Atividade

Subatividades ou processos incluídos na atividade

Alquilação

Todos os processos de alquilação: com ácido fluorídrico (HF), ácido sulfúrico (H2SO4) e ácido sólido

Produção de óleos de base

Desasfaltação, extração de aromáticos, processamento de ceras e tratamento com hidrogénio de óleos lubrificantes

Produção de betumes

Todas as técnicas, da armazenagem até aos aditivos dos produtos finais

Craqueamento catalítico

Todos os tipos de unidades de craqueamento catalítico, tais como craqueamento catalítico em leito fluidizado

Reformação catalítica

Reformação catalítica contínua, cíclica e semirregenerativa

Coquefação

Processos de coquefação retardada e em leito fluidizado. Calcinação de coque

Arrefecimento

Técnicas de arrefecimento aplicadas nas refinarias

Dessalinização

Dessalinização de petróleo bruto

Unidades de combustão para a produção de energia

Unidades de combustão que utilizam combustíveis de refinaria, com exclusão das unidades que utilizam apenas combustíveis convencionais ou comerciais

Eterificação

Produção de produtos químicos (por exemplo, álcoois e éteres, como MTBE, ETBE e TAME) utilizados como aditivos para combustíveis auto

Separação de gases

Separação das frações leves do petróleo bruto [por exemplo, gás de refinaria (RFG) e gás de petróleo liquefeito (GPL)]

Processos consumidores de hidrogénio

Hidrocraqueamento, hidrorrefinação, hidrotratamentos, hidroconversão, hidroprocessamento e processos de hidrogenação

Produção de hidrogénio

Oxidação parcial, reformação a vapor, reformação a gás aquecido e purificação do hidrogénio

Isomerização

Isomerização de hidrocarbonetos C4, C5 e C6

Instalações de gás natural

Processamento de gás natural (GN), incluindo liquefação

Polimerização

Polimerização, dimerização e condensação

Destilação primária

Destilação à pressão atmosférica e sob vácuo

Tratamento de produtos

Dessulfuração («adoçamento») e tratamentos finais de produtos

Armazenagem e manuseamento de matérias primas e produtos

Armazenagem, mistura, carga e descarga de matérias-primas e produtos de refinaria

Viscorredução e outras conversões térmicas

Tratamentos térmicos como viscorredução ou processos térmicos aplicados a gás

Tratamento dos efluentes gasosos

Técnicas destinadas a reduzir ou eliminar as emissões para a atmosfera

Tratamento dos efluentes liquídos

Técnicas de tratamento das águas residuais antes da descarga

Gestão de resíduos

Técnicas destinadas a evitar ou reduzir a produção de resíduos

Documento de referência

Objeto

Sistemas gerais de gestão/tratamento de águas residuais e efluentes gasosos no sector químico (CWW)

Gestão e técnicas de tratamento das águas residuais

Sistemas de refrigeração industrial (ICS)

Processos de arrefecimento

Efeitos económicos e conflitos ambientais (ECM)

Determinação dos custos e benefícios da implementação de MTD, visando a proteção do ambiente como um todo

Emissões resultantes da armazenagem (EFS)

Armazenagem, mistura, carga e descarga de matérias primas e produtos

Eficiência energética (ENE)

Eficiência energética geral

Grandes instalações de combustão (LCP)

Combustão de combustíveis convencionais e comerciais

Químicos inorgânicos de grandes volumes: indústria do amoníaco, ácidos e adubos (LVIC-AAF)

Reformação a vapor e purificação do hidrogénio

Indústria dos químicos orgânicos de grandes volumes (LVOC)

Processos de eterificação (produção de MTBE, ETBE e TAME)

Incineração de resíduos

Incineração de resíduos

Tratamento de resíduos

Tratamento de resíduos

Princípios gerais de monitorização (MON)

Monitorização das emissões e dos consumos

Para medições contínuas

Os VEA às MTD referem-se a valores médios mensais, que são a média de todos os valores horários médios válidos medidos no período de um mês

Para medições periódicas

Os VEA às MTD referem-se ao valor médio de três amostras aleatórias de, pelo menos, 30 minutos cada

Atividades

Unidade

Condições de referência para o oxigénio

Unidades de combustão que utilizam combustíveis líquidos ou gasosos, com exceção das turbinas e motores a gás

mg/Nm3

3 % de oxigénio, em volume

Unidades de combustão que utilizam combustíveis sólidos

mg/Nm3

6 % de oxigénio, em volume

Turbinas (incluindo as turbinas a gás de ciclo combinado, TGCC) e motores a gás

mg/Nm3

15 % de oxigénio, em volume

Processos de craqueamento catalítico (regeneradores)

mg/Nm3

3 % de oxigénio, em volume

Unidades de recuperação de enxofre (1)

mg/Nm3

3 % de oxigénio, em volume

Média diária

Média num período de amostragem de 24 horas, de amostras compostas colhidas proporcionalmente ao fluxo ou, se se demonstrar que a estabilidade do fluxo é suficiente, de uma amostra proporcional ao tempo

Média anual/mensal

Média de todos os valores médios diários obtidos num ano ou num mês, ponderada em função dos caudais diários

Designação utilizada

Definição

Unidade

Segmento/subparte da instalação na qual é efetuada uma operação de processamento específica

Unidade nova

Unidade autorizada pela primeira vez no local após a publicação das presentes conclusões MTD, ou reconstrução total de uma unidade sobre as fundações existentes no local, após a publicação das presentes conclusões MTD

Unidade existente

Unidade que não seja uma unidade nova

Efluentes gasosos processuais (Process off-gas)

Gases recolhidos, gerados por um processo, que necessitam de tratamento, por exemplo, numa unidade de remoção de gases ácidos e numa SRU (unidade de recuperação de enxofre)

Gases de combustão

Efluente gasoso de uma unidade após um processo de oxidação, geralmente combustão (por exemplo, regenerador ou unidade de Claus)

Gases residuais (Tail gas)

Denominação comum dos gases não convertidos de uma SRU (em geral pelo processo de Claus)

COV

Compostos orgânicos voláteis, definidos no artigo 3.o, n.o 45, da Diretiva 2010/75/UE

COVNM

COV com exclusão do metano

Emissões difusas de COV

Emissões não canalizadas de COV que não sejam libertadas através de pontos específicos, como as chaminés. Podem resultar de pontos específicos (por exemplo, reservatórios ou flanges)

NOX, expressos em NO2

Soma do óxido de azoto (NO) e do dióxido de azoto (NO2), expressa em NO2

SOX, expressos em SO2

Soma do dióxido de enxofre (SO2) e do trióxido de enxofre (SO3), expressa em SO2

H2S

Sulfureto de hidrogénio. Não inclui o sulfureto de carbonilo nem mercaptanos

Cloreto de hidrogénio, expresso em HCl

Todos os cloretos gasosos, expressos em HCl

Fluoreto de hidrogénio, expresso em HF

Todos os fluoretos gasosos, expressos em HF

Unidade de FCC

Craqueamento catalítico em leito fluidizado: processo de conversão de hidrocarbonetos pesados que utiliza uma fonte de calor e um catalisador para fragmentação de moléculas de pesadas de hidrocarbonetos em moléculas mais leves

SRU

Unidade de recuperação de enxofre. Ver definição na secção 1.20.3.

Combustível de refinaria

Produto combustível sólido, líquido ou gasoso resultante da destilação e conversão do petróleo bruto.

Exemplos: o gás de refinaria (RFG), gás de síntese, fuelóleos e coque de petróleo

RFG

Gás de refinaria: gases provenientes das unidades de destilação e conversão, utilizados como combustível

Unidade de combustão

Unidade que queima combustíveis de refinaria, isolados ou combinados com outros combustíveis, para produção de energia in loco, tais como caldeiras (exceto caldeiras de CO) fornos e turbinas a gás

Medição contínua

Medição por recurso a um «sistema de medição automático» (AMS) ou um «sistema de monitorização contínua das emissões» (CEMS), permanentemente instalado no local

Medição periódica

Determinação de um mensurando a intervalos de tempo específicos, por recurso a métodos de referência manuais ou automáticos

Monitorização indireta das emissões para a atmosfera

Estimativa da concentração de um poluente nos efluentes gasosos, obtida através de uma combinação adequada de medições de parâmetros alternativos (por exemplo, teor de O2 ou teor de enxofre ou de azoto na alimentação/combustível), cálculos e medições periódicas nas chaminés. A utilização de rácios de emissão baseados no teor de enxofre do combustível é um exemplo de monitorização indireta. Outro exemplo de monitorização indireta é a utilização de um PEMS

Sistema de monitorização preventiva das emissões (PEMS)

Sistema destinado a determinar a concentração das emissões de um poluente com base na sua relação com um determinado número de parâmetros característicos monitorizados em contínuo (por exemplo, consumo de gás/combustível, razão ar/combustível) e nos dados relativos à qualidade do combustível ou da carga (por exemplo, teor de enxofre) de uma fonte de emissões

Hidrocarbonetos líquidos voláteis

Derivados de petróleo com uma pressão de vapor pelo método Reid (RVP) superior a 4 kPa, tais como nafta e aromáticos

Taxa de recuperação

Percentagem de COVNM recuperados das correntes enviadas para uma unidade de recuperação de vapores (VRU)

Parâmetro

Tipo de unidade/modo de combustão

VEA às MTD

(média mensal)

mg/Nm3

NOX, expressos em NO2

Nova unidade/modo de combustão completa

< 30 — 100

Unidade existente/modo de combustão completa

< 100 — 300 (19)

Unidade existente/modo de combustão parcial

100 — 400 (19)

Parâmetro

Tipo de unidade

VEA às MTD (média mensal) (20)

mg/Nm3

Partículas

Unidade nova

10 — 25

Unidade existente

10 — 50 (21)

Parâmetro

Tipo de unidades/modo

VEA às MTD

(média mensal)

mg/Nm3

SO2

Unidades novas

≤ 300

Unidades existentes/combustão completa

< 100 — 800 (22)

Unidades existentes/combustão parcial

100 — 1 200  (22)

Parâmetro

Modo de combustão

VEA às MTD

(média mensal)

mg/Nm3

Monóxido de carbono, expresso em CO

Modo de combustão parcial

≤ 100 (23)

Parâmetro

VEA às MTD

(média mensal)

mg/Nm3

Partículas

10 — 50 (24)  (25)

Parâmetro

Tipo de equipamentos

VEA às MTD (26)

(média mensal)

mg/Nm3, a 15 % O2

NOX, expressos em NO2

Turbinas a gás, nomeadamente turbinas a gás de ciclo combinado (TGCC) e turbinas de ciclo combinado com gaseificação integrada (IGCC)

40 — 120

(turbinas existentes)

20 — 50

(novas turbinas) (27)

Parâmetro

Tipo de combustão

VEA às MTD

(média mensal)

mg/Nm3

NOX, expressos em NO2

Combustão a gás

30 — 150

para unidades existentes (28)

30 — 100

para novas unidades

Parâmetro

Tipo de combustão

VEA às MTD

(média mensal)

mg/Nm3

NOX, expressos em NO2

Combustão mista (vários combustíveis)

30 — 300

para unidades existentes (29)  (30)

Parâmetro

Tipo de combustão

VEA às MTD

(média mensal)

mg/Nm3

Partículas

Sistemas queima mista

5 — 50

para unidades existentes (31)  (32)

5 — 25

para novas unidades < 50 MW

Parâmetro

VEA às MTD

(média mensal)

mg/Nm3

SO2

5 — 35 (33)

Parâmetro

VEA às MTD

(média mensal)

mg/Nm3

SO2

35 — 600

Parâmetro

VEA às MTD

(média mensal)

mg/Nm3

Monóxido de carbono, expresso em CO

≤ 100

Parâmetro

VEA às MTD

(média horária) (36)

COVNM

0,15 — 10 g/Nm3  (37)  (38)

Benzeno (38)

< 1 mg/Nm3

Valores de desempenho ambiental associado às MTD (média mensal)

Remoção de gases ácidos

Efetuar a remoção de sulfureto de hidrogénio (H2S) no RFG tratado, para cumprir o VEA às MTD na queima de gases da MTD 36

Eficiência de recuperação de enxofre (40)

Unidade nova: 99,5 % — > 99,9 %

Unidade existente: ≥ 98,5 %

Técnica

Descrição

Precipitadores eletrostáticos (ESP)

Os precipitadores eletrostáticos operam de modo que as partículas são carregadas e separadas por influência de um campo elétrico. Os precipitadores eletrostáticos podem operar numa vasta gama de condições.

A eficiência de redução das emissões pode depender do número de estágios, do tempo de residência (dimensões), das propriedades do catalisador e dos dispositivos de remoção de partículas a montante.

Nas unidades FCC, são frequentemente utilizados precipitadores eletrostáticos de 3 e 4 estágios.

Os precipitadores eletrostáticos podem ser utilizados a seco ou com injeção de amoníaco, para melhorar a recolha de partículas.

No caso da calcinação do coque verde, a eficiência de captação dos precipitadores eletrostáticos pode ser reduzida devido à dificuldade de carregar eletricamente as partículas de coque

Separadores de ciclone multiestágio

Dispositivo ou sistema ciclónico de recolha instalado a jusante de dois andares de ciclones. Geralmente conhecidos como ciclones de terceiro andar, a sua configuração comum é constituída por um recipiente que contém vários ciclones convencionais ou dispositivos baseados em tecnologias modernas de tubos giratórios. No caso de FCC, o desempenho depende essencialmente da concentração de partículas e da distribuição das granulometrias dos finos de catalisador a jusante dos ciclones internos do regenerador

Lavadores centrífugos

Os lavadores centrífugos (por exemplo, lavadores de Venturi) combinam o princípio do ciclone com o contacto intensivo com correntes de água

Filtros gás-sólido (blowback filter)

Filtros de fluxo invertido (retorno), cerâmicos ou de metal sinterizado, nos quais, após retenção à superfície na forma de massa, os sólidos são deslocados por um fluxo inverso e, posteriormente, extraídos do sistema de filtragem

Técnica

Descrição

Combustão por etapas

Recirculação dos gases de combustão

Reinjeção dos gases residuais do forno na chama, para reduzir o teor de oxigénio e, consequentemente, a temperatura da chama.

Utilização de queimadores especiais que utilizam a recirculação interna dos gases de combustão para arrefecer a base das chamas e reduzir o teor de oxigénio na parte mais quente destas

Utilização de queimadores com baixaemissão de NOX

A técnica (que inclui os queimadores com emissões de NOX ultrabaixas) baseia-se nos princípios de redução das temperaturas máximas da chama, retardando, mas completando, a combustão e aumentando a transferência de calor (maior capacidade de emissão da chama). Pode ser associada a uma alteração do desenho da câmara de combustão do forno. A conceção dos queimadores com emissões de NOX ultrabaixas (Ultra-Low-NO X Burners — ULNB) incorpora a combustão por etapas (ar/combustível) e a recirculação dos gases de combustão. Os queimadores a seco com baixas emissões de NOX (Dry Low-NO X Burners — DLNB) são utilizados para turbinas a gás

Otimização da combustão

Esta técnica, baseada na monitorização permanente dos parâmetros da combustão (por exemplo, teor de O2 e CO, razão ar/combustível ou oxigénio/combustível, componentes não queimados), utiliza uma tecnologia de controlo para obter as melhores condições de combustão.

Injeção de diluentes

A adição de diluentes inertes, como gases de combustão, vapor, água e azoto, aos equipamentos de combustão reduz a temperatura da chama e, por consequência, a concentração de NOX nos gases de combustão

Redução catalítica seletiva (SCR)

Esta técnica baseia-se na redução de NOX para azoto num leito catalítico, através de uma reação com amoníaco (regra geral, solução aquosa) a uma temperatura ótima de operação entre 300.°C e 450.°C.

Podem ser aplicadas uma ou duas camadas de leito catalítico. É alcançada uma maior redução de NOX com a utilização de maiores quantidades de catalisador (duas camadas).

Redução não-catalítica seletiva (SNCR)

A técnica baseia-se na redução de NOX para azoto através de uma reação com amoníaco ou ureia a alta temperatura.

Para otimizar a reação, a temperatura deve ser mantida entre 900 e 1 050 .°C

Oxidação dos NOX a baixa temperatura

No processo de oxidação a baixa temperatura, injeta-se ozono numa corrente de gases de combustão a temperaturas ótimas inferiores a 150.°C, para oxidar o NO e o NO2 insolúveis a N2O5, altamente solúvel. Seguidamente, o N2O5 é removido num depurador por via húmida, formando-se uma água residual constituída por ácido nítrico diluído, que pode ser utilizada em processos na instalação ou neutralizada para descarga, podendo necessitar de uma remoção de azoto adicional

Técnica

Descrição

Tratamento do gás de refinaria (RFG)

Alguns gases combustíveis de refinaria podem ser isentos de enxofre na origem (caso, por exemplo, dos gases de processos de reformação catalítica e isomerização); contudo, a maioria dos restantes processos (por exemplo, viscorredução, hidrotratamento e craqueamento catalítico) produz gases com enxofre. Estes fluxos gasosos exigem um tratamento de dessulfuração adequado (por exemplo, remoção de gases ácidos — ver abaixo) para eliminar o H2S antes de serem enviados para o sistema de gás combustível da refinaria

Dessulfuração do fuelóleo de refinaria (FFO) por hidrotratamento

Além da seleção de matérias-primas com baixo teor de enxofre, a dessulfuração dos combustíveis é efetuada por hidrotratamento (ver abaixo), processo em que ocorrem reações de hidrogenação que conduzem à redução do teor de enxofre

Utilização de gás em vez de combustíveis líquidos

Reduzir a utilização de combustíveis de refinaria líquidos (geralmente fuelóleo pesado, que contém enxofre, azoto, metais, etc.) mediante a sua substituição por gás de petróleo liquefeito (GPL) produzido in situ, gás de refinaria (RFG) ou ainda combustíveis gasosos fornecidos do exterior (por exemplo, gás natural), com baixo teor de enxofre e de outras substâncias indesejáveis. Nas unidades de combustão multicombustíveis, é necessário um nível mínimo de combustível líquido para assegurar a estabilidade da chama

Utilização de aditivos catalíticos redutores de SOX

Utilização de uma substância (por exemplo, catalisador de óxidos metálicos) que transfira de volta, do regenerador para o reator, o enxofre associado ao coque. Em modo de combustão plena, funciona de forma mais eficiente do que em modo de combustão profunda parcial.

Nota: Os aditivos catalíticos redutores de SOX podem ter um efeito negativo nas emissões de partículas devido ao aumento das perdas de catalisador por atrito, bem como nas emissões de NOX devido à formação de CO, juntamente com a oxidação do SO2 a SO3

Hidrotratamento

O hidrotratamento, que se baseia em reações de hidrogenação, visa sobretudo produzir combustíveis com baixo teor de enxofre (por exemplo, gasolina e gasóleo com teor de enxofre da ordem de 10 ppm) e otimizar a configuração do processo (conversão de resíduos pesados e produção de destilados médios). Reduz os teores de enxofre, azoto e metais nas matérias-primas. A necessidade de hidrogénio requer uma capacidade de produção suficiente. Como a técnica transfere enxofre da carga para os gases dos processos, na forma de H2S, a capacidade de tratamento (por exemplo, das unidades de aminas e de Claus) constitui também uma possível limitação

Remoção dos gases ácidos (por exemplo, por tratamento com amina)

Separação dos gases ácidos (principalmente sulfureto de hidrogénio) dos gases combustíveis, por dissolução num solvente químico (absorção). Os solventes mais utilizados são aminas. Trata-se, em geral, da primeira fase do tratamento necessário para a recuperação do enxofre elementar na SRU

Unidade de recuperação de enxofre (SRU)

Unidade específica que utiliza geralmente um processo de Claus para a remoção de enxofre de fluxos de gases ricos em sulfureto de hidrogénio (H2S) provenientes de unidades de tratamento com amina e sistemas de stripping de águas ácidas.

A jusante da SRU encontra-se, em geral, uma unidade de tratamento do gás não convertido (TGTU) para remoção do H2S remanescente

Unidade de tratamento do gás residual (TGTU)

Família de técnicas, complementares da SRU, para reforço da remoção dos compostos de enxofre. Pode dividir-se em quatro categorias, consoante os princípios aplicados:

Depuração por via húmida

No processo de depuração por via húmida, os compostos gasosos são dissolvidos num líquido adequado (água ou solução alcalina). Pode efetuar-se a remoção simultânea de compostos sólidos e gasosos. A jusante do lavador, os gases libertados são saturados com água e é necessária uma separação das gotículas antes da descarga dos gases libertados. O líquido resultante tem de ser submetido a um processo de tratamento de águas residuais e a matéria insolúvel é recolhida por sedimentação ou filtração.

De acordo com o tipo de solução de lavagem utilizada, a técnica pode ser:

Em função do método de contacto, as diversas técnicas podem exigir, por exemplo:

Se os depuradores se destinarem, principalmente, à remoção de SOX, é necessária uma conceção adequada, para que as partículas sejam também removidas de forma eficaz.

A eficiência indicativa característica de remoção de SOx situa-se na gama de 85 % a 98 %

Depuração não-regenerativa

É utilizada uma solução à base de sódio ou magnésio como agente alcalino para a absorção de SOX, em geral na forma de sulfatos. As técnicas baseiam-se, por exemplo, na utilização de:

Depuração com água salgada

Tipo específico de depuração não-regenerativa que utiliza como agente a alcalinidade da água salgada. Exige, regra geral, a redução das partículas a montante

Depuração regenerativa

Utilização de um reagente específico de absorção de SOX (por exemplo, solução absorvente), que permite, em geral, recuperar o enxofre como subproduto num ciclo de regeneração em que o reagente é reutilizado

Técnica

Descrição

Depuração por via húmida

Ver ponto 1.20.3

Técnica combinada SNOX

Técnica combinada para a remoção de SOX, NOX e partículas na qual se utilizam processos catalíticos específicos a jusante de uma primeira fase de remoção de partículas por ESP. Os compostos de enxofre são recuperados na forma de ácido sulfúrico concentrado de grau de pureza comercial, enquanto os NOX são reduzidos a N2.

A remoção global de SOX situa-se na gama 94 %-96,6 %.

A remoção global de NOX situa-se na gama 87 %-90 %.

Técnica

Descrição

Controlo das operações de combustão

O aumento das emissões de CO devido à aplicação de técnicas de combustão modificadas (primárias) para a redução de NOX pode ser limitado através de um controlo cuidadoso dos parâmetros operacionais.

Catalisadores com promotores de oxidação de monóxido de carbono (CO)

Utilização de uma substância que promove, de forma seletiva, a oxidação do CO a CO2 durante a combustão

Caldeiras de monóxido de carbono (CO)

Equipamento específico pós-combustão no qual o CO presente nos efluentes gasosos é consumido a jusante do regenerador do catalisador, para recuperar a energia.

Em geral, é utilizado apenas em unidades FCC de combustão parcial

Recuperação de vapores

As emissões de compostos orgânicos voláteis provenientes das operações de carga e descarga de produtos voláteis, em especial petróleo bruto e produtos leves, podem ser reduzidas por recurso a várias técnicas, como, por exemplo:

—   Absorção: as moléculas vaporizadas são dissolvidas num líquido absorvente adequado (por exemplo, glicóis ou frações de óleo mineral como querosene ou produtos de reformação). A solução de depuração carregada é dessorvida numa fase de reaquecimento posterior. Os gases dessorvidos têm de ser condensados, processados ulteriormente e incinerados ou reabsorvidos por um fluxo adequado (por exemplo, do produto que se pretende recuperar)

—   Adsorção: as moléculas vaporizadas são retidas em pontos ativados da superfície de materiais sólidos adsorventes, como, por exemplo, carvão ativado ou zeólito. O adsorvente é regenerado periodicamente. O dessorvido resultante é então absorvido por uma corrente de circulação do produto recuperado, numa coluna de lavagem a jusante. Os gases residuais da coluna de lavagem são enviados para tratamento posterior

—   Separação de gases com membrana: as moléculas vaporizadas são processadas por meio de membranas seletivas, com vista a remover a mistura vapor/ar para uma fase enriquecida em hidrocarbonetos, que é posteriormente condensada ou absorvida, e uma fase isenta de hidrocarbonetos.

—   Refrigeração/condensação bifásica: por arrefecimento da mistura vapor/gás, as moléculas vaporizadas condensam-se e são separadas na forma de líquido. Dado que a humidade induz a formação de gelo no permutador de calor, é necessário utilizar um processo bifásico de condensação, de funcionamento alternado.

—   Sistemas híbridos: combinações de técnicas disponíveis

Destruição de vapores

Se a recuperação não for facilmente exequível, a destruição dos COV pode ser levada a cabo, por exemplo, por oxidação térmica (incineração) ou por oxidação catalítica. É necessário implementar requisitos de segurança (por exemplo, retardadores de chama), para evitar explosões.

A oxidação térmica ocorre geralmente em câmara única, sendo os reatores revestidos com materiais refratários e equipados com queimadores a gás e uma chaminé. Na presença de gasolina, a eficiência do permutador de calor é limitada e as temperaturas de pré-aquecimento são mantidas abaixo de 180 °C, para reduzir o risco de ignição. As temperaturas operacionais variam de 760 °C a 870 °C e o tempo de residência característico é de 1 segundo. Se não estiver disponível um incinerador específico para a finalidade em causa, pode utilizar-se um forno existente que proporcione a temperatura e os tempos de residência necessários.

A oxidação catalítica utiliza um catalisador para acelerar a taxa de oxidação, mediante a adsorção do oxigénio e dos COV na superfície do catalisador. Este permite que a reação de oxidação decorra a uma temperatura inferior à que seria necessária no caso da oxidação térmica (gama característica: 320 °C a 540 °C). Utiliza-se uma primeira fase de pré-aquecimento (com um dispositivo elétrico ou com gás), com vista a atingir a temperatura necessária para iniciar a oxidação catalítica dos COV. A fase de oxidação ocorre por passagem do ar através de um leito de catalisadores sólidos

Programa de deteção e reparação de fugas (LDAR)

Um programa LDAR (deteção e reparação de fugas — Leak Detection And Repair) é uma abordagem estruturada para reduzir as emissões fugitivas de COV através da deteção das fugas e da subsequente reparação ou substituição dos componentes que as produzem. Os métodos atualmente disponíveis para a identificação das fugas são a «inalação» (sniffing — descrito na norma EN 15446) e métodos de imagiologia ótica de gases.

Método de «inalação»: A primeira etapa consiste na deteção por recurso a analisadores de COV portáteis que medem a concentração adjacente aos equipamentos (utilizando, por exemplo, ionização por chama ou fotoionização). A segunda etapa consiste no confinamento do componente em causa, de forma a efetuar uma medição direta na fonte de emissões. Por vezes, esta segunda etapa é substituída pela obtenção de curvas de correlação matemática a partir de resultados estatísticos decorrentes de um número elevado de medições com componentes similares.

Métodos de imagiologia ótica de gases: A imagiologia ótica utiliza pequenas câmaras portáteis leves que permitem a visualização em tempo real das fugas de gases — que surgem como «fumos» num gravador de vídeo -, juntamente com a imagem normal do componente em causa, de forma a localizar fácil e rapidamente fugas de COV significativas. Os sistemas ativos produzem uma imagem com um laser de infravermelhos de retrodifusão, refletida no componente e nas zonas circundantes. Os sistemas passivos baseiam-se na radiação infravermelha natural do equipamento e das suas zonas circundantes

Monitorização das emissões difusas de COV

O rastreio completo e a quantificação das emissões do local podem ser efetuados por recurso a uma combinação adequada de métodos complementares, como, por exemplo, o fluxo de ocultação solar (SOF) ou séries de ensaios LIDAR de absorção diferencial. Estes resultados podem ser utilizados para a avaliação de tendências ao longo do tempo, o controlo cruzado e a atualização/validação do programa LDAR em curso.

Fluxo de ocultação solar (SOF): Esta técnica baseia-se no registo espetrométrico e na análise por transformada de Fourier de uma banda larga de radiação infravermelha ou ultravioleta/visível do espetro solar num dado itinerário geográfico, transversal à direção do vento e aos fachos de COV.

Absorção diferencial LIDAR (DIAL): Trata-se de uma técnica de laser que utiliza a adsorção diferencial LIDAR (Light Detection and Ranging), constituindo o análogo ótico do radar, baseado em ondas sonoras de rádio. Tem por fundamento a retrodifusão de raios laser por aerossóis atmosféricos e a análise das propriedades espetrais da luz recolhida com um telescópio

Equipamentos de alta integridade

Os equipamentos de alta integridade abrangem, por exemplo:

Técnicas de prevenção ou redução das emissões resultantes da queima em flare

Conceção adequada da instalação: Inclui uma capacidade suficiente do sistema de recuperação dos gases da flare, a utilização de válvulas de segurança de elevada integridade e outras medidas aplicáveis à queima em flare apenas como segurança em caso de operações não abrangidas pelo funcionamento normal (arranque, paragem, emergência).

Gestão da instalação: Inclui medidas organizacionais e de controlo para reduzir os eventos de queima através do equilíbrio do sistema de RFG, do recurso ao controlo avançado dos processos, etc.

Conceção dos dispositivos de queima em flare: abrange a altura, a pressão, a utilização de vapor, ar ou gás auxiliares, o tipo de flare, etc. Tem por objetivo proporcionar um funcionamento fiável e sem fumo e garantir a combustão eficiente dos gases em excesso provenientes de operações não rotineiras.

Acompanhamento e apresentação de relatórios: Monitorização contínua (medições de caudal e estimativas de outros parâmetros) dos gases enviados para queima em flare e dos parâmetros de combustão associados (por exemplo, mistura de fluxos de gás e teor térmico, relação de assistência, velocidade, caudal dos gases de purga e emissões poluentes). A comunicação dos eventos de queima em flare permite utilizar o rácio de queima como requisito a incluir no SGA, bem como para evitar ocorrências futuras.

O controlo visual remoto da queima em flare pode também ser efetuado por recurso a monitores de TV a cores durante os eventos em causa

Escolha do promotor catalítico de forma a evitar a formação de dioxinas

Para um desempenho eficaz do catalisador de reformação, a sua regeneração implica, em geral, a utilização de um cloreto orgânico, com vista a restabelecer o equilíbrio adequado dos cloretos no catalisador e a assegurar a correta dispersão dos metais. A escolha do composto clorado tem influência na possibilidade de emissão de dioxinas e furanos

Recuperação de solventes em processos de produção de óleos de base

A unidade de recuperação de solventes inclui uma fase de destilação, na qual os solventes são recuperados do fluxo de óleo, e uma fase de extração num fracionador, com vapor ou um gás inerte.

Como solvente, pode utilizar-se uma mistura (DiMe) de 1,2-dicloroetano (DCE) e diclorometano (DCM).

Em unidades de processamento de ceras, a recuperação de solventes (por exemplo, DCE) é efetuada por recurso a dois sistemas, um dos quais para as ceras desoleadas e o outro para as ceras moles. Ambos os sistemas são constituídos por tambores de flash com aquecimento integrado e um fracionador de vácuo. Os fluxos provenientes da produção de óleos desparafinados e parafinas são sujeitos a extração para remover vestígios de solventes

Pré-tratamento dos fluxos de águas ácidas antes da reutilização ou do tratamento

Envio das águas ácidas produzidas (por exemplo, nas unidades de destilação, craqueamento ou coquefação) para um sistema adequado de pré-tratamento (por exemplo, unidade de extração)

Pré-tratamento de outros fluxos de águas residuais antes do tratamento

Para manter o desempenho do tratamento, pode ser necessário um pré-tratamento adequado

Remoção de substâncias insolúveis, com recuperação de óleos

De modo geral, estas técnicas abrangem os seguintes dispositivos:

Remoção de substâncias insolúveis, com recuperação de sólidos em suspensão e óleos dispersos

De modo geral, estas técnicas abrangem os seguintes dispositivos:

Remoção das substâncias solúveis, incluindo tratamento biológico e clarificação

As técnicas de tratamento biológico podem incluir:

Um dos sistemas de leito suspenso mais utilizados em refinarias (WWTP) utiliza o processo das lamas ativadas. Os sistemas de leito fixo podem incluir os biofiltros e os filtros de leito percolador

Tratamento complementar

Tratamento específico das águas residuais destinado a complementar as fases de tratamento anteriores, tendo em vista, por exemplo, uma redução suplementar dos teores de azoto ou de compostos de carbono. É utilizado, em geral, quando existem requisitos locais específicos para a preservação da água.