentes conclusiones sobre las MTD, o bien la sustitución completa de una unidad edificada sobre los cimientos de otra ya existente después de publicadas las presentes conclusiones.

Unidad existente

Una unidad que no es nueva.

Gas de proceso

Gas recogido generado por un proceso y que debe ser sometido a tratamiento, por ejemplo en una unidad de eliminación de gas ácido y en una unidad de recuperación de azufre (SRU).

Gas de salida

Gas de escape que sale de una unidad después de una etapa de oxidación, por lo general una combustión (por ejemplo, regenerador, unidad Claus).

Gas de cola

Nombre habitual del gas de escape de una SRU (generalmente en el proceso Claus).

COV

Compuestos orgánicos volátiles según la definición del artículo 3, apartado 45, de la directiva 2010/75/UE.

COVNM

COV, salvo el metano.

Emisiones difusas de COV

Emisiones de COV no canalizadas que no se liberan desde puntos de emisión específicos, como una chimenea. Pueden proceder de fuentes «extensas», como un tanque, o «puntuales», como las bridas de una tubería.

NOX expresado como NO2

La suma del óxido de nitrógeno (NO) y el dióxido de nitrógeno (NO2), expresada como NO2

SOX expresado como SO2

La suma del dióxido de azufre (SO2) y el trióxido de azufre (SO3), expresada como SO2

H2S

Sulfuro de hidrógeno. No incluye el sulfuro de carbonilo ni el mercaptano.

Cloruro de hidrógeno expresado como HCl

Todos los cloruros gaseosos expresados como HCl

Fluoruro de hidrógeno expresado como HF

Todos los fluoruros gaseosos expresados como HF

Unidad FCC

Craqueo catalítico en lecho fluidizado: se llama así a un proceso de conversión para mejorar los hidrocarburos pesados en el que se utiliza calor y un catalizador para descomponer los hidrocarburos de molécula larga en moléculas más ligeras.

SRU

Unidad de recuperación de azufre. Véase la definición en la sección 1.20.3.

Combustible de refinería

Material combustible sólido, líquido o gaseoso procedente de las etapas de destilación y conversión del refino de crudo de petróleo.

Son ejemplos el gas de refinería (GR), el gas de síntesis, los fuelóleos de refinería o el coque de petróleo.

GR

Gas de refinería: gases procedentes de las unidades de destilación o conversión y utilizados como combustible.

Unidad de combustión

Unidad que quema combustibles de refinería, solos o junto con otros, utilizada para la generación de energía en la refineríao, tales como calderas (salvo las calderas de CO), hornos y turbinas de gas.

Medición continua

Medición en la que se utiliza un sistema de medición automático (SAM) o un sistema de monitorización continua (CEMS) instalado de forma permanente en la planta.

Medición periódica

Determinación de una medida a intervalos predeterminados utilizando métodos de referencia manuales o automáticos.

Monitorización indirecta de las emisiones atmosféricas

Estimación de la concentración de las emisiones de un contaminante en el gas de salida obtenida mediante una combinación adecuada de mediciones de parámetros secundarios (como contenido de O2, azufre o nitrógeno en la carga o el combustible), cálculos y mediciones periódicas en la chimenea. El uso de tasas de emisión basadas en el contenido de S del combustible es un ejemplo de monitorización indirecta. Otro ejemplo sería el uso de un PEMS.

Sistema predictivo de monitorización de emisiones (PEMS)

Sistema de determinación de la concentración de emisiones de un contaminante basado en la relación de una serie de parámetros característicos de los procesos que son monitorizados de forma continua (por ejemplo, consumo de gas combustible, ratio aire/combustible) o en datos de calidad del combustible o la carga (por ejemplo, contenido de azufre) de una fuente emisora.

Hidrocarburos líquidos volátiles

Derivados del petróleo con una presión de vapor Reid (RVP) de más de 4 kPa, como las naftas o los compuestos aromáticos.

Porcentaje de recuperación

Porcentaje de COVNM recuperados a partir de las corrientes conducidas a una unidad de recuperación de vapor (VRU).

Parámetro

Tipo de unidad/modo de combustión

NEA-MTD

(media mensual)

mg/Nm3

NOX, expresado como NO2

Unidad nueva/todos los modos de combustión

< 30 – 100

Unidad existente/modo de combustión total

< 100 – 300 (19)

Unidad existente/modo de combustión parcial

100 – 400 (19)

Parámetro

Tipo de unidad

NEA-MTD (media mensual) (20)

mg/Nm3

Partículas

Unidad nueva

10 – 25

Unidad existente

10 – 50 (21)

Parámetro

Tipo de unidades/modo

NEA-MTD

(media mensual)

mg/Nm3

SO2

Unidades nuevas

≤ 300

Unidades existentes/combustión total

< 100 – 800 (22)

Unidades existentes/combustión parcial

100 – 1 200 (22)

Parámetro

Modo de combustión

NEA-MTD

(media mensual)

mg/Nm3

Monóxido de carbono, expresado como CO

Modo de combustión parcial

≤ 100 (23)

Parámetro

NEA-MTD

(media mensual)

mg/Nm3

Partículas

10 – 50 (24)  (25)

Parámetro

Tipo de equipo

NEA-MTD (26)

(media mensual)

mg/Nm3 al 15 % O2

NOX expresado como NO2

Turbina de gas (incluida la turbina de gas de ciclo combinado, TGCC) y turbina para ciclo combinado de gasificación integral (IGCC)

40 – 120

(turbina existente)

20 – 50

(turbina nueva) (27)

Parámetro

Tipo de combustión

NEA-MTD

(media mensual)

mg/Nm3

NOX, expresado como NO2

Combustión de gas

30 – 150

para unidad existente (28)

30 – 100

para unidad nueva

Parámetro

Tipo de combustión

NEA-MTD

(media mensual)

mg/Nm3

NOX, expresado como NO2

Unidad de combustión alimentada por combustibles múltiples

30 – 300

para unidad existente (29)  (30)

Parámetro

Tipo de combustión

NEA-MTD

(media mensual)

mg/Nm3

Partículas

Uso de multicombustibles

5 – 50

para unidad existente (31)  (32)

5 – 25

para unidad nueva < 50 MW

Parámetro

NEA-MTD

(media mensual)

mg/Nm3

SO2

5 – 35 (33)

Parámetro

NEA-MTD

(media mensual)

mg/Nm3

SO2

35 – 600

Parámetro

NEA-MTD

(media mensual)

mg/Nm3

Monóxido de carbono, expresado como CO

≤ 100

Parámetro

NEA-MTD

(media horaria) (36)

COVNM

0,15 – 10 g/Nm3  (37)  (38)

Benceno (38)

< 1 mg/Nm3

Nivel de comportamiento medioambiental asociado a la MTD (media mensual)

Retirada de gas ácido

Lograr la eliminación del sulfuro de hidrógeno (H2S) contenido en el GR para cumplir los NETA-MTD para la combustión de gas correspondientes a la MTD 36

Eficiencia de la recuperación del azufre (40)

Unidad nueva: 99,5 – > 99,9 %

Unidad existente: ≥ 98,5 %

Técnica

Descripción

Precipitador electrostático (ESP)

Los precipitadores electrostáticos funcionan de tal modo que las partículas se cargan y separan bajo la influencia de un campo eléctrico. Los precipitadores electrostáticos pueden funcionar en condiciones muy diversas.

La eficiencia de disminución de las emisiones puede depender del número de etapas, del tiempo de residencia (tamaño), de las propiedades del catalizador y de los dispositivos de retirada de partículas instalados aguas arriba.

Con unidades FCC suelen utilizarse ESP de tres y cuatro etapas.

Los ESP pueden utilizarse en seco o con inyección de amoniaco, para mejorar la captación de partículas.

En el caso de la calcinación de coque verde, la eficiencia de captura del ESP puede verse reducida por la dificultad de cargar eléctricamente las partículas de coque.

Separadores ciclónicos multietapa

Dispositivo de recogida ciclónico o sistema instalado después de dos etapas de ciclones. Conocidos generalmente como separadores de tercera etapa, la configuración normal consiste en un único recipiente que contiene muchos ciclos convencionales o una tecnología mejorada de tubo de vórtice. En el caso del FCC, el rendimiento depende sobre todo de la concentración de partículas y de la distribución por tamaños de los finos de catalizador después de los ciclones internos del regenerador.

Lavadoras centrífugas

Las lavadoras centrífugas combinan el principio del ciclón con el contacto intensivo con agua; por ejemplo, una lavadora venturi

Filtro de tercera etapa con retrosoplado

Filtros de flujo inverso (retrosoplado), cerámicos o de metal sinterizado, en los que, después de la retención en la superficie en forma de torta, los sólidos se expulsan en un ciclo de flujo inverso. Los sólidos expulsados se purgan a continuación del sistema de filtración.

Técnica

Descripción

Combustión por etapas

Recirculación de los gases de salida

Reinyección del gas residual desde el horno a la llama para reducir el contenido de oxígeno y, por consiguiente, la temperatura de la llama.

Se utilizan quemadores especiales que aprovechan la recirculación interna de los gases de combustión para enfriar la base de las llamas y disminuir el contenido de oxígeno en la parte más caliente de las llamas.

Uso de quemadores de bajo NOX (LNB)

La técnica (que incluye los quemadores ultrabajo en NOX) se basa en los principios de reducción de las temperaturas máximas de la llama, el uso de una combustión completa, aunque retrasada, y el aumento de la transmisión térmica (mayor emisividad de la llama). Puede ir asociada a una modificación del diseño de la cámara de combustión del horno. El diseño de quemadores de contenido ultrabajo de NOX (ULNB) se caracteriza por la inyección por etapas del aire y el combustible y por la recirculación del gas de salida. En turbinas de gas se utilizan quemadores secos de bajo NOX (DLNB)

Optimización de la combustión

Se basa en la supervisión permanente de los parámetros de combustión apropiados (por ejemplo, O2, contenido de CO, proporción entre combustible y aire (u oxígeno), componentes no quemados); la técnica utiliza tecnología de control para lograr las mejores condiciones de combustión

Inyección de diluyente

La incorporación de diluyentes inertes, como gas de salida, vapor, agua o nitrógeno, al equipo de combustión reduce la temperatura de la llama y, por tanto, la concentración de NOX en los gases de salida

Reducción catalítica selectiva (SCR).

La técnica se basa en la reducción del NOX a nitrógeno en un lecho catalítico mediante una reacción con amoníaco (en general, una solución acuosa general) a una temperatura de operación óptima de alrededor de 300 – 450 °C.

Se pueden aplicar una o dos capas catalizadoras. Se obtiene una mayor reducción de NOX utilizando una mayor cantidad de catalizador (dos capas).

Reducción no catalítica selectiva (SNCR)

La técnica se basa en la reducción de NOX a nitrógeno mediante la reacción con amoníaco o urea a alta temperatura.

Para que la reacción sea óptima, debe mantenerse un intervalo operativo de temperaturas de 900 °C a 1 050 °C.

Oxidación de NOX a baja temperatura

En el proceso de oxidación a baja temperatura se inyecta ozono en una corriente de gas de salida a una temperatura óptima inferior a 150 °C para oxidar el NO y el NO2 insolubles a N2O5 muy soluble. El N2O5 se elimina mediante lavado húmedo formando aguas residuales con ácido nítrico diluido que pueden utilizarse en procesos de la planta o neutralizarse para su vertido y que pueden exigir otras operaciones de eliminación de nitrógeno

Técnica

Descripción

Tratamiento del gas de refinería (GR)

Algunos gases de refinería pueden estar exentos de azufre en la fuente (por ejemplo, si proceden de procesos de reformado catalítico o de isomerización), pero casi todos producen gases que sí contienen azufre (gases de las unidades de viscorreducción, hidrotratamiento o craqueo catalítico). Estas corrientes de gas deben someterse a un tratamiento de desulfuración adecuado (por ejemplo, mediante retirada del gas ácido, véase más adelante, para eliminar el H2S) antes de liberarlos al sistema de gas de refinería

Desulfuración mediante hidrotratamiento del fuelóleo de refinería (CLR)

Además de la selección de un crudo de bajo contenido en azufre, la desulfuración del combustible se lleva a cabo mediante hidrotatamiento (véase más adelante), un proceso en el que se producen reacciones de hidrogenación que llevan a la reducción del contenido de azufre

Uso de gas en lugar de combustible líquido

Disminuir el uso de combustible líquido de refinería (por lo general un fuelóleo pesado que contiene azufre, nitrógeno, metales, etc.) sustituyéndolo por gas licuado de petróleo (GLP), por gas de refinería (GR) o por un combustible gaseoso suministrado externamente (por ejemplo, gas natural) con bajo contenido en azufre y en otras sustancias no deseables. Dentro de una unidad de combustión, con un quemador adecuado para varios combustibles, hace falta un mínimo de combustible líquido para mantener la estabilidad de la llama.

Uso de aditivos de catálisis reductores de SOX

Uso de una sustancia (por ejemplo, un catalizador de óxidos metálicos) que transfiera el azufre asociado con el coque desde el regenerador hasta el reactor. Actúa más eficazmente en el modo de combustión total que en el de combustión parcial.

Nota: los aditivos de catalizador reductores de SOX pueden afectar negativamente a las emisiones de partículas, pues aumentan las pérdidas de catalizador por erosión, y de NOX, pues contribuyen a fomentar el CO cuando oxidan el SO2 a SO3.

Hidrotratamiento

Basado en reacciones de hidrogenación, la finalidad del hidrotratamiento es sobre todo producir combustibles de bajo azufre (por ejemplo, gasolina y gasóleo de 10 ppm) y optimizar la configuración del proceso (conversión de residuos pesados y producción de un destilado medio). Reduce el contenido de azufre, nitrógeno y metales de la carga. Como necesita hidrógeno, hace falta una capacidad de producción suficiente del mismo. Dado que la técnica transfiere azufre desde la carga al sulfuro de hidrógeno (H2S) del gas de proceso, la capacidad de tratamiento (por ejemplo, unidades de amina y Claus) es también un posible cuello de botella.

Retirada del gas ácido, por ejemplo mediante tratamiento con aminas

Separación del gas ácido (sobre todo sulfuro de hidrógeno) de los gases combustibles disolviéndolo en un disolvente químico (absorción). Los disolventes más utilizados son aminas. Por lo general, este es la primera etapa del tratamiento necesario antes de que pueda recuperarse el azufre elemental en la SRU.

Unidad de recuperación de azufre (SRU)

Esta unidad consta por lo general de un proceso Claus para retirar el azufre de las corrientes de gases ricos en sulfuro de hidrógeno (H2S) de las unidades de tratamiento con aminas y de separadores de agua ácida.

Normalmente, a la SRU sigue una unidad de tratamiento de gas de cola (TGTU) para eliminar el resto de H2S.

Unidad de tratamiento de gas de cola (TGTU)

Se trata de una familia de técnicas que se añaden a la SRU para mejorar la extracción de compuestos de azufre. Pueden dividirse en cuatro categorías, en función de los principios en que se basa su funcionamiento:

Lavado húmedo

En el proceso de lavado húmedo, los compuestos gaseosos se disuelven en un líquido adecuado (agua o solución alcalina). Puede lograrse la eliminación simultánea de compuestos sólidos y gaseosos. En fases posteriores al lavador húmedo, los gases de salida se saturan con agua y es necesario separar las gotas antes de la descarga de los gases de salida. El líquido resultante debe tratarse mediante un proceso de aguas residuales y la materia insoluble deberá recogerse mediante sedimentación o filtrado.

En función del tipo de solución de lavado, el tratamiento puede ser:

Según el método de contacto, las distintas técnicas pueden necesitar, por ejemplo:

Si los lavadores se utilizan sobre todo para eliminar SOX, hace falta un diseño apropiado para retirar también partículas.

La eficacia típica de retirada de SOx es del orden del 85 % al 98 %.

Lavado no regenerativo

Se utiliza una solución a base de sodio o magnesio como reactivo alcalino para absorber SOX, por lo general en forma de sulfatos. Las técnicas pueden basarse, por ejemplo, en:

Lavado con agua de mar

Se trata de un tipo especial de lavado no regenerativo que utiliza como disolvente la alcalinidad del agua marina. Por lo general exige captación de partículas aguas arriba.

Lavado regenerativo

Uso de un reactivo específico absorbente de SOX (por ejemplo, una solución absorbente) que por lo general permite la recuperación del azufre como subproducto durante un ciclo de regeneración en el que se reutiliza el reactivo.

Técnica

Descripción

Lavado húmedo

Véase el punto 1.20.3

Técnica combinada de SNOX

Técnica combinada de retirada de SOX, NOX y partículas en la que se emplea una primera etapa de retirada de partículas (ESP) seguida de varios procesos catalíticos específicos. Los compuestos de azufre se recuperan en forma de ácido sulfúrico concentrado de calidad comercial, mientras que los NOX se reducen a N2.

La eliminación global de SOX es del orden del 94 % al 96,6 %.

La eliminación global de NOX es del orden del 87 % al 90 %.

Técnica

Descripción

Control de la operación de combustión

El incremento de las emisiones de CO debido a la aplicación de modificaciones de la combustión (técnicas primarias) para disminuir las emisiones de NOX puede limitarse mediante el control meticuloso de los parámetros operativos.

Catalizadores con promotores de la oxidación del monóxido de carbono (CO)

Uso de una sustancia que estimule selectivamente la oxidación de CO a CO2 (combustión).

Caldera de monóxido de carbono (CO)

Dispositivo postcombustión especial en el que el CO presente el gas de salida se consume aguas abajo del catalizador regenerador para recuperar la energía.

Suele utilizarse solo con unidades FCC de combustión parcial.

Recuperación de vapores

Las emisiones de compuestos orgánicos volátiles durante las operaciones de carga y descarga de la mayor parte de los productos volátiles, en particular de crudo y productos más ligeros, puede reducirse mediante diversas técnicas:

—   Absorción: las moléculas de vapor se disuelven en un líquido de absorción adecuado (por ejemplo, glicoles o fracciones de petróleo como queroseno o reformado). La solución de lavado cargada se desorbe mediante recalentamiento en una etapa posterior. Los gases desorbidos deben condensarse, someterse a un nuevo procesamiento e incinerarse o reabsorberse en una corriente apropiada (por ejemplo, del producto que se está recuperando)

—   Adsorción: las moléculas de vapor se retienen en zonas activadas de la superficie de materiales sólidos adsorbentes, como carbón activado (CA) o zeolita. El adsorbente se regenera periódicamente. El desorbato obtenido se absorbe a continuación en una corriente circulante del producto que se está recuperando en una columna de lavado situada aguas abajo. Los gases residuales de la columna de lavado se envían a un nuevo tratamiento.

—   Separación de gas con membrana: las moléculas de vapor se procesan haciéndolas pasar por membranas selectivas para separar la mezcla vapor/aire en una fase enriquecida en hidrocarburos (permeada), que a continuación se condensa o se absorbe, y en una fase privada de hidrocarburos (retenida).

—   Refrigeración/condensación en dos etapas: enfriando la mezcla de vapor/gas, las moléculas de vapor se condensan y se separan en forma de líquido. Como la humedad provoca la acumulación de hielo en el intercambiador de calor, hace falta un proceso de condensación en dos etapas en funcionamiento alterno.

—   Sistemas híbridos: combinaciones de técnicas disponibles

Destrucción del vapor

Los COV pueden destruirse, por ejemplo, por oxidación térmica (incineración) o catalítica cuando la recuperación no es fácil. Hay que adoptar medidas de seguridad (por ejemplo, parallamas) para evitar explosiones.

Oxidación térmica: se produce típicamente en una sola cámara de oxidación revestida de elementos refractarios y provista de un quemador de gas y una chimenea. Si hay gasolina, la eficiencia del intercambiador de calor es limitada y puede mantenerse la temperatura de precalentamiento por debajo de 180 °C para reducir el riesgo de ignición. La temperatura de funcionamiento está habitualmente entre 760 °C y 870 °C, y el tiempo típico de residencia es de un segundo. Si no se dispone de un incinerador especial para este fin, puede utilizarse un horno existente para alcanzar las temperaturas y los tiempos de residencia necesarios.

Oxidación catalítica: necesita un catalizador para acelerar la reacción de oxidación adsorbiendo el oxígeno y los COV en su superficie. El catalizador permite que la reacción de oxidación ocurra a una temperatura inferior a la que exige la oxidación térmica, normalmente comprendida entre 320 °C y 540 °C. Se utiliza una etapa inicial de precalentamiento (eléctrico o con gas) para alcanzar la temperatura necesaria para iniciar la oxidación catalítica de los COV. La oxidación se produce cuando el aire pasa a través de un lecho de catalizador sólido.

Programa LDAR (detección y reparación de fugas)

Un programa LDAR (detección y reparación de fugas) es una estrategia estructurada orientada a reducir las emisiones fugitivas de COV mediante la detección y posterior reparación o sustitución de los componentes con pérdidas. Actualmente, la detección de fugas se realiza mediante aspiración (descrita en EN 15446) y obtención de imágenes ópticas del gas.

Aspiración: el primer paso es la detección con analizadores portátiles de COV que miden la concentración en las proximidades del equipo (por ejemplo, mediante ionización de llama o fotoionización). La segunda etapa consiste en envolver el componente para obtener una medición directa en la fuente de emisión. Esta segunda etapa se sustituye a veces por curvas matemáticas de correlación derivadas de los resultados estadísticos obtenidos mediante gran número de mediciones previas hechas en componentes similares.

Métodos de imagen óptica del gas: estos métodos se basa en el uso de cámaras portátiles que permiten visualizar las fugas de gas en tiempo real; las fugas se representan en forma de humo en una cámara de vídeo junto con la imagen normal del componente afectado para localizar fácil y rápidamente las fugas importantes de COV. Los sistemas activos producen una imagen con una luz de láser retrodispersada que se refleja en el componente y en sus proximidades. Los sistemas pasivos se basan en la radiación infrarroja natural del equipo y de sus proximidades.

Seguimiento de emisiones difusas de COV

La detección total de las emisiones de la planta puede realizarse mediante una combinación adecuada de métodos complementarios, como campañas de medida de flujo de ocultación solar (SOF) o lidar de absorción diferencial (DIAL). Estos resultados pueden utilizarse para determinar tendencias temporales, para verificar y para actualizar y validar el programa LDAR en marcha.

Flujo de ocultación solar (SOF): la técnica se basa en el registro y el análisis espectrométrico con transformada de Fourier de un espectro de banda ancha de luz solar infrarroja o ultravioleta/visible a lo largo de itinerario geográfico determinado transversal a la dirección del viento y que corte los penachos de emisiones de COV.

LIDAR de absorción diferencial (DIAL): el DIAL es una técnica láser que utiliza un LIDAR (detección luminosa y determinación de la distancia) de absorción diferencial, un análogo óptico del RADAR basado en ondas sónicas o de radio. La técnica se basa en un haz pulsado de láser retrodispersado por los aerosoles atmosféricos y en el análisis de las propiedades espectrales de la luz de vuelta recogida por un telescopio.

Equipos de integridad elevada

Ejemplos de equipos de integridad elevada:

Técnicas de prevención o reducción de las emisiones de las antorchas

Diseño correcto de la planta: incluye una capacidad suficiente de recuperación de gases de las antorchas, el uso de válvulas de alivio de integridad elevada y otras medidas para emplear las antorchas solo como sistema de seguridad en operaciones que no formen parte del funcionamiento normal (puesta en marcha, paradas, emergencia).

Gestión de la planta: engloba medidas organizativas y de control para reducir el uso de antorchas equilibrando el sistema de GR, utilizando controles avanzados del proceso, etc.

Diseño del dispositivo de la antorcha: incluye altura, presión, asistencia con vapor, aire o gas, tipo de boquilla, etc. Tiene por objeto asegurar el funcionamiento sin humo y fiable y garantizar la combustión eficiente del exceso de gases cuando se utiliza la antorcha en situaciones no habituales.

Seguimiento y notificación: monitorización continua (mediciones del caudal de gas y cálculo de otros parámetros) del gas enviado a la antorcha y de los parámetros de combustión correspondientes (por ejemplo, mezcla de gases y contenido calórico, proporción de asistencia, velocidad, caudal del gas de purga, emisiones contaminantes). La notificación de episodios de uso de la antorcha permite utilizar el ratio de uso de la antorcha como requisito incluido en el SGA y evitar episodios futuros.

La vigilancia visual a distancia de la antorcha puede también llevarse a cabo con monitores de televisión en color durante los episodios de uso de la antorcha.

Elección del promotor de catálisis para evitar la formación de dioxinas

Durante la regeneración del catalizador de reformado suele hacer falta un cloruro orgánico para que el catalizador funcione eficazmente (para restaurar el equilibrio correcto de cloruro del catalizador y para garantizar la dispersión correcta de los metales). La elección del compuesto clorado adecuado influye en la posibilidad de que se produzcan emisiones de dioxinas y furanos.

Recuperación del disolvente para los procesos de producción de bases lubricantes

La unidad de recuperación de disolvente consta de una etapa de destilación en la que los disolventes se recuperan de la corriente de aceite y de una etapa de separación (con vapor o con un gas inerte) en un fraccionador.

Los disolventes utilizados pueden ser una mezcla (DiMe) de 1,2-dicloroetano (DCE) y diclorometano (DCM).

En las unidades de procesamiento de parafinas, la recuperación de disolventes (por ejemplo, de DCE) se lleva a cabo utilizando dos sistemas: uno para la parafina desaceitada y otro para la parafina blanda. Ambos constan de botellones separadores y de un separador de vacío integrados energéticamente. Las corrientes de aceites desparafinados y parafinas se someten a separación para retirar las trazas de disolventes

Pretratamiento de las corrientes de agua ácida antes de su reutilización o su tratamiento

El agua ácida generada (por ejemplo, en las unidades de destilación, craqueo o coquización) se somete a un pretratamiento adecuado (por ejemplo, una unidad de separación).

Pretratamiento de otras corrientes de aguas residuales antes de su tratamiento

Puede ser necesario un pretratamiento adecuado para mantener el rendimiento del tratamiento.

Retirada de sustancias insolubles recuperando el hidrocarburo

Estas técnicas comprenden por lo general lo siguiente:

Retirada de sustancias insolubles recuperando los sólidos en suspensión y el hidrocarburo dispersado

Estas técnicas comprenden por lo general lo siguiente:

Retirada de sustancias solubles mediante tratamiento biológico y clarificación

Las técnicas de tratamiento biológico pueden incluir:

Uno de los sistemas de lecho suspendidos más utilizados en el tratamiento de aguas residuales de refinería es el proceso de lodos activos. Los sistemas de lecho fijo pueden incluir un filtro biológico o de percolación

Etapa extra de tratamiento

Tratamiento especial de aguas residuales cuya finalidad es complementar las etapas de tratamiento previas para, por ejemplo, reducir los compuestos de nitrógeno o de carbono. Suelen utilizarse cuando hay requisitos locales especiales de conservación del agua.