PROPUESTA DE ESTÁNDARES EMISIONES … · Fuente fija puntual: Edificación o instalación, donde se realizan operaciones que dan origen a la emisión de contaminantes al aire por

PROPUESTA DE ESTÁNDARES EMISIONES GASEOSAS DE FUENTES

FIJAS

GRUPO GESTA AIRE

Febrero de 2012

INDICE

CAPÍTULO I. ASPECTOS GENERALES ..................... ........................................... 3

1.1 OBJETIVO....................................................................................................................... 3

1.2 ALCANCE ....................................................................................................................... 3

1.3 DEFINICIONES.............................................................................................................. 3

1.4 CONDICIONES TECNOLÓGICAS............................................................................. 3

1.5 OBLIGACIONES DEL GENERADOR........................................................................ 3

1.6 PROHIBICIONES........................................................................................................... 4

CAPÍTULO II. ESTANDARES DE EMISION ................. .......................................... 5

2.1 Consideraciones generales .............................................................................................. 5

2.2 Estándares para procesos de combustión con capacidad térmica hasta 5 MW. ....... 6

2.3 Límites de emisión ........................................................................................................... 7 2.3.1 COMBUSTIÓN PARA GENERACIÓN DE ENERGÍA .......................................... 7 2.3.2 FABRICACIÓN DE CLINKER Y CAL, Y COPROCESAMIENTO EN HORNOS DE CLINKER...................................................................................................................... 8 2.3.3 FABRICACIÓN DE PASTA DE CELULOSA Y PAPEL...................................... 10 2.3.4 PRODUCCION DE ÁCIDO SULFÚRICO y FERTILIZANTES........................... 10 2.3.5 REFINACIÓN DE PETRÓLEO .............................................................................. 11 2.3.6 FUNDICIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA DE METALES, Y ACERÍA .......... 12 2.3.7 INCINERADORES DE RESIDUOS ....................................................................... 13 2.3.8 OTROS EMISORES ................................................................................................ 14

CAPITULO III. PLANES DE ADECUACIÓN ................. ........................................ 16

CAPITULO IV. MÉTODOS Y EQUIPOS DE MEDICIÓN DE EMISIONES A LA ATMÓSFERA DE FUENTES FIJAS......................... ............................................. 17

ANEXO................................................................................................................... 18

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CAPÍTULO I. ASPECTOS GENERALES 1.1 OBJETIVO Los estándares de emisión constituyen límites máximos permisibles de emisiones de gases y partículas al aire producidas por fuentes fijas, cuyo fin es proteger la salud de la población, los recursos naturales y la calidad del ambiente. Con el objeto de preservar la calidad del aire, cuando la Dirección Nacional de Medio Ambiente (DINAMA) constate que no se cumplen los estándares de Calidad de Aire exigirá las medidas adicionales necesarias a tomar, sin perjuicio del cumplimento de los estándares de emisión.

1.2 ALCANCE Los estándares serán de aplicación sobre toda instalación fija que tenga algún tipo de emisiones a la atmósfera exceptuando los emisores del sector residencial y pequeños emisores. Se entiende por pequeños emisores (del sector de servicios y comercios e industrias) a los procesos de combustión con potencia térmica inferior a 0.5MW y a los emprendimientos de los restantes ramos que considere la DINAMA. 1.3 DEFINICIONES

a. Fuente fija puntual: Edificación o instalación, donde se realizan operaciones que dan origen a la emisión de contaminantes al aire por una chimenea (o lo que oficie como tal para la evacuación de los gases o partículas).

b. Fuente fija existente: Fuente fija que emite contaminantes a la atmósfera, en fecha anterior a la publicación de esta normativa.

c. Fuente fija nueva: Fuente fija que inicia operaciones, o aquellas fuentes nuevas con trámites de autorización ante la DINAMA, en fecha posterior a la publicación de esta normativa.

d. La producción o potencia térmica de un emprendimiento corresponde a la suma aritmética de todas las unidades que producen o generan en el emprendimiento. La potencia térmica total no incluye las unidades de respaldo (si estas se utilizan transitoriamente, y únicamente en sustitución de las unidades principales).

1.4 CONDICIONES TECNOLÓGICAS Toda fuente fija nueva, deberá hacer uso de las Mejores Prácticas y la Mejor Técnica Disponible (BAT en inglés), aplicables a la escala del emprendimiento, que comprendan entre otros, la minimización de las emisiones al aire. 1.5 OBLIGACIONES DEL GENERADOR Los generadores de emisiones que superen los límites de capacidad que establezca el MVOTMA deberán contar con Autorización de Emisiones a la Atmósfera a excepción de aquellos sujetos que estén alcanzados por el Decreto 349/2005. El MVOTMA establecerá por Resolución Ministerial, en un plazo de 120 días contados a partir de la aprobación del decreto, los sujetos alcanzados por la obligación de contar con autorización de emisiones y los procedimientos a aplicar para la tramitación de dicha autorización. .

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1.6 PROHIBICIONES

a. Quedan prohibidas las quemas en condiciones de combustión a cielo abierto, sin incluir las quemas con fines de cocción de alimentos y calefacción. El MVOTMA podrá autorizar casos excepcionales de quema a cielo abierto cuando estas sean motivo de situaciones de riesgo sanitario b. Queda prohibido la dilución de las emisiones al aire desde una fuente fija con el fin de dar cumplimiento a los presentes estándares.

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CAPÍTULO II. ESTANDARES DE EMISION

2.1 Consideraciones generales

a. El cumplimiento de estos estándares se aplica a condiciones de operación en régimen, exceptuando situaciones transitorias tanto de operación, como las paradas o arranques de unidades de los procesos continuos. La tolerancia de salida de régimen será determinada en cada caso. Los procesos batch deberán cumplir con los estándares de emisión durante todo el periodo en que se encuentren en funcionamiento.

b. En casos particulares, la DINAMA podrá disminuir las exigencias establecidas para las emisiones, si a su criterio el interesado demuestra que las mismas no provocan impactos significativos al ambiente.

c. En el caso de que no se pueda cumplir con los estándares de emisión de dióxido de azufre debido a la calidad del combustible suministrado -cuando se utilizan combustibles fósiles convencionales- el emprendatario deberá presentar dicha situación a consideración de la DINAMA.

d. Los valores están expresados en condiciones normales de presión y temperatura que corresponden a: mil trece milibares de presión (1.013 mbar) o ciento uno con tres kilo pascales (101,3 kPa) y temperatura de cero grados Celsius (0°C) ó 273,15 Kelvin (K), y en base seca. e. El monitoreo de las emisiones se hará de modo continuo o discreto dependiendo del tipo de rubro considerado y/o del porte del emprendimiento

a Los valores medios diarios son el resultado del promedio de mediciones con una frecuencia de 10 minutos o menor

f. Cuando se utilicen residuos como combustible alternativo1 se deberá realizar un

test de quema según lo establezca la DINAMA. h. Para el cálculo de la potencia térmica nominal de las instalaciones de

combustión, se utilizará el Poder Calorífico Inferior del combustible utilizado. g. Para el cálculo de los estándares de emisión cuando se mezclan combustibles se

utilizará la siguiente fórmula:

21

21

)()(

)()(

PCICPCIC

PCICLcPCICLcLp

∗+∗∗∗+∗∗=

donde Lp= Límite ponderado Lc= Límite de emisión del combustible utilizado

1 Sustitución de combustibles tradicionales por combustibles alternativos que cumplan las restricciones técnicas que establezca DINAMA (PTR).

Monitoreo continuo

• El 90% de todos los valores medios diariosa de un año calendario deben estar por debajo de los valores límite de emisión.

• Ningún valor medio diario puede exceder el 130 % del valor límite de emisión (por ej, si el límite de emisión es 100, el valor máximo admisible es 230).

Monitoreo discreto

• Los emprendimientos, al momento de la toma de la muestra, deberán estar operando como mínimo al 90% de la capacidad de operación promedio de los últimos doce (12) meses. El porcentaje de operación (90%) deberá estar basado como mínimo en los datos del tipo y consumo de combustible, de la producción o de la carga, según corresponda.

• Las frecuencias de los monitoreos discretos, tanto para emprendimientos nuevos como existentes, deben ser aprobadas por la DINAMA previo su implementación, para los casos en que no estén establecidas en este documento.

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C= Consumo de cada combustible PCI= Poder calorífico inferior de cada combustible utilizado y los subíndices 1 y 2 corresponden a los combustibles. 2.2 Estándares para procesos de combustión con capacidad térmica hasta 5 MW. Para las fuentes fijas cuya capacidad térmica está entre 0.5 y 5 MW, con el objetivo de mejorar la operativa y mitigar los impactos, se debe proceder según se indica a continuación.

a. Cumplimiento del estándar de opacidad para los gases de escape de la fuente, utilizando el método Ringelmann o Bacharach. Se establece como estándar el valor de 1 o 2 de dichas escalas respectivamente.

b. En el caso de calderas nuevas, la presentación de certificados del fabricante

del equipo de combustión, en lo referente a los niveles de emisiones esperados, basándose en las características del combustible utilizado. Asimismo, mantener disponible el registro interno del cumplimiento de las prácticas de mantenimiento de los equipos de combustión y de los sistemas de tratamiento de emisiones al aire (si los tuviera), de acuerdo con los programas establecidos por el operador de la fuente y aquellos recomendados por el fabricante del equipo de combustión.

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2.3 Límites de emisión Los estándares de emisión se presentan por ramo especifico, considerando procesos de: Combustión para generación de energía, Fabricación de clinker y cal, Fabricación de papel y celulosa, Fabricación de ácido sulfúrico y fertilizantes, Refinación de petróleo, Fundición de metales y acería, Incineradores de residuos. Se considera también un ramo de "Otros emisores" en donde se establecen estándares para el resto de los rubros. 2.3.1 COMBUSTIÓN PARA GENERACIÓN DE ENERGÍA

Combustible SO2 (mg/Nm3)

NOx como NO2 (mg/Nm3)

MP (mg/Nm3)

CO (mg/Nm3)

Oxigeno Seco (%)

Gas natural - 100 - - 15 TURBINAS

Líquido 400

80(1) 150 50 15

Gas Natural - 200(2)

400 (3) - - 15 MOTORES

Líquido 600 1850(4)

2000(3) 50

- 15

Gas - 400 - - 3

Liquido 1700 600 50 - 3

CALDERAS (Potencia térmica mayor a 40MW) Sólido 1400(5) 900 50 - 6

Gas - 400 - - 3

Liquido 5100 600 250 - 3

CALDERAS (Potencia térmica mayor o igual a 12MW y menor a 40 MW)

Sólido 4250(5) 900

250 1500 6

Gas - 400

- - 3

Liquido 5100 600

350 - 3

CALDERAS (Potencia térmica mayor o igual a 5 MW y menor a 12 MW)

Sólido 4250(5) 900

350 2000 6

(1) a partir de la puesta en funcionamiento de la planta desulfurizadora de ANCAP cuando el combustible es gas-oil (2) encendido a chispa (3) combustible dual (4) encendido de compresión (5) no será de aplicación si el combustible no contiene azufre

La frecuencia de monitoreo de todos los contaminantes se determina según la siguiente tabla:

Potencia térmica (MW) Frecuencia de monitoreo Mayor o igual a 40 1, 2 Continuo Entre 12 y40 2 4 veces al año Entre 5 y 12 2 1 vez al año

Los emprendimientos que utilicen biomasa como combustible el 100% del tiempo de operación en régimen están exentos de monitorear SO2

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2.3.2 FABRICACIÓN DE CLINKER Y CAL, Y COPROCESAMIENTO EN HORNOS DE CLINKER Límites máximos de emisión a la atmósfera (corregidos al 7% de oxigeno)

a) Producción de clinker y cal en las siguientes condiciones:

• Uso de combustibles tradicionales. • Sustitución de combustibles tradicionales por combustibles alternativos que

cumplan las restricciones técnicas que establezca DINAMA (Propuesta Técnica para la Reglamentación - gestión integral de residuos sólidos industriales, agroindustriales y de servicios).

Unidad

Contaminante Hornos de producción de clinker y cal

Otras fuentes (molinos, enfriador de clinker,

envasado, entre otras)

MP (mg/Nm3) 75 50

SO2 (mg/Nm3) 500

NOx como NO2 (mg/Nm3) 850

Cd+Tl y sus compuestos (expresados en Cd +Tl) (mg/Nm3)

0.07

Hg y sus compuestos (expresado en Hg) (mg/Nm3)

0.07

Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V y sus compuestos (expresados en Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V) (mg/Nm3)

0.7

La frecuencia de monitoreo para los contaminantes MP, SO2 y NOX se determina según la siguiente tabla:

Unidad Frecuencia de monitoreo Chimenea de hornos de clinker Continuo Hornos de cal con capacidad de producción mayor o igual a 50 ton/d

Continuo

Hornos de cal con capacidad de producción entre 20 ton/d y 50 ton/d

3 veces al año

Hornos de cal con capacidad de producción inferior o igual a 20 ton/d

1 vez al año

Enfriador de clinker Continuo Otras fuentes 1 vez al año

La frecuencia de monitoreo de metales será anual.

b) Coprocesamiento de residuos en hornos de clinker: Aplican los siguientes estándares: Contaminante Coprocesamiento de residuos en Hornos

de producción de clinker MP (mg/Nm3) 40

SO2 (mg/Nm3) 500


9


0.07


0.07


0.7

HCl (mg/Nm3) 14 HF (mg/Nm3) 1.4

Dioxinas y furanos (ng EQT/Nm3) 0.14

La frecuencia de monitoreo para los contaminantes MP, SO2, NOX, y metales son las mismas que para la producción de clinker. La frecuencia de monitoreo para los contaminantes HF y HCl es anual.

Para dioxinas y furanos la DINAMA definirá la frecuencia de monitoreo en cada caso.

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2.3.3 FABRICACIÓN DE PASTA DE CELULOSA Y PAPEL Limites máximos de emisión a la atmósfera (corregidos al 7% de oxigeno) MP (mg/Nm3) SO2 (mg/Nm3) NOx como NO2

(mg/Nm3) TRS (mgH2S/Nm3)

Producción Menor a 150.000 TSA/ año

Mayor a 150.000 TSA/año

Menor a 150.000 TSA/ año

Mayor a 150.000 TSA /año

Menor a 150.000 TSA/año


Menor a 150.000 TSA/año


Caldera de recuperación 100 70 100 50 500 280 9 9

Horno de cal 100 70 100 501

5002 500 2803

5004 19 19

Tanque de disolución

0.1 kg/kgSS de licor negro

0.1 kg/kgSS de licor negro

- - - -

0.016 kg/kgSS de licor negro como H2S

0.016 kg/kgSS de licor negro como H2S

1 quema de combustible liquido sin gases no condensables 2 quema de combustible líquido con gases no condensables u otro energético que los contenga 3 combustible liquido 4 gases no condensables y metanol junto con polvo de biomasa, combustible fósiles, o gases de pirolisis TSA: Toneladas secas al aire SS: Sólidos secos


2.3.4 PRODUCCION DE ÁCIDO SULFÚRICO y FERTILIZANTES Quedan incluidas las actividades de granulado. Limites máximos de emisión a la atmósfera- Fabricación de Ácido Sulfúrico Contaminante Producción mayor o igual a 300ton/d Producción menor a 300 ton /d

SO2 (1) 4 kg/ton H2SO4 al 100% 1700 mg/Nm3

13 kg/ton H2SO4 al 100% 5000 mg/Nm3

Niebla Ácida 100 mg H2SO4/Nm3 Opacidad 10%

(1) Todo emprendimiento deberá cumplir con al menos uno de los estándares.

Limites máximos de emisión a la atmósfera- Fabricación de Fertilizantes

Proceso Contaminante Concentración

NH3 50 mg/Nm3 Nox como NO2 500 mg/Nm3 Fertilizantes nitrogenados

MP 75 mg/Nm3 Compuestos de F(expresados como HF)

5 mg/Nm3 Fertilizantes fosfóricos MP 75 mg/Nm3

Producción (Ton/año) Frecuencia de monitoreo Mayor o igual a 150.000 Continuo Menor o igual a 150.000 4 veces al año

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2.3.5 REFINACIÓN DE PETRÓLEO Limites máximos de emisión a la atmósfera (corregidos al 3% de oxigeno)


SO2 (mg/Nm3) CO (mg/Nm3) MP (mg/Nm3) H2S (mg/Nm3Instalaciones

Gas de refinería

Combustible líquido

Gas de refinería


Gas de refinería


Gas de refinería


Gas de refinería


Hornos y calderas (1)

450 450 500 5100 1500 1500 50 150 10

Regeneración de

catalizadores en unidades de craqueo catalítico de lecho fluido (FCC) con caldera de

CO

600 600 500 5100 500 500 50 150 10

Planta de recuperación

de azufre - 10

Nota: gas seco al 3% de oxígeno. (1) incluye los hornos de las plantas de recuperación de azufre

Plantas de recuperación de azufre: 97% de recuperación mínima durante todo el ciclo de vida de la instalación Se deberán monitorear en forma continua todos los contaminantes que correspondan a los emitidos en cada unidad de combustión, con excepción H2S en calderas y hornos para los cuales se establece monitoreo discreto dos veces al año. El monitoreo de H2S deberá realizarse en:

o cualquier unidad de reducción cuyos gases evacuados no pasen posteriormente por un sistema de combustión.

o cualquier planta de recuperación de azufre. o cualquier instalación que utilice como combustible gas de refinería.

Contaminante Frecuencia de monitoreo Dióxido de azufre Continuo Resto de los contaminantes Mensual

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2.3.6 FUNDICIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA DE METALES, Y ACERÍA Limites máximos de emisión a la atmósfera Contenido en oxígeno 3% seco para combustibles líquidos y gaseosos, 6% seco para combustibles sólidos

Contaminante Estándar (mg/Nm3) MP 50

CO 300

Pb, Cd y sus compuestos 2 Cr, Ni y sus compuestos 5

Cu y sus compuestos (fundición no ferrosa)

5 (20) para fundición de Cu y sus aleaciones

HCl (fundentes de cloruro y acería) 10 HF (fundentes de fluoruro y acería) 10

SO2 500 NOx como NO2 700

Hornos de recalentamiento y tratamientos térmicos: Opacidad: 1,5 en escala de Ringelmann La frecuencia de monitoreo de todos los contaminantes se determina según la siguiente tabla:

Capacidad de producción instalada

Contaminante Frecuencia de monitoreo

Material Particulado y Monóxido de Carbono

Continuo

Mayor a 50.000 ton/año Resto de los contaminantes 3 veces en el año

Mayor o igual a 50 ton/año y menor o igual a 50.000 ton/año

Todos los contaminantes 2 veces en el año

Menor a 50 ton/año Material Particulado y metales

1 vez en el año

Nota: En los procesos en que se incorpora oxígeno puro, o las emisiones fugitivas se derivan a la chimenea que evacua las emisiones del horno, o se utiliza aire ambiente para disminuir la temperatura de las emisiones, la DINAMA evaluará en cada caso, la forma en que se realizarán los monitoreos de emisiones, y la referencia al contenido de oxígeno, de modo que las mediciones de contaminantes no se vean afectadas por dilución de las emisiones al aire.

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2.3.7 INCINERADORES DE RESIDUOS Estos estándares se aplican a todo proceso de incineración de residuos, incluyendo operaciones de valorización (generación de energía). Quedan excluidos los residuos sanitarios para los que se aplica los estándares incluidos en el decreto 586/009. Limites máximos de emisión a la atmósfera (corregidos al 7% de oxigeno)

Contaminante Limite de emisión MP (mg/Nm3) 20 COT (mg/Nm3) 14 HCl (mg/Nm3) 14 HF (mg/Nm3) 1.4 SO2 (mg/Nm3) 70 NOx como NO2 (mg/Nm3) 560 CO (mg/Nm3) 70 Cd+Tl y sus compuestos (expresados en Cd +Tl) (mg/Nm3)

0.07

Hg y sus compuestos (expresado en Hg) (mg/Nm3) 0.07


0.7

Dioxinas y furanos (ng EQT/Nm3) 0.14

Los emprendimientos deberán cumplir con dichos estándares y deberán muestrear según la siguiente tabla: Capacidad de procesamiento instalada

Contaminante Frecuencia de monitoreo

Todas las capacidades CO y O2 Continuo MP, SO2, NOx, Continuo Mayor o igual a 10 ton de

residuos sólidos/día Resto de contaminantes(1) 2 vez en el año MP, SO2, NOx 4 veces al año Menor a 10 ton de residuos

sólidos/día Resto de contaminantes(2) 1 vez al año

(1) Excepto dioxinas y furanos que tendrá una frecuencia de monitoreo de 1 vez al año

(2) Excepto dioxinas y furanos para lo cual la DINAMA definirá la frecuencia de monitoreo en cada caso.

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2.3.8 OTROS EMISORES Los estándares que se proponen en esta sección serán de aplicación a toda actividad industrial excepto las actividades especificas que cuentan con estándares particulares (procesos de combustión, procesos de fabricación de clinker y cal, procesos de fundición, incineración de residuos, fabricación de celulosa y papel, y refinería de petróleo) Limites máximos de emisión a la atmósfera. En el caso de procesos que los gases sean producto de una combustión, se aplican los estándares referidos al 7%.

Contaminante Concentración Observaciones

Opacidad (escala Ringelmann) 1 Equivale a 20% de opacidad

MP (mg/Nm3)

200 50(1)

(1) material particulado que contenga sustancias tóxicas

NOx como NO2 (mg/Nm3) 350 1500(2)

(2) Fabricación de vidrio

SO2 (mg/Nm3) 1000

COV Totales (mg C/Nm3) 100

En el caso de uso de solventes, se deberá incluir un balance de masa, y se aplica un valor máximo de emisión de fugas de 30% En caso que se considere necesario se podrá establecer límites para compuestos orgánicos volátiles específicos.

CN como HCN (mg/Nm3) 5

Compuestos de Fluor como HF (mg/Nm3) 50

H2S(mg/Nm3) 5

Compuestos inorgánicos de cloro como HCl (mg/Nm3) 100

Niebla Ácida (mg/Nm3) 100

Cr total(mg/Nm3) Cr VI (mg/Nm3)

5

1

As y sus compuestos (mg/Nm3) 1

Cd y sus compuestos (mg/Nm3) 1

Pb y sus compuestos(mg/Nm3) 1

Hg y sus compuestos (mg/Nm3) 0.2

Cu y sus compuestos (mg/Nm3) 8

Dioxinas y furanos (ngEQT/Nm3) 0.14 Referido al 7% de oxígeno

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A continuación se presenta una tabla con actividades que están incluidas en este ramo y que como mínimo deben monitorear los siguientes contaminantes y cumplir con los estándares arriba presentados. Actividad industrial Contaminante 2

Plantas asfálticas MP, opacidad Fabricación de cerámica MP, HF Fabricación de vidrio MP, NOx, HF, HCl Uso de solventes COV Industria química1 MP, otros contaminantes dependiendo de

los procesos Plantas de acondicionamiento y/o procesamiento de granos

MP

Fabricación de ladrillos, tejas y de otros productos a base de mezcla de áridos

MP

Crematorios MP 1-Incluye además fabricación, formulación y fraccionamiento de productos farmacéuticos, veterinarios y agroquímicos. 2-El monitoreo de SO2 quedará sujeto al tipo de combustible que se utilice.

Cualquier emprendimiento que considere utilizar combustibles alternativos de origen mineral, requerirá autorización de la DINAMA para su uso, y los niveles de emisiones al aire no podrán incrementarse respecto a los correspondientes al uso de combustible convencional, debiendo incluir el monitoreo de metales pesados y sus compuestos.

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CAPITULO III. PLANES DE ADECUACIÓN Todas las empresas con emisiones gaseosas deberán presentar ante DINAMA, antes de los dieciocho meses desde la aprobación de la presente norma documentación que compruebe el cumplimiento de los estándares. En caso de no cumplimiento deberán presentar en la misma fecha, un Plan de adecuación de sus instalaciones que asegure este cumplimiento. Están comprendidos aquellos emprendimientos que:

• Cuenten con instalaciones en funcionamiento con emisiones al aire y no cuenten con ningún tipo de autorización anterior de la DINAMA,

• Cuenten con autorizaciones que incluyen estándares de emisiones al aire otorgadas mediante Resolución Ministerial o Resolución de Dirección Nacional de Medio Ambiente, y cuyos estándares sean menos estrictos que los que se establecen en la presente normativa

En los casos que las empresas cuenten con autorizaciones que contemplen estándares de de emisiones al aire, otorgadas mediante Resolución Ministerial o Resolución de Dirección Nacional de Medio Ambiente, y cuyos estándares sean más estrictos que los que se encuentran en la presente propuesta, se aplicarán los estándares de esta normativa siempre y cuando se pueda verificar que no se afecta la calidad de aire. Estos emprendimientos deberán presentar ante DINAMA la solicitud para esta nueva aplicación de estándares. El plan de adecuación deberá incluir:

• Resultados de al menos dos monitoreos en chimenea de los contaminantes que corresponden. El monitoreo deberá ser realizado de acuerdo a lo estipulado en el Capitulo II, numeral 2.1 e).

• Plan de las modificaciones a aplicar para lograr el cumplimiento de los estándares en los plazos que se describen a continuación, en caso que los resultados de los monitoreos determinen el no cumplimiento de los mismos.

La fecha límite para el cumplimiento de los estándares se presentan en la siguiente tabla: RUBRO PLAZO∗ Combustión 6 años Refinerías de Petróleo 6 años Clinker y Cal 4 años Pasta de celulosa y papel 4 años Incineradores de residuos 3 años Fundición de metales y acería 3 años Ácido sulfúrico y fertilizantes 3 años Industria Química 3 años Emisores en general 3 años ∗ Los plazos se establecen a partir de la entrada en vigencia de la presente norma.

En los casos que un emprendimiento considere que no es posible cumplir con los plazos establecidos, deberá presentar a la DINAMA una propuesta para su consideración. En ningún caso se deberá exceder el plazo de diez años para el cumplimiento de los mismos (siempre que los estándares permanezcan vigentes o no sean actualizados), o exceder el tiempo de vida útil del equipamiento con que cuenten los emprendimientos.

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CAPITULO IV. MÉTODOS Y EQUIPOS DE MEDICIÓN DE EMISIONES A LA ATMÓSFERA DE FUENTES FIJAS A fin de permitir la medición de las emisiones de contaminantes del aire en fuentes fijas, las instalaciones deberán contar con los siguientes requisitos técnicos mínimos:

• Las chimeneas de las instalaciones industriales deberán estar provistas de los orificios para toma de muestra de emisiones al aire, ubicados de tal modo que la toma de muestra no se vea afectada por turbulencias y demás anomalías que afecten la representatividad del monitoreo. Las condiciones para la ubicación de los orificios de toma de muestra, así como el número de puntos transversales a tomar serán definidos por la DINAMA.

• Si por razones técnicas no fuera posible efectuar en chimenea las medidas acorde a lo que establezca la DINAMA, el titular del emprendimiento deberá presentar un proyecto justificando: las razones para utilizar un emplazamiento distinto de los equipos de medida y la representatividad de las medidas que se realizan en el mismo.

• Las condiciones de acceso y maniobrabilidad en la plataforma de muestreo deben cumplir la normativa uruguaya vigente referente a Seguridad y Salud Ocupacional

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ANEXO

Justificación de estándares por rubro Este documento no formará parte de la norma, sino que es un documento de apoyo para la justificación de los estándares propuestos. Se adjuntan todas las consultas o propuestas realizadas durante el período de puesta en consulta pública.

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Anexo 01 Revisión de estándares de emisión en refer encias internacionales, rubro Procesos de Combustión Las referencias consultadas son: IFC (Internacional Finance Corporation) Directiva Unión Europea 2001/80/CE y 2006/76/CE USEPA, 40 CFR Parte 60 Resolución SE 108/2001- Argentina Anexo IV del Real Decreto 833/1975 Resolución Nº 382- Brasil 2006 BAT IPCC Comentarios sobre las referencias analizadas: • Muchos de los estándares de la EPA están expresados en carga, masa de

contaminante/energía térmica. • Los estándares de la Unión Europea sobre procesos de combustión discriminan por

tipo de combustible y no por tecnología, a excepción de las turbinas de gas y calderas a biomasa.

• Guías sobre emisiones de la IFC incluye tres tecnologías, motores, turbinas y caldera y diferentes combustibles para cada una de ellas.

• Los estándares propuestos por el Real Decreto español del año 1975, diferencia entre centrales térmicas e instalaciones de combustión industrial, y a su vez separa entre el uso de combustible liquido y sólido.

• Los estándares de Argentina consultados se refieren a los procesos de combustión para generación de energía eléctrica.

• La normativa brasileña presenta estándares de emisión para calderas con distintos tipos de combustibles y turbinas a gas natural y combustible líquido.

Las emisiones de Dióxido de Azufre dependen directamente de la concentración de azufre en el combustible. En Uruguay, de acuerdo a los datos suministrados por Ancap, el tenor de azufre en combustibles es variable. La siguiente tabla presenta la información suministrada por Ancap en Nov 2010:

Combustible Contenido Azufre máximo Especial 87 SP 700 ppm Súper 95 SP 700 ppm Premium 97 SP 500 ppm Gas Oil 0,7% en peso Gas Oil Especial 500 ppm Fuel para UTE caldera 2.3% en peso Fuel para UTE motores 2.3% en peso Fuel Oil Pesado - Los usos son los siguientes: Fuel Oil Medio es utilizado como combustible en calderas de baja presión (instalaciones de calefacción pequeñas y medianas), hornos de secado y hornos en general. Destino a edificios, clubes deportivos, industrias, etc. Fuel Oil bajo azufre es utilizado como combustible en calderas y hornos. Destino la industria. Fuel Oil pesado es utilizado como combustible en calderas, hornos de secado y hornos. Destino la industria. Según Ancap el contenido de azufre en el fuel oil pesado no está especificado ni en el reglamento de la URSEA ni en las especificaciones de ANCAP. De acuerdo a análisis realizados por el Laboratorio de Combustibles de ANCAP, el contenido máximo de azufre

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para el año 2010 ha sido 2,9 % en peso. Actualmente se está en etapa avanzada de construcción de las unidades de desulfurización de gas oil y gasolinas, cuya puesta en funcionamiento está prevista para comienzos de 2012. Con la incorporación de estos nuevos procesos, los contenidos máximos de azufre del gas oil y las gasolinas pasarán a ser los siguientes:

Combustible Contenido máximo de Azufre Gasolina Especial 87, SP 10 ppm Gasolina Super 95 SP 10 ppm Gasolina Premium 97 SP 10 ppm Gas Oil 50 ppm

Las referencias consultadas coinciden en plantear que se emiten aprox. 1700 mg/Nm3 de SO2 por 1 % de Azufre en el combustible referenciada al 3% de oxigeno seco (Resolución SE 108/2001- Argentina, Integrated Pollution Prevention and Control (IPPC) BAT for Large Combustión Plants, July 2006).

Turbinas de combustión –estándares referenciados en base seca a 15% de Oxígeno

SO2

(mg/Nm3) NOx como NO2 (mg/Nm3) MP

(mg/Nm3)

Tipo de combustible Fuente Líquido gas

natural líquido gas

natural líquido gas

natural

EPA 0.4% S en el combustible - 152 51 - -

Unión Europea - - 120 50 - - Argentina 0,5 % de S - 100 100 20 6 Brasil 200 - 135 50 50 -

IFC combustible < 1% S - 152 51 50 -

PROPUESTA 400 mg/Nm3 (1)

80 mg/Nm3 (2) - 150 100 50 -

(1) Correspondiente al 0.7 % de contenido de azufre en el gasoil, valor proporcionado por Ancap referente al contenido

(2) A partir de la puesta en funcionamiento de la planta desulfurizadora de ANCAP cuando el combustible es gas oil

21

Motores de combustión –estándares referenciados en base seca a 15% de Oxígeno

SO2 (mg/Nm 3)

NOx como NO2 (mg/Nm 3) MP (mg/Nm 3)

Tipo combustible Fuente

Líquido gas natural líquido gas

natural líquido gas natural

EPA <0.015% S en el comb. (1)

- 9.2 g/Kw-

h(1)(4) 328(2) 0.8 g/Kw-h(1)(4) -

Unión Europea < 1% S (3) - 450(3) 50(3) - IFC

1170 o uso de comb < a 2%S

- 1460 (1)

1850 (1)

2000 (5)

200 (2)

400 (5) 50 -

PROPUESTA 600(6) - 1850 (1)

2000 (5) 200 (2)

400 (5) 50 -

(1) encendido de compresión (2) encendido a chispa (3) valores no específicos para motores, sino para procesos de combustión en general (4) valores promedio (5) combustible dual (6) correspondiente a 1% de contenido de azufre en el fuel-oil

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Calderas

Se establecerán estándares dependiendo de la potencia térmica nominal de la caldera. Los cortes de potencia se determinaron en base al intercambio realizado entre la DINAMA y los fabricantes de calderas en el Uruguay (Turboflow y Berkes). EL fundamento para determinar los cortes está basado en la factibilidad económica de instalar un equipo de mitigación para la caldera en función de su porte. El análisis realizado por dichos fabricantes llevó a determinar que las calderas con potencia térmica mayor a 40MW pueden contar con un equipo de mitigación como puede ser un precipitador electroestático o filtro de mangas, y con potencia térmica entre 12 y 40 MW con un ciclón o multiciclones. Para las calderas menores a 12MWt, más allá de que su porte compromete la viabilidad de instalar un equipo de mitigación, se admiten estándares menos estrictos ya que las cargas emitidas serán relativamente menores.

Caldera de combustión –potencia térmica > a 40 MW, estándares referenciados en base seca a 3% de Oxígeno para gas natural y comb. líquidos, y 6% para comb. sólidos. SO2 (mg/Nm 3) NOx como NO2 (mg/Nm 3) MP (mg/Nm 3)

Tipo de combustible Fuente

Líquido sólido Gas natural líquido sólido Gas

natural líquido sólido Gas natural

Unión Europea (3) 400 a 200 200 - 450 600 - 50 100 -

Argentina 1700 1700(1) - 600 900(1) 400 140 120(1) 6 Brasil 1800 - - 1000 650(2) 200 100 150(2) - IFC 200-850 200-850 - 400 510 240 50 50 -

PROPUESTA 1700(4) 1400(5) - 600 900 400 50 50 - (1) combustible sólido: carbón (2) combustible sólido: biomasa de madera (3) valores no específicos para calderas, sino para procesos de combustión en general (4) correspondiente a 1% de contenido de azufre en el fuel-oil (5) correspondiente a 1% de contenido de azufre en el carbón

23

Caldera de combustión –potencia térmica < a 40 MW y > a 12 MW, estándares referenciados en base seca a 3% de Oxígeno para gas natural y comb. líquidos y 6% para comb. sólidos.

SO2 (mg/Nm3) NOx como NO2 mg/Nm3) MP (mg/Nm3) Monóxido de

carbono (mg/Nm3) Tipo de

combustible Fuente

Líquido sólido Gas natural líquido sólido Gas

natural líquido sólido Gas natural Sólido

Unión Europea (3) 400 a 200 200 - 450 600 - 50 100 - -

Argentina 1700 1700(1) - 600 900(1) 400 140 120(1) 6 - Brasil 2700 - - 1000 750(2) 320 250 300(2) - 1500 IFC 900-1500 900-1500 - 400 510 240 50 50 - - - PROPUESTA 5100 4250 (1,5) - 600 900 400 250 250 - 1500

(1) combustible sólido: carbón (2) combustible sólido: biomasa de madera (3) valores no específicos para calderas, sino para procesos de combustión en general (4) corresponde a 3% de contenido de azufre en el combustible líquido (5) corresponde a 3% de contenido de Azufre

Caldera de combustión –potencia térmica < a 12 MW, y mayor a 5MW, estándares referenciados en base seca a 3% de Oxígeno para gas natural y combustibles líquidos y 6% para combustibles sólidos.

Monóxido de

carbono (mg/Nm3) SO2 (mg/Nm3) NOx como NO2 (mg/Nm3) MP (mg/Nm3)

Tipo de combustible

Sólido Líquido sólido gas natural líquido sólido gas

natural líquido sólido gas natural

PROPUESTA 2000 5100(3) 4250(1,2) - 600 900 400 350 350 -

(1) corresponde a 3% de contenido de Azufre (2) combustible sólido-carbón (3) corresponde a 3% de contenido de azufre en el combustible líquido

Nota: Para calderas, el combustible sólido abarca biomasa y carbón. Durante la discusión de la propuesta en el Grupo surgen las siguientes observaciones: 1) Necesidad de tener el acuerdo firmado entre UTE y ANCAP sobre el contenido de S en el combustible que le suministra.

Respuesta: Existe acuerdo firmado entre UTE y ANCAP 2) Necesidad de tener información de ANCAP sobre el contenido de S en el Gas Oil importado para UTE, cuando la refinería no puede abastecer la demanda de UTE. Considerando que producirá Gas Oil de bajo S, es importante saber si también importará Gas Oil de bajo S para abastecer lo no cubierto por la producción propia.

Respuesta: Según lo manifestado por ANCAP, en los casos que se necesite importar Gas Oil se optará por importar el gas oil con menor contenido de azufre posible, de modo de no manejar en la Refinería combustibles con diferentes contenidos de azufre.

24

3) Operativamente, ¿cómo se demostrará cumplimiento de estándares de emisión de SO2, por medición de SO2, o por limitación en el contenido de S?

Respuesta: Los cálculos de emisiones se harán en base a la concentración de S en el combustible utilizado y se realizará al menos un monitoreo de la concentración de SO2 en chimenea por año. 4) Preocupación de que se establezcan estándares de emisión más estrictos que los de Argentina, por riesgo de pérdida de inversiones.

Respuesta: Los estándares propuestos en turbinas y calderas no son mas estrictos que los estándares Argentinos, excepto en el material particulado para las caldera de potencia térmica mayor a 40MW, por lo que no se estima considerar ningún riesgo relacionado a la pérdida de inversiones. 5) Período de adaptación para las emisiones de la CTB, pensando que no es posible una adaptación real.

Respuesta: La Central Batlle deberá presentar a la DINAMA, oportunamente, un plan de adecuación o de vida útil de los equipos.

6) Manejo de estándar de MP igual para combustible sólido y líquido, lo que representa mayor esfuerzo para los operadores de combustible sólidos. Respuesta: De los estándares consultados para calderas, la mitad de ellos utilizan el mismo estándar para MP cuando el combustible utilizado es liquido o sólido, y la otra mitad manejan un estándar del 50 % menor para el caso de combustible líquidos en comparación con el sólido.

Durante la etapa de puesta de manifiesto surgieron los siguientes comentarios:

1. Los fabricantes de calderas presentaron un comentario referente a algunos aspectos vinculados al corte según las potencias y a los estándares.

a. En primer lugar, discrepan con el corte de calderas de mayor potencia, considerando que debe ser para mayores a 50MW y no para mayores a 40MW. Respecto a este punto, la DINAMA entiende, considerando la experiencia del país que es adecuado el corte a 40MW, con las condiciones establecidas.

Si bien en las primeras propuestas se había establecido el corte en 50MW, se optó por bajar este corte a 40MW, y establecer estándares más flexibles para el tramo entre 12 y 40MW. De aumentar este corte a 50MW nuevamente se debería volver a estándares más exigentes y se entiende que sería contraproducente.

b. Por otro lado plantean que los estándares para material particulado, en todas las potencias, son demasiado exigentes, sobre todo para el caso de biomasa.

La experiencia de trabajo con distintas calderas en nuestro país, permite decir que se puede llegar a los límites establecidos en la propuesta, sin sistemas de mitigación sofisticados, siempre y cuando se realicen buenas prácticas de operación en las mismas.

2. A su vez ANCAP plantea lo siguiente: En la tabla 2.3.1 el límite de SO2 para turbinas es de 80mg/m3, y se especifica que ese límite es a partir de la puesta en marcha de la planta desulfurizadora de ANCAP. Debe aclararse que esto sería aplicable para turbinas que operen con gasoil.

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Se entiende que la observación es pertinente y se incluyó en el texto del documento principal. Propuesta Esta propuesta surge del análisis de las referencias internacionales, de los intercambios realizados con distintos rubros relacionados a procesos de combustión, incluyendo a los fabricantes de calderas nacionales. Combustible SO2

(mg/Nm3) NOx como NO2 (mg/Nm3)

MP (mg/Nm3)

CO (mg/Nm3)

Oxigeno Seco (%)

Gas natural - 100 - - 15 TURBINAS Líquido 400

80 (1) 150 50 - 15

Gas Natural 200 (2)

400 (3) - 15 MOTORES

Líquido 600 1850 (4)

2000 (3) 50 - 15

Gas - 400 - - 3

Liquido 1700 600 50 3

CALDERAS (Potencia térmica mayor a 40MW) Sólido 1400 (5) 900 50 6

Gas - 400 - - 3

Liquido 5100 600 150 - 3

CALDERAS (Potencia térmica mayor o igual a 12 MW y menor a 40 MW) Sólido 4250(5) 900 150 1500 6

Gas - 400 - - 3

Liquido 5100 600 350 - 3

CALDERAS (Potencia térmica mayor o igual a 5 MW y menor a 12 MW)

Sólido 4250(5) 900 350 2000 6

(1) a partir del 2012, cuando el combustible líquido sea gasoil (2) encendido a chispa (3) combustible dual (4) encendido de compresión (5) no sera de aplicación si el combustible no contiene azufre

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Anexo 02 Revisión de estándares de emisión en refer encias internacionales, rubro Producción de clinker y cal y coprocesamiento en ho rnos de clinker. Las referencias consultadas fueron las siguientes: - EPA (Environmental Protection Agency): CFR 40. - IFC (Internacional Finance Corporation): Guías de medio ambiente sectoriales. - IHOBE (Gobierno Vasco): Decreto 833/1975. - Méjico, NOM-040-SEMARNAT-2002, 23/04/2003. - Brasil, Resolución CONAMA No. 382 del 26/12/2006. - Colombia, Resolución No 909, 5/06/2008.

Producción de clinker y cal

Estándares (mg/Nm 3) al 7% de O2

Instalación Contaminante Brasil* (Anexo XI, 2006)

Méjico UE 13005 (1990) Colombia nuevas / (existentes)

IFC nuevas / (existentes)

IHOBE- Decreto 833/975 (nuevas no se indica % O2)

MP 70

En carga dependiendo de alimentación horaria al horno

64 (> 500.000 t/a clinker) 127 (< 500.000 t/a clinker)

70 / (210)

38 / (127) 150 mg/Nm

SO2

400 a 2500 Depende de ubicación de la planta y tipo de cemento

509 – 955 (depende del contenido de azufre en combustible y materias primas)

700 / (770) 509

NOx como NO2 827

800 a 1600 (expresado en NO) Depende de ubicación de la planta y tipo de cemento

1.655 – 2.291 (depende de aprovechamiento térmico o no)

840 / (1120) 764

Horno clinker y secadores de materias primas

CO - 3.000 a 4.000 - - - 3.000 a 4.000

otras instalaciones sin ref % O2

MP 50

100 mg/Nm3 (enfriador de clinker) 80 mg/Nm3

100 mg/Nm3

(enfriador de clinker). 75 mg/Nm3 (molienda de clinker) 50 mg/Nm3

50 / (150)

50

50 mg/Nmde clinker)

150 mg/Nm

MP 70/210 (<0.5kg/h de contaminante)

64


Horno de cal

HCl 13

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Estándares de metales para industria cementera y pr oducción de cal: El documento de las BAT indica que los metales pueden estar presentes en los materiales alimentados a los hornos o en los combustibles, principalmente si se usa carbón o aceites usados. Cd+Tl y sus compuestos (expresados en Cd +Tl) (mg/Nm3 al 7% O2) 0.07

Hg y sus compuestos (expresado en Hg) (mg/Nm3 al 7% O2) 0.07

Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V y sus compuestos (expresados en Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V) (mg/Nm3 al 7% O2)

0.7

Estándares propuestos para producción de clinker y cal, al 7% de oxígeno seco.

Emisiones desde los hornos de producción de clinker y cal. Unidad

Contaminante Hornos de producción

de clinker y cal Otras fuentes (molinos,

enfriador de clinker, envasado, entre otras)

MP (mg/Nm3) 75 50

SO2 (mg/Nm3) 500



0.07


0.07

Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V y sus compuestos (expresados en

Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V) (mg/Nm3)

0.7

Emisiones desde otras fuentes (molinos, enfriador de clinker, envasado, entre otras). MP (mg/Nm3)

50

Los estándares propuestos son válidos para producción de clinker en las siguientes condiciones: - Uso de combustibles tradicionales. - Sustitución de combustibles tradicionales por combustibles alternativos que cumplan

las restricciones técnicas que establezca DINAMA (Propuesta Técnica para la Reglamentación para la gestión de Residuos- PTR).

Los emprendimientos nuevos y existentes deberán monitorear en chimenea de hornos de clinker en forma continua los contaminantes MP, NOx, SO2 y O2.

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Los monitoreos de otras fuentes serán discretos con la excepción del enfriador de clinker con evacuación independiente. En este caso, se requerirá el monitoreo continuo de MP. En referencia al corte de capacidad para establecer el monitoreo continuo en hornos de producción de cal, el documento BAT trata sobre las actividades de producción de cal en hornos rotatorios con una capacidad de producción superior a 50 toneladas por día o en hornos de otros tipos con capacidad de producción también superior a 50 toneladas por día. Para estas actividades sugiere: monitoreo continuo de emisiones. Fundamentación de los estándares propuestos: Se propone un estándar de MP de 75 mg/Nm3 ya que las tecnologías disponibles para los portes existentes en Uruguay permiten alcanzar este valor. En el caso de las instalaciones existentes se darán los tiempos de adecuación apropiados. Dos de las cementeras de Uruguay, se encuentran en proceso de reconversión tecnológica con sistemas de mitigación de polvo que permiten operar a menos de 64 mg/Nm3 de polvo. Una tercera cementera tiene un valor de referencia presentado en el proceso de autorización ante DINAMA en el año 1996 de 127 mg/Nm3. La DINAMA considera que acordando un plazo de adecuación razonable, permitirá a la empresa implementar el salto tecnológico que signifique el dar cumplimiento al estándar propuesto. El monóxido de carbono debe estar sometido a un seguimiento continuo tanto por eficiencia del proceso de producción de cemento como por el uso de Precipitadores Electrostáticos donde lleva aparejado un riesgo de explosión relacionado con concentraciones de CO superiores al 0,5–1 %. Los estándares de producción de cal no ameritan una consideración especial, ya que la normativa internacional consultada la presenta en forma conjunta o les aplica estándares similares. Consideraciones realizadas por el sector de fabricación de clinker respecto a los estándares propuestos, durante el proceso de trabajo en el grupo: 1- Establecer estándares de MP diferenciados para plantas nuevas y existentes:

Respuesta: se desestima lo sugerido considerando que del total de tres emprendimientos operativos dos están en proceso de reconversión previendo cumplir el estándar propuesto. El tercer emprendimiento operativo, cuenta con AAP del año 1996 con niveles de MP de 127 mg/Nm3, se prevé manejar plazos de adecuación que permitan dar cumplimiento al estándar. Existe otro emprendimiento con APP (ampliada en diciembre de 2009), aún sin AAO, en el que se estableció un valor de MP al 7% de 98 mg/Nm3. Este emprendimiento también ingresará al acuerdo de un plazo de adecuación para dar cumplimiento. 2- La imposibilidad de cumplir a corto plazo en una de las plantas con el estándar de emisión de MP en las instalaciones distintas de los hornos.

Respuesta: Al respecto, la planta cuenta con un proyecto de desempolvamiento para toda la planta, por lo cual considerando plazos de adecuación se podrá dar cumplimiento. 3- Respecto a la coincineración de residuos y el uso de combustibles alternativos no convencionales, las empresas plantearon la no consideración de glicerol, aceites

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lubricantes usados y residuos de fondo de tanque, en la aplicación de los estándares para coincineración.

Respuesta: La DINAMA propone que para el uso de combustibles alternativos, que cumplan las condiciones técnicas que establezca en la PTR, los estándares a cumplir sean los mismos que para la producción de clinker con combustibles tradicionales. En caso de gestionar residuos mediante coincineración, se propone que apliquen los estándares correspondientes a la Directiva 2010/75/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, del 24 de noviembre de 2010, Anexo VI Parte 4, numeral 2, que establece la Determinación de los valores límite de emisión a la atmósfera para la coincineración de residuos. En la misma se fija como estándar para Partículas Totales, 30 mg/Nm3 al 10% de O2, lo que corresponde a 38 mg/m3 al 7%. En la Parte 3 del Anexo VI establece, para instalaciones de coincineración de residuos donde más del 40% del calor generado procede de residuos peligrosos o instalación que coincinera residuos municipales mezclados, el estandar de material particulado de 10 Nmg/3 al 11%, lo que corresponde a 14 mg/Nm3 al 7% O2. Se propone entonces los siguientes estándares para coincineración de residuos en hornos de producción de clinker:

Contaminante Hornos de producción de clinker

MP (mg/Nm3) 40

SO2 (mg/Nm3) 500


HCl (mg/Nm3) 14

HF (mg/Nm3) 1.4

Cd+Tl y sus compuestos (expresados en Cd +Tl) (mg/Nm3) 0.07

Hg y sus compuestos (expresado en Hg) (mg/Nm3) 0.07

Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V y sus compuestos (expresados en Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V)

(mg/Nm3)

0.7

Dioxinas y furanos (ng EQT/Nm3) 0.14 La frecuencia de monitoreo para los contaminantes MP, SO2, NOX, y metales son las mismas que para la producción de clinker. La frecuencia de monitoreo para los contaminantes HF y HCl es anual.

Para dioxinas y furanos la DINAMA definirá la frecuencia de monitoreo en cada caso. En el período de puesta del documento en consulta pública, ANCAP expuso lo siguiente: 1) En la reunión del 23/8/2011 entre ANCAP y DINAMA se acordó que respecto al estándar de NOx, en la propuesta se efectuaría la aclaración respecto a que serían aceptables excedencias del estándar, en caso que el contenido de N en el coque así lo justifique. Se solicita incluir esta aclaración en la propuesta, es decir, condicionar el estándar de NOx al contenido de nitrógeno del combustible. En la reunión mencionada se estableció que la DINAMA pondría a consideración la propuesta. Luego de haber estudiado el tema y evaluado en conjunto con otros técnicos

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de DINAMA, se desestima esa alternativa. Se considera que no es adecuado elevar un estándar de emisión de NOx en base a la calidad del combustible relacionada con su contenido de nitrógeno. Existen alternativas para adquirir combustible con menor contenido de nitrógeno en el mercado internacional. 2) Relacionado con el punto anterior, “se solicita una redacción diferente para las consideraciones al respecto que figuran en la página 24, teniendo en cuenta lo siguiente: -el valor propuesto de 1.100 mg/Nm3 expresado al 7% de O2, corresponde a la garantía del proveedor para los nuevos hornos a instalar en las plantas de ANCAP, valor correspondiente a consumo de coque con contenido de nitrógeno de 1,5%. -los valores de NOx de 250 y 335 mg/Nm3 mencionados corresponden al uso de fuel oil como combustible, cuyo contenido de nitrógeno es muy inferior al del coque (del orden del 0,3%). Se solicita eliminar esta referencia”. Se entiende que corresponde esta corrección y dicho texto fue eliminado del documento. 3) Teniendo en cuenta lo mencionado en el punto 1) y lo mencionado en cuanto a garantía de equipamiento ya adquirido, se solicita eliminar del texto de página 24 " Considerando que se trata de una planta nueva, la operativa de la planta deberá ajustarse para dar cumplimiento al estándar propuesto de 850 mg/Nm3". Se reitera lo establecido en el punto 1) y se deberá cumplir con dicho estandar. 3) “En la reunión del 23/8/2011 se anunció que se iba a incluir un estándar para emisión de metales global. En la propuesta aparece el estándar global y otros 2, uno para mercurio y sus compuestos y otro para cadmio y talio y sus compuestos. Se solicita incluir en la propuesta la justificación de la incorporación de estos estándares, así como las normativas de referencia adoptadas para el establecimiento de los mismos”. El documento de las BAT para producción de cemento y cal, indica que los metales pueden estar presentes en los materiales alimentados a los hornos o en los combustibles, principalmente si se usa carbón o aceites usados. Por tal motivo se incorporan estándares para metales y se establece una frecuencia de monitoreo de una vez al año. Son los mismos estándares que propone la IFC cuando se procesan residuos peligrosos en hornos cementeros, y son los mismos que se tomaron para incineración de residuos (de la UE).

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Anexo 03 Revisión de estándares para plantas de pasta de cel ulosa y papel y propuesta de estándares Aclaración: En el ámbito del Gesta se presenta la inquietud sobre la realización de un corte por producción ya que las tecnologías BAT son factibles de aplicar para cierto porte de industria. Se recoge dicha inquietud y analizando el rubro a nivel nacional, se plantea hacer un corte en 150.000 toneladas anuales de celulosa y papel. PROPUESTA DE NUEVOS ESTÁNDARES al 7% de Oxigeno seco para plantas

de producción mayor a 150.000 toneladas anuales de celulosa Y papel Se proponen estándares que se ajusten a las mejores técnicas disponibles (BAT). Además para corroborar dichos estándares se analizó el historial de tres años de datos correspondientes a la primera planta de celulosa que registra los datos de emisión en forma continua. Caldera de Recuperación MP SO2 NOx como NO2 TRS EPA (mg/Nm3) 107 - - 27ppm Brasil res 382/06 (mg/Nm3) 107 107 500 16 (5)

BAT en Kg/ADt 0.2-0.5 (1) 0.2-0.4(3)

0.2(4) 0.7-1.1

(1) precipitador de partículas (2) sin scrubber y 63-65% Sólidos Secos (SS) de licor negro (3) con scrubber y 63-65% Sólidos Secos (SS) de licor negro (4) sin scrubber y 72-80% Sólidos Secos (SS) de licor Negro (5) como SO2

Horno de cal MP SO2 NOx como NO2 3 TRS/H2S EPA (mg/Nm3) 190 (7)

380 (8) 9 ppm

Brasil res 382/06 (mg/Nm3) 108 506 32 (9)

BAT en Kg/ADt 0.03-0.05(1) 0.005-0.03(3)

0.1-0.3(4) 0.1-0.2(5)

>0.2(6)

(1) precipitador de partículas (2) scrubber húmedo (3) quema de comb. liq. sin gases no condensables (4) quema de comb. liq. con gases no condensables (5) comb liquido (6) gases no condensables y metanol con polvo de biomasa, comb. fosiles, gases de pirolisis (7) comb. fosil gaseoso (8) comb. fosil liquido (9) como SO2

(10) como H2S

(1) quema de comb. liq. sin gases no condensables (2) quema de comb. liq. con gases no condensables (3) comb liquido (4) gases no condensables y metano junto con polvo de biomasa, comb. fosiles, o gases de pirolisis

MP mg/Nm3 SO2 mg/Nm3 NOx como NO2 mg/Nm3 TRS mg H2S/Nm3

Propuesta de estándares 70 50 280 9

MP mg/Nm3 SO2 mg/Nm3 NOx como NO2 mg/Nm3 TRS mgH2S/Nm3

Propuesta de estándares 70 50(1)

500(2) 280(3)

500(4) 19

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JUSTIFICACIÓN: La concentraciones para los estándares propuestos se calculan a partir de las cargas de emisión que se pueden alcanzar utilizando BATs. Para esto, se tomaron los escenarios mas conservadores, es decir el mayor valor de carga, en los casos que se tienen rangos, y un valor de volumen de aire por tonelada de pasta de celulosa (m3/Adt) también conservador. El volumen de aire por tonelada de pasta de celulosa se obtuvo mediante el análisis de los datos de la planta existente, de los valores manejados por las BAT y las proyecciones de la planta de celulosa a instalarse. Las concentraciones de NOx para la caldera de recuperación no se corresponden estrictamente con los valores que, teóricamente, se pueden alcanzar utilizando las BAT. Los datos correspondientes a los tres años de funcionamiento de la primera fábrica de celulosa en el país indican que los valores de NOx están por encima de los sugeridos por las BAT. Los estándares de NOx para la caldera de recuperación se corresponden con los valores mas conservadores del rango de casos presentado en el análisis del panel IPPC y del análisis del historial de tres años que se tiene en el país. Las concentraciones de NOx para el horno de cal se corresponden con el valor de las BAT más conservador cuando se utiliza exclusivamente combustible liquido. Para el caso que se quemen gases no condensables y metanol con polvo de biomasa, comb. fosiles, o gases de pirolisis, se consideró el valor medio del rango de casos presentados en el análisis del panel IPPC. Revisión de estándares para plantas de producción menor a 150.000 toneladas anuales de celulosa y papel al 7% de Oxígeno Seco. Caldera de Recuperación MP (mg/Nm3) SO2 (mg/Nm3) NOx como NO2


EPA 107 - - 27ppm Brasil res 382/06 107 107 500 16 como SO2

Horno de cal MP (mg/Nm3) SO2 mg/Nm3 NOx como NO2

mg/Nm3 TRS (mgH2S/Nm3

EPA 190 (1)

380 (2) 9 ppm

Brasil res 382/06 108 506 32 como SO2

(1) comb. fosil gaseoso (2) comb. fosil liquido

Tanque de disolución MP TRS EPA 0.1 kg/kgDS de

licor negro 0.016 kg/kgDS de licor negro

como H2S Brasil res 382/06

0.1 kg/kgDS de licor negro

0.1 kg/kgDS de licor negro como SO2

33

Propuesta de Estándares expresado al 7% de oxígeno seco MP (mg/Nm3) SO2 (mg/Nm3) NOx como NO2


Producción Menor a 150.000

TSA

Mayor a 150.000

TSA

Menor a 150.000

TSA

Mayor a 150.000

TSA

Menor a 150.000

TSA

Mayor a 150.000

TSA

Menor a 150.000

TSA

Mayor a 150.000 TSA

Caldera de recuperación 100 70 100 50 500 280 9 9

Horno de cal 100 70 100 501

5002 500 2803

5004 19 19

Tanque de disolución




como H2S

0.016 kg/kgDS de licor negro como H2S

1 quema de combustible liquido sin gases no condensables

2 quema de combustible líquido con gases no condensables u otro energético que los contenga 3 combustible liquido 4 gases no condensables y metanol con polvo de biomasa, combustible fósiles, gases de pirolisis

34

Anexo 04 Revisión de estándares de emisión en refer encias internacionales, rubro Producción de ácido sulfúrico y fertilizantes. Las referencias consultadas fueron las siguientes: • EPA (Environmental Protection Agency): CFR 40, Part 63. • IHOBE (Gobierno Vasco): Decreto 833/1975, de 6 de febrero. • IFC (Internacional Finance Corporation): Guías de medio ambiente sectoriales. • EFMA – ESA (European Fertilizar Manufacturs´Association – European Sulphuric

Acid Association). • México, NOM-085-SEMARNAT-1994. • Colombia, Resolución No 909, 5/06/2008. • Brasil, Resolución CONAMA No. 382 del 26/12/2006. Procesos de fabricación de ácido sulfúrico y fertil izantes: 1 -EPA-CFR Part 60-63 Para la producción de fertilizantes, la EPA maneja diferentes estándares de HF expresados en carga. Obtener valores representativos de cargas emitidas a partir de monitoreos discretos es complejo, el de mayor utilidad es el de SO2 para la producción de ácido sulfúrico, ya que se monitorea en forma continua.

Proceso Contaminante Estándar

Plantas existentes Niebla ácida 0,25 g / kg H2SO4 al 100 %

SO2 2 kg / ton H2SO4 al

100 % * 0,075 kg H2SO4 al

100 %

Producción de ácido sulfúrico

Plantas nuevas Niebla ácida

Opacidad 10 % * implica doble adsorción o el uso de scrubber.

Estudios demuestran que el factor de emisión para producción de acido sulfúrico, con una conversión del 98% sin mitigación de emisiones, es de 13 kg SO2/ton H2SO4 al 100 % (EPAc08s10.pdf, EPA BACKGROUND REPORT AP-42 SECTION 5.17 SULFURIC ACID.) 2- IHOBE- Decreto 833/975


SO2 1425 mg /Nm3 Producción de ácido sulfúrico Niebla ácida 150 mg /Nm3

Fertilizantes fosfatados, nitrogenados MP 150 mg /Nm3

Super Fosfato Simple 0,07 Kg F/Tm P2O5

Super Fosfato Triple HF

0,05 Kg F/Tm P2O5

3- IFC Contaminante Estándar

SO2 450 mg /Nm3

2 kg / ton ácido SO3 60 mg /Nm3

0,075 kg / ton ácido

H2S 5 mg /Nm3


NOx como NO2 200 mg /Nm3 Fluoruros como HF 5 mg /Nm3 Fertilizantes fosfatados

MP 50 mg /Nm3

35

NH3 50 mg /Nm3 HCl 30 mg /Nm3

NOx como NO2 500 mg /Nm3 (unidad de nitrofosfato)

70 mg /Nm3 (unidad de ácido

mixto) MP 50 mg /Nm3 Fertilizantes nitrogenados NH3 50 mg /Nm3

4- EFMA – ESA (European Fertilizar Manufacturs´Association – European Sulphuric Acid Association)


Simple absorción SO2 6,7 a 13,3 kg / ton H2SO4 al 100 %

Simple absorción + lavado de gases con uso de

subproducto SO2 < 2 kg / ton H2SO4 al 100 %

< 5.000 mg /Nm3 (referido al 11 % de SO2) Simple absorción + 5 to.

Lecho SO2 < 10 kg / ton H2SO4 al 100 % < 4.500 mg /Nm3 (referido al

11 % de SO2) Simple absorción +

catalizador de Cs en último lecho

SO2 < 9 kg / ton H2SO4 al 100 % < 1.000 mg /Nm3 (referido al

11 % de SO2) Simple a doble absorción SO2 < 2,6 kg / ton H2SO4 al 100 %

SO2 1,5 a 3,9 kg / ton H2SO4 al 100 % Doble absorción

< 1.000 mg /Nm3 (referido al

11 % de SO2) Doble absorción + 5 to. Lecho SO2

< 2,5 kg / ton H2SO4 al 100 % < 900 mg /Nm3 (referido al 11

% de SO2) Doble absorción +

catalizador de Cs en último lecho

SO2 < 2,3 kg / ton H2SO4 al 100 % 200 mg /Nm3 (referido al 11 %

de SO2) Tratamiento de gases (varios tipos de lavado) SO2

< 2 kg / ton H2SO4 al 100 %


Simple y doble absorción H2SO4 (niebla ácida= SO3 + H2SO4)

50 mg /Nm3 < 0,1 kg / ton H2SO4 al 100 %

HF 2,5 mg /Nm3 (0 a 5) NH3 60 mg /Nm3

NOx como NO2 500 mg /Nm3 MP

Húmedo, expresado en base seca) 50 mg /Nm3

(25 a 75)

Producción de fertilizantes

MP (uso de filtros textiles) 10 mg /Nm3

Nota: para los contaminantes que no se monitorean en continuo, no se tomaron estándares en unidades de carga, se tomaron en unidades de concentración dada la dificultad de vincular mediciones discretas con volúmenes de producción. Tanto para simple como doble absorción: NOx < 30 mg /Nm3.

5- MEXICO - SEMARNAT - NOM-039-ECOL-1993

Estándar SO2 (kg / ton H2SO4 al 100 %) Estándar niebla ácida Capacidad de

producción Plantas existentes zonas críticas

Plantas existentes otras

zonas

Plantas nuevas

Todas las plantas

1 a 500 ton/d 17,5 28 13,0

501 a 700 13,0 20,0 3,0


701 a 1000 9,0 14,0 3,0

< 1 kg / ton H2SO4 al

100 %

36

> 1000 4,0 7,0 3,0

6- COLOMBIA - RESOLUCIÓN 0909 DE 2008

SO2 niebla ácida MP * HF NOx como NO2

nuevas /

(existentes) Todas las plantas

nuevas / (existentes)

Todas las

plantas

nuevas / (existentes)


900 / (1.600) mg SO2 / Nm3

150 mg H2SO4 /

Nm3 - - -

Producción de: ácido fosfórico por reacción de roca de fosfato y

ácido. ácido superfosfórico (ácido fosfórico con P2O5

superior al 66%). fosfato diamónico granular por reacción de ácido

fosfórico con amonio. superfosfato triple por reacción de roca de fosfato

y ácido. Cualquier instalación en donde se cure o

almacene superfosfato triple.

- - 50 a 150 /

(150 a 250) mg / Nm3

8 -

Cualquier actividad que produzca fertilizantes complejos tipo N, P, K. Aplica a cualquier combinación de enfriadores, digestores y

secadores.

- - 50 a 150 /

(150 a 250) mg / Nm3

8 500 / (550)

Condiciones: (25 ºC y 760 mm Hg) al 11 % de O2.

*: depende de carga contaminante.

7- BRASIL - RESOLUCIÓN 382 DE 2006

Proceso SO2 Niebla ácida NOx como NO2 Fluoruros totales MP Amonio


2,0 kg/ton

H2SO4 al 100%

0,15 kg/ton H2SO4 al

100% - - - -

Producción de ácido nítrico - - 1,6 kg/ton

HNO3 al 100% - - -

Producción de ácido fosfórico - - -

0,04 kg/ton P2O5

alimentado

75 mg/Nm3 -

Beneficiamiento de concentrado fosfático - - - -

75 a 150 mg/Nm3

-

Mezcladoras en plantas de fertilizantes

- - - - 75

mg/Nm3 -

Fertilizantes fosfatados (excepto MAP y DAP) - - -

0,1 kg/ton P2O5

alimentado

75 mg/Nm3 -

Fertilizantes fosfatados (MAP y DAP) - - -

0,03 kg/ton P2O5

alimentado

0,02 kg/ton

producto Fertilizantes nitrogenados - - - - 75

mg/Nm3 60

mg/Nm3

Condiciones: (25 ºC y 760 mm Hg) al 11 % de O2.

MAP: granulado, de la reacción entre amonio y ácido fosfórico, monoamónico.

DAP: granulado, de la reacción entre amonio y ácido fosfórico, diamónico.

37

Estándares propuestos para producción de ácido sulf úrico y fertilizantes fosfatados y fertilizantes nitrogenados

Limites máximos de emisión a la atmósfera

Contaminante estándar

> o = 300ton/d < 300 ton /d

SO2 (1) 4 kg/ton H2SO4 al 100% 1700 mg/Nm3

13 kg/ton H2SO4 al 100% 5000 mg/Nm3

Niebla Ácida 100 mg H2SO4/Nm3 Opacidad 10%

Amoniaco (NH3) 50 mg/Nm3 * NOx como NO2 500 mg/Nm3 *

Compuestos de F(expresados como HF) 5 mg/Nm3 ** MP 75 mg/Nm3

(1) Todo emprendimiento deberá cumplir con al menos uno de los estándares. *Para producción de Fertilizante nitrogenado

** Para producción de Fertilizante fosfóricos.

La correspondencia entre los kg SO2/ton H2SO4 al 100% y la concentración de SO2, se determinó en base a los datos históricos de las plantas operativas en Uruguay y los datos aportados por bibliografía, para un 9 % de SO2 (EPA c08s10.pdf). Los emprendimientos nuevos y existentes con capacidad de producción mayor a 50 ton / d de ácido sulfúrico al 100%, deberán monitorear dióxido de azufre en forma continua. Justificación del corte De las referencias internacionales consultadas, no se encontró, en general, corte por capacidad de producción siendo en general la tendencia el uso de la tecnología de doble absorción. Cabe señalar, que los niveles de emisión alcanzados con dicha tecnología, también son alcanzables con la tecnología de simple absorción y adecuaciones en el proceso y/o sistema de mitigación. Aunque las referencias internacionales tienden a un valor de emisión de dióxido de azufre de 2 kg/ton H2SO4 al 100%, se propone un estándar de 3.9 considerando la escala país. Consideraciones realizadas por el sector durante la etapa de trabajo en el grupo: Estándar para MP, el actual para los dos emprendimientos operativos es de 150 mg/Nm3. Será considerado en el plan de adecuación de las plantas existentes. Estándar de HF, metodología de muestreo y análisis aún no validados, al respecto se tendrá en consideración un período de ajuste de la metodología (ya iniciado) para demostrar cumplimiento. En el período de puesta del documento en consulta pública, a través de la CIU, la empresa ISUSA expuso lo siguiente: "Consideramos que se debería separar la tabla de límites máximos en dos, pues no siempre está asociada la producción de ácido sulfúrico a la de fertilizantes. Tampoco son los mismos los contaminantes a ser monitoreados y controlados. Se debería tener por un lado los límites de SO2, Niebla Ácida y opacidad para la fabricación de ácido sulfúrico y el resto para la de fertilizantes. Finalmente comentar que no se comparte el criterio utilizado para asignar el valor de 75mg/m3 a las emisiones de material particulado total tanto para la fabricación de

38

fertilizantes como para los procesos de granulación. En el primer caso resulta muy alto y para el segundo muy bajo. Nos parece que lo adecuado sería un valor de 50mg/m3 para la fabricación de fertilizantes y de 100mg/m3 para los procesos de granulación." Al respecto: - la propuesta diferencia con asteriscos los estándares que aplican a cada proceso.

Igualmente se toma la sugerencia de separarlos y se presentan en tablas diferentes en el documento principal

- sobre el estandar de MP, las referencias consultadas no diferencian al proceso de granulado y los valores de emisiones manejados están entre 50 y 75 mg/m3, no encontrándose fundamento para elevarlo a 100 mg/Nm3.

39

Anexo 05 Revisión de estándares de emisión en refer encias internacionales, rubro Refinerías de petróleo Relación del contenido de azufre en combustible vs. Emisiones de SO2. Referencia bibliográfica: Integrated Pollution Prevention and Control (IPPC) - Reference Document on Best Available Techniques for Mineral Oil and Gas Refineries, February 2003 Existe una relación directa entre el contenido de azufre del combustible y las emisiones de SO2, un contenido del 1 % de azufre se vincula con 1700 mg/Nm3 de SO2 en las emisiones gaseosas. Según el tipo y contenido de azufre del combustible utilizado, se tienen los siguientes datos de emisiones de SO2 expresados al 3 % de oxígeno. Tabla 1 –Emisiones de SO2 – tipo y contenido de azufre en combustible.

Combustible Instalación Gas de refinería Combustible líquido (por ejemplo f uel oil)

Hornos 3 - 1700 50 – 7000 Calderas 3 – 1700 50 – 7000 Turbinas 3 - 1700 Nd

Observaciones

El valor inferior del rango es para combustión de GN.

El valor más elevado se corresponde con quema de gas

de refinería no tratado y sin mitigación de azufre.

El valor inferior del rango es para combustión de combustible líquido de refinería con bajo contenido de azufre y con técnicas

de abatimiento. El valor más elevado se corresponde con combustible líquido

con un contenido de azufre del 4,1% sin técnica de abatimiento.

El grupo técnico de trabajo de IPPC no ha identificado un rango de emisiones de SO2 asociado a la aplicación de las BAT, dada la complejidad y variedad de las diferentes instalaciones de refinería, así como los costos-beneficios de las técnicas de abatimiento. Revisión de estándares para actividades en refinería de petróleo. Tabla 2 –Estándares de SO2 en normativa española.

SO2 (mg/Nm 3) Real Decreto

1800/1995 Real Decreto 430/2004

Proceso a partir

de 2003 a partir de 2008

Todas las instalaciones de refinería, ponderado por tipo de combustible 1.700 -

Todas las instalaciones de refinería, ponderado combustibles sólidos (6% de O2)

- 2.000 (< 100 MW) Inferior lineal, para > 100 MW

Todas las instalaciones de refinería, ponderado combustibles líquidos (3 % de O2)

- 1.700 (< 300 MW)

Inferior lineal, para > a 300 MW

Todas las instalaciones de refinería, ponderado combustibles gaseosos (3 % de O2)

- 35

40

Tabla 3 –Estándares del Real Decreto 430/2004.

Real Decreto 430/2004

Proceso SO2 (mg/Nm 3)

MP (mg/Nm 3)

CO (ppm) Observaciones

combustible sólido 500 a 2000 al 6% de O2

Biomasa : 200 Combustible caso general: 200 a 850 mg/Nm3

combustible líquido 500 a 1700 al 3% de O2

200 a 850 al 3% de O2

combustible gaseoso al 3% de O2: 5 (gas licuado) 35 (comb gaseosos)

Apartado 2: Si combustible determinante aporta: 1. > 50% de la potencia térmica: límite de emisión más elevado (correspondiente a dicho combustible). 2. < 50% de la potencia térmica: límite de emisión ponderado según potencia térmica de cada combustible.

Art. 8. Instalaciones con Calderas mixtas

Apartado3: Alternativa al apartado 2, SO2: a) Con independencia de la combinación de combustibles utilizada, valor límite de emisión medio para todas las instalaciones de este tipo dentro de la refinería: 1000 mg/Nm3 b) 600 mg/Nm3 como valor medio para todas las nuevas instalaciones. (excepto turbinas de gas)

Regeneración de catalizadores en unidades de craqueo catalítico de lecho fluido (FCC)

3.000

- 500

Regeneración de catalizadores en unidades de craqueo

50 - 100

500

Plantas de recuperación de azufre

Rendimiento mínimo de 96,5 a 98,5 % según capacidad diaria.

- - Cumple, eficiencia esperada del 99,5 %

Calderas y hornos -

120 - 180

1500

-

Otras instalaciones, excluidas regeneración catalítica, y plantas de recuperación de azufre.

2.500 – 3.400

- -

-

Nota: El Real Decreto 430/2004, establece: 1. que los estándares del Real Decreto 833/75 para SO2 y MP, se referirán a: combustibles líquido y gaseosos 3 % O2,

combustibles sólidos 6% O2, turbinas de gas 15% O2. 2. que los estándares del Real Decreto 833/75 no tendrán en consideración períodos transitorios de arranque, parada y soplado. 3. Refiere al Decreto 833/75 (ej: CO)

Tabla 4 –Estándares del Consejo Federal Suizo 814.318.142.1

Instalaciones SO2 NOx (mg/Nm3) H2S (mg/Nm3)

Hornos de refinería menor igual a 300 MW 350 mg/Nm3 300 10

Hornos de refinería superior a 300 MW 100 mg/Nm3 300 10

Unidad Claus 2 % en masa (para el rango de 20 a 50 t/d) - 10

41

Nota: Para estándares de emisión en hornos, la norma toma la potencia térmica total de la refinería, y se refieren al 3% de O2.

Tabla 5 –Valores guía de la IFC

Instalaciones Combustible NOx como NO2 (mg/Nm3)

SO2 (mg/Nm3) MP (mg/Nm3) H2S (mg/Nm3)

Horno hidrodesulfurización Gas de refinería 450 500 50 10 Horno desulfurización selectiva Gas de refinería 450 500 50 10 Unidades de la Planta de recuperación de azufre

Gas de refinería 450 150 50 10

Resto de instalaciones Gas de refinería 450 500 50 10 Plantas de recuperación de azufre

recuperación de azufre mínimo : 97 %

Ni: 1 mg/Nm3. V: 5 mg/Nm3.

Nota: gas seco al 3% de oxígeno.

Tabla 6 –Norma Brasilera Resolución 382/2006-Anexo VI

Instalaciones Combustible NOx como

NO2 (mg/Nm3)

SO2 (mg/Nm3) MP (mg/Nm3)

Horno y calderas (potencia térmica menor a 10)

Gas de refinería 320 70 150

Horno y calderas (potencia térmica entre 10 y 70)


Horno y calderas (potencia térmica mayor a 70)


Regeneración de catalizadores en unidades de craqueo catalítico de lecho fluido (FCC) 600 1200 751

Caldera de CO 600 1200 751

Planta de recuperación de azufre

96% de recuperación mínima durante todo el ciclo de vida

de la instalación Nota- las concentraciones están expresadas al 3% de oxigeno seco excepto (1) que están expresadas al 8% de oxigeno seco y sin contar la masa de sulfato.

En el caso del uso de mas de un combustible, el valor de emisión es calculado como

∑∑

∗∗∗

=PCIC

PCICLcLp

)(

donde Lp= Límite ponderado Lc= Límite de emisión del combustible utilizado C= Consumo de cada combustible PCI= Poder calorífico inferior de cada combustible utilizado Dentro de la categoría hornos y calderas de la refinería de ANCAP, el proceso que puede diferir en el funcionamiento es la caldera de CO acoplada a la unidad de FCC. En el caso de ANCAP, la regeneración de catalizador de craqueo se realiza utilizando combustión parcial y total. Los gases generados ingresan a la caldera de CO para quemar el CO generado en la etapa de combustión parcial y recuperar calor de los gases generados en la etapa de combustión total. Las emisiones de SO2 pueden ocurrir principalmente por el uso de combustible con azufre en esta caldera, como apoyo a la quema del CO. El documento de las BAT para Refinación de petróleo, en referencia a los regeneradores de catalizador de craking catalítico de lecho fluidizado (FCC) con combustión parcial

42

acoplado a una caldera de CO, señala niveles de NOx de 100 a 500 mg/Nm3 promedio diario al 3 % de O2. Para CO, 50 a 400 mg/Nm3 promedio diario al 3 % de O2. En referencia a los niveles de material particulado para esta instalación, el documento de las BAT indica: - Que los diseños básicos de FCC incluyen dos ciclones en el regenerador, no siendo

sencillo con este sistema retener las partículas más finas de catalizador. Por ello, en algunos casos es necesario incorporar otro sistema de tratamiento para retener los finos (inferiores a 10 µm).

- La selección del catalizador puede reducir los niveles de partículas arrastradas a menos de 300 mg/Nm3 previo al sistema de tratamiento de emisiones.

De los metales presentes en el petróleo, el Ni y V, se enriquecen en los residuos de destilación, por lo cual tanto las BAT como IFC sugieren establecer niveles máximos de emisión de estos elementos. - El monitoreo de H2S deberá realizarse en las siguientes instalaciones:

o cualquier unidad de reducción que no cuente con un sistema de combustión para los gases que evacue (tomado de norma Australiana, Protection of the Environment Operations (Clean Air) Regulation 2010)

o cualquier planta de recuperación de azufre. Comentarios: Uruguay cuenta con una sola planta de refinería de petróleo, y no se visualiza la instalación de otras plantas en el futuro mediato. La propuesta de estos estándares son de aplicación a instalaciones nuevas, y a las instalaciones existentes se le aplicarán mediante tiempos de adecuación. En reuniones mantenidas con el equipo técnico de ANCAP, se plantea: - la imposibilidad del cumplimiento de un estándar para SO2 de 1700 mg/m3 en las

calderas y hornos dado que el combustible líquido que se utiliza tiene un contenido de azufre elevado.

Al respecto: dado que para los estándares de emisión de SO2, en general niveles entre 1000 y 1700 mg/Nm3 para la quema de combustibles líquidos, van acompañados de normas que limitan el contenido de azufre en los combustibles, se optó por tomar un estándar aplicable a combustible líquido con 3 % de azufre. - El límite para NOx utilizando combustible líquido es más bajo (450 vs. 600) para hornos y calderas de la refinería. Al respecto, dado que la refinerías cuenta con un número importante de focos emisores instalados en un área relativamente menor, amerita emplear estándares más estrictos, los cuales están fundamentados por referencias internacionales. - El límite para CO, en la propuesta para Refinería es 1500 (utilizando combustible

líquido) y en la propuesta para calderas no se propone ningún límite. Al respecto, cabe la misma apreciación que en el punto anterior, la acumulación de focos amerita establecer un estándar para CO. - Dado el límite de material particulado que se maneja en una de las versiones de la

Propuesta para caldera de CO, ANCAP propone incluirla dentro de calderas en general.

Al respecto, en la Propuesta final la caldera de CO quedó con el mismo nivel de material particulado que las restantes calderas y hornos de la refinería. Tratándose de un valor

43

intermedio a los estándares aplicables a unidades de combustión entre 12 MW y más de 40 MW, teniendo en cuenta lo indicado anteriormente en referencia a la acumulación de focos emisores en un área limitada. Para la propuesta de estándares de SO2, se toma en consideración lo siguiente: -la aplicación de la IFC para el uso de gas de refinería como combustible. -la aplicación de los valores esperados de emisiones para combustible líquido con un contenido de azufre del 3 %. Propuesta de estándares


SO2 (mg/Nm3) CO (mg/Nm3) MP (mg/Nm3) H2S (mg/Nm3) Instalaciones

Gas de refinería


Gas de refinería


Gas de refinería


Gas de refinería


Gas de refinería


Hornos y calderas (1)

450 450 500 5100 1500 50 150 10

Regeneración de

catalizadores en unidades de

craqueo catalítico de lecho fluido (FCC) con

caldera de CO

600 600 500 5100 500 500 50 150 10

Planta de recuperación

de azufre - 10

Nota: gas seco al 3% de oxígeno. (1) incluye los hornos de las plantas de recuperación de azufre

Plantas de recuperación de azufre: recuperación de azufre mínimo : 97 % durante toda la vida útil de las instalaciones

Para el cálculo de los estándares en caso del mixto de combustibles se utilizara la siguiente formula:

21

21

)()(

)()(

PCICPCIC

PCICLcPCICLcLp

∗+∗∗∗+∗∗=

donde Lp= Límite ponderado Lc= Límite de emisión del combustible utilizado C= Consumo de cada combustible PCI= Poder calorífico inferior de cada combustible utilizado y los subíndices 1 y 2 corresponden a los combustibles En el período de puesta del documento en consulta pública, ANCAP expuso lo siguiente: 1- “Se observa que permanece la exigencia para el H2S en hornos y calderas y en Cracking, a pesar de que en la reunión del 23/8/2011 se acordó que el límite se mantendría sólo para la nueva unidad de recuperación de azufre. Se mantiene esta posición, dado que el gas de refinería que se utiliza como combustible es desulfurizado previamente a su uso y el H2S que podría quedar remanente en el mismo se quema a SO2. En caso que DINAMA resuelva mantener el estándar de H2S, se solicita reducir la frecuencia de monitoreo de cuatrimestral a anual”. En el documento principal se aclara unidades a las que aplica.

44

Se establece frecuencia de monitoreo semestral considerando el porte del emprendimiento. 2- “Tal como se explicó por parte de ANCAP en la reunión del 23/8/2011, la caldera CO asociada a la unidad de cracking catalítico de Refinería La Teja no cumple el estándar propuesto para MP, debido a la emisión de catalizador. Se solicita efectuar las aclaraciones correspondientes, ya que el estándar que se propone por DINAMA sería cumplible si se considera solamente la emisión asociada a la combustión”. Las partículas emitidas desde esta unidad serían de tamaño inferior a 10µm, por lo que forman parte de las partículas con mayor riesgo para la salud, y teniendo en cuenta que la refinería se encuentra en un centro poblado, se considera que un estándar permisivo no es apropiado, requiriéndose implementar acciones para reducir los niveles. 3- “No surge del documento la referencia adoptada para el establecimiento de estándares para Ni y V en la caldera CO. Este nuevo límite no se mencionó en la reunión del 23/8/2011 por parte de DINAMA. Se solicita incluir la justificación de la inclusión de este estándar así como indicar la referencia adoptada y la modalidad para su monitoreo”.

La referencia de estándares para Ni y V se establece para los gases evacuados desde unidades FCC, incluso con caldera de CO. De los metales presentes en el petróleo, el Ni y V, se enriquecen en los residuos de destilación, por lo cual tanto las BAT como IFC sugieren establecer niveles máximos de emisión de estos elementos.

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Anexo 06 Revisión de estándares de emisión en refer encias internacionales, rubro: Procesos de fundición primaria y secundaria de meta les y acería. Procesos de fundición de metales y acería Las referencias consultadas fueron las siguientes:

- EPA (Environmental Protection Agency): CFR 40. - IFC (Internacional Finance Corporation): Guías de medio ambiente sectoriales. - IHOBE (Gobierno Vasco): Decreto 833/1975, de 6 de febrero, que se desarrolla la Ley 38/1972, de 22 de diciembre de protección del ambiente atmosférico. - Provincia de Buenos Aires, Dcreto 3395/1996. - Brasil, Resolución CONAMA No. 382 del 26/12/2006. - Chile, Decreto 1583 del 26/4/1993 y modificaciones. - Colombia, Resolución No 909, 5/06/2008.

Los estándares de la EPA resultan de difícil aplicación porque consideran una gran variedad de condiciones operativas. Los estándares de IHOBE son permisivos para los estándares de material particulado, incluso en los casos de fundición de plomo, la norma data de 1975. Los estándares propuestos se basan en los de IFC y los de la región. Las IFC tienen estándares para fundición secundaria de metales y acería por separado, sin embargo son similares por lo que se optó por tomar estándares únicos para ambos tipos de procesos, y se descartaron algunos contaminantes considerando que con los propuestos, se mantienen bajo control.

Estándares (mg/Nm3)

Contaminante Brasil (II Fundición de

metales) *

Provincia de Buenos Aires

(emisores generales)

Chile (emisores generales)

Colombia IFC fundición IFC acería

MP 50 250 32 (año 2004) 150 20 **

50 *** 20 ** 50 ***

Pb 5 10 - 1 - 2 Cd y sus

compuestos - - - 1 - 0,2

Pb, Cd y sus compuestos - - - - 1 – 2

Cu y sus compuestos

- - - 8 5 – 20

Cr - - - - - 4 Ni, Co, Cr, Sn y sus compuestos

- - - - 5 -

Ni - - - - - 2 NOx como NO2 450 500 120 - 400 500 - 750

SO2 500 500 50 - 400 500 Niebla ácida 100 150 - -

HCl 460 (Cl2 : 230) 40

5 Cl2 (procesos de recuperación e arenas, etc).

5 HCl (fundentes de cloruro)

10

HF - - - - 5 (fundentes de floruro)

10 HF 5 F2

CO - 100 - 250 - - 150 - 200 100 - 300

COV - - - - 20 – 150 (1000 cubilote) 20

Aminas - - - - 5 (Fundición de Al) 30

H2S - - - - 5 ppm v/v

5 mg/Nm3

46

Estándares (mg/Nm3)

Contaminante Brasil (II Fundición de

metales) *

Provincia de Buenos Aires

(emisores generales)

Chile (emisores generales)

Colombia IFC fundición

IFC acería

Niebla de aceite - - - - 5 15 Benzo-a-pireno - - - - - 0,1

Humo de alquitrán - - - - - 5

* Para la producción de óxido de plomo, emisión de polvo nula. Frecuencia de monitoreo trimestral. ** En ausencia de metales tóxicos *** En presencia de metales tóxicos **** Para los gases de combustión: secos, temperatura 273K (0°C), presión 101,3 kPa (1 atmósfera), con tenido en oxígeno 3% seco para combustibles líquidos y gaseosos, 6% seco para combustibles sólidos. Para los gases no combustionables: no se aplica corrección para el vapor de agua ni el contenido en oxígeno.

Propuesta de estándares de emisión para la fundició n primaria y secundaria de metales, y acería.

Contaminante Estándar (mg/Nm3) MP 50

CO 300

Pb, Cd y sus compuestos 2 Cr, Ni y sus compuestos 5

Cu y sus compuestos (fundición no ferrosa)

5 (20) para fundición de Cu y sus aleaciones

HCl (fundentes de cloruro y acería) 10 HF (fundentes de floruro y acería) 10


o Valores referidos a gas seco, temperatura de 273 K, presión 101,3 kPa. o Considerando que en algunos procesos se incorpora oxígeno puro, en ellos no

corresponde la corrección por contenido de oxígeno de referencia. Asimismo, la referenciación no es practicable cuando la captación de emisiones fugitivas lleva el valor de oxígeno de gases al 20,9 %.

o Para evitar que la determinación de los niveles de contaminantes se vea afectada por la dilución del efluente gaseoso, se requiere establecer las condiciones en que se ejecutará el monitoreo de emisiones. Dependiendo del tipo de proceso se establecerá, por ejemplo, temperatura mínima de salida de gases (cuando se utiliza aire para enfriarlos), o determinación de contaminantes en ductos de salida del horno (previo al mezclado con captaciones de fugitivas).

Hornos de recalentamiento y tratamientos térmicos: Opacidad 1,5 en escala de Ringelmann (tomado de IHOBE). En el período de puesta del documento en consulta pública, a través de la CIU, la empresa Gerdau Laisa expuso lo siguiente: "Hemos estado averiguando sobre emisiones de CO en Minimills (Acerías con horno arco eléctrico). Dentro de las averiguaciones realizadas hemos encontrado que éstas emisiones son muy fluctuantes de un horno a otro y de una empresa a la otra dependiendo de los siguientes factores:

- Tipo de acero producido (alto carbono, bajo carbono, acero inoxidable, aceros con aleaciones especiales, etc.

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- Tipo y tamaño del horno así como la potencia utilizada en el transformador del horno. Es importante la capacidad en toneladas de los hornos

- Diseño del horno, en especial si tiene no el 4to agujero por donde succiona el sistema de captación y extracción de humos.

- Chatarra procesada e insumos utilizados. - Sistema alimentación del horno. - Escoriado La EPA ha elaborado un documento donde establece los factores de emisión para minimills de los diversos contaminantes entre los cuales se establece que para el caso de horno de arco eléctrico el factor de emisión de monóxido de carbono es de 0,02 lb/ton de acero producido. (Referencia http://www.epa.gov/ttn/chief/ap42/ch12/index.html). No es común que el límite de CO emitido este dentro de los parámetros legales de control de acerías. En el caso puntual de Chile fue únicamente por el periodo de descontaminación de la Cuidad de Santiago de Chile pero hoy no es un factor restrictivo. Las mediciones que hemos realizado superan los 300 mg/Nm3 establecidos en la norma en más del doble. Si bien estamos organizando un plan de análisis que vincula procedimiento de operación del horno y mediciones para ver posibles puntos de disminución de este gas no creemos que sea posible bajar por debajo de los niveles establecidos por EPA. También considero una buena práctica el de establecer en base a toneladas de acero producido dado que al aumentar la cantidad de chatarra reciclada en el horno por mejoras en la eficiencia este valor puede concentrarse pero se optimiza el proceso y se disminuye el consumo de energía. Podría reverse el valor de CO para acerías a un valor establecido como los factores de EPA. "

Al respecto: El documento elaborado por EPA, AP42, contiene factores de emisión cuya utilidad es por ejemplo, la elaboración de inventarios de emisión, y la mayoría de estos factores no contemplan sistemas de mitigación de emisiones, no representando valores de referencia para establecer como límites de emisión. En los procesos de fundición se pueden generar numerosos contaminantes derivados de combustión incompleta, compuestos orgánicos, H2S, aminas. Establecer un límite para CO es una herramienta para tener bajo control los niveles de estos otros contaminantes cuya medición es menos sencilla. Australia, en la norma del año 2010, como ejemplo, maneja para emprendimientos nuevos, producción primaria y secundaria de acero y de metales no ferrosos, estándar de CO de 125 mg/Nm3, como alternativa al monitoreo de COV. En referencia al valor de 300 mg/Nm3 como estándar en la propuesta, es el valor más elevado del encontrado en las referencias consultadas, sin embargo es atendible que el porte de la industria uruguaya puede hacer inviable en algunos casos, a los sistemas de postcombustión, o prácticas de producción para reducir los niveles de CO, por ello el estándar aplica a los emprendimientos de mayor porte, de más de 50 ton/año de capacidad.

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Anexo 07 Revisión de estándares de emisión en refer encias internacionales, rubro Incineradores de Residuos Estos estándares se aplican a todo proceso de incineración de residuos, incluyendo operaciones de valorización. Las referencias consultadas fueron:

- Directiva da la Unión Europea 2010/75/UE - Estándares de la USEPA, CFR Título 40, Parte 60 subparte EA para incineradores

de residuos sólidos municipales, Parte 60 subparte parte CCCC para incineradores de residuos industriales, y Parte 63 subparte EEE para residuos peligrosos.

- Norma oficial mexicana NOM-098-SEMARNAT-2002 - Decreto 586/009 del Ministerio de Salud Publica referente a la incineración de

sanitarios. Los estándares de la Unión Europea no discriminan entre residuos municipales, residuos peligrosos, residuos industriales no peligrosos ni hospitalarios (excepto algún valor puntual). La norma mexicana tampoco discrimina por tipo de residuo. En el siguiente cuadro se presentan los estándares consultados expresados en las mismas unidades y al mismo porcentaje de oxígeno (7% en base seca):

Residuos Residuos Sólidos Municipales

Residuos

Industriales no Peligrosos

Residuos Peligrosos Residuos

Residuos hospitalarios

menor a 90 kg/h (mayor a 90kg/h)

Fuente UE EPA EPA EPA Norma Mexicana

Decreto 586/009 MSP

Opacidad (%) 10 10 10 MP mg/Nm3 14 34 70 34 50 40(20) NOx mg/Nm3 560 370 694 - 300 431 SO2 mg/Nm3 70 86 57 - - 86 Cadmio mg/Nm3 0.01 0.04 0.07 0.06(0.005) CO mg/Nm3 70 187 196 125 63 31 Plomo mg/Nm3 0.14 0.04 0.6(0.05) Dioxinas/Furanos ng EQT/Nm3 0.1 0.3 0.41 0.2 0.2 2(0.2)

Ácido Clorhídrico mg/Nm3

14 41 101 24 15 24

Mercurio mg/Nm3 0.07 0.47 0.13 0.07 0.3(0.2) Cd+Tl mg/Nm3 0.07 Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V mg/Nm3 0.5

COT mg/Nm3 14 HF mg/Nm3 1.4 Pb+Cr+Cu+Zn mg/Nm3 0.07 Ar+Se+Co+Ni+Mn+Es mg/Nm3 0.07

Pb+Cd mg/Nm3 0.12 Ar+Be+Cr mg/Nm3 0.097

Valores referidos a gas seco, temperatura de 273 K, presión 101,3 kPa, corregidos al 7% de oxigeno.

La propuesta de estándares para la incineración de residuos se presenta a continuación. Se toma como referencia primaria los estándares de la Unión Europea ya que se pretende tener un estándar único, independientemente del residuo incinerado. Estos estándares son de aplicación a la incineración de todo residuo definido como tal en el

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PTR. Quedan excluidos los residuos sanitarios para los que se aplica los estándares incluidos en el decreto 586/009. Propuesta de estándares 7% de oxígeno en base seca

Contaminante Limite de emisión

MP mg/Nm3 20

COT mg/Nm3 14

Cloruro de hidrógeno (HCl) mg/Nm3 14

Fluoruro de hidrógeno (HF) mg/Nm3 1.4

SO2 mg/Nm3 70

NOx mg/Nm3 560

CO mg/Nm3 70

Cd+Tl y sus compuestos (expresados en Cd +Tl) mg/Nm3 0.07

Mercurio y sus compuestos (expresado en Hg) mg/Nm3 0.07

Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V y sus compuestos (expresados en Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V) mg/Nm3

0.7

Dioxinas y Furanos ng EQT /Nm3 0.14

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Anexo 08 Revisión de estándares de emisión en refer encias internacionales, rubro: Otros emisores Los estándares que se proponen en esta sección serán de aplicación a toda actividad industrial excepto las actividades especificas que cuentan con estándares particulares (procesos de combustión, procesos de fabricación de clinker y cal, procesos de fundición, procesos de incineración de residuos, fabricación de celulosa y papel, producción de ácido sulfúrico y fertilizante, y refinería de petróleo) Para la elaboración de los estándares de emisores generales se utilizaron las siguientes referencias internacionales:

- Norma Australiana Protection of the Environment Operations (Clean Air). No428, 2010.

- Norma Colombiana, Resolución numero 0909, 2008. - IHOBE (Gobierno Vasco): Decreto 833/1975. - Provincia de Buenos Aires, Decreto No 3395/96 - UE (Unión Europea): Directiva 2010/75 para emisiones de COVs - IFC, Guías de medio ambiente - Norma Italiana DECRETO 12 luglio 1990 para Cr III. Cr VI, Hg.

Norma Australiana (1)

Norma

Italiana Norma

colombiana (2) Ihobe Provincia de Buenos Aires

Opacidad (escala Ringelmann o escala Bacharatch)

1 o 2

1

MP (mg/Nm3)

50 20(3)

150 150 250

NOx como NO2 (mg/Nm3) 350 1500(4)

500 616 200

SO2 (mg/Nm3) 1000

500 4300 500

Compuestos Orgánicos Volátiles Totales (mg/Nm3)

40 (5)

Cianuros como HCN (mg/Nm3) 5

Compuestos de Fluor como HF (mg/Nm3) 50 8 250 100

Sulfuro de Hidrógeno(mg/Nm3)

5 10 7.5

Compuestos inorgánicos de cloro como HCl (mg/Nm3)

100 40 460 460

Niebla Ácida (mg/Nm3) 100 150 150

Cromo total (mg/Nm3) 1

Cromo III (mg/Nm3) 5

Cromo VI (mg/Nm3) 1

Arsénico (mg/Nm3) 1

Cadmio y sus compuestos (mg/Nm3)

1 1

Plomo (mg/Nm3) 1 1 10

Dioxinas y furanos (ngEQT/Nm3) 0.1 0.5

Mercurio (mg/Nm3) 0.2 0.2

Cobre y sus compuestos (mg/m3)

8

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(1) La norma australiana propone estándares en base a la antigüedad del emprendimiento. Para este análisis, se ha tomado los

estándares propuestos para los emprendimiento que son del 2005 en adelante ya que nuestra propuesta es para emprendimientos nuevos y se dará tiempos de adecuación para los existentes.

(2) Estándares para actividades industriales nuevas, referenciadas al 11% de ox. (3) Actividad que incluye trituración, separación y/o manejo de materiales (4) Fabricación de vidrio (5) Actividades que envuelven combustión medida como n-propano equivalente

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Las normas consultadas, excepto la australiana, no presentan estándares de COVs. La norma de la Unión Europea: Directiva 2010/75/CE presenta emisiones de COVs para una serie de actividades.

Consumo de disolvente en

ton/año

Valor limite de emisión en gases residuales mg

C/Nm3 (3)

Valores límites de emisión de fugas

(% de pérdida de solvente) (1)

Impresión en offset de bobinas por calor

5-25 > 25

100 20 30

Rotograbado, flexografía, impresión serigrafica rotativa

> 5 100 30

Limpieza de superficie > 1 20 15

Fabricación de preparados de recubrimientos, barnices, tintas y adhesivos

> 50 150 5

Otros usos > 5 100 (2)

(1) Se deberá incluir un balance de masa del solvente. (2) El valor limite de fuga se fijará dependiendo del uso. (3) En caso que se considere necesario se podrá establecer limites para compuestos orgánicos volátiles específicos

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Estándares propuestos para otros emisores

Concentración Observaciones

Opacidad (escala Ringelmann) 1 Equivale a 20% de opacidad

MP (mg/Nm3)

200 50(1)

(1) material particulado que contenga sustancias toxicas

NOx como NO2 (mg/Nm3) 350 1500(2)

(2) Fabricación de vidrio

SO2 (mg/Nm3) 1000

Compuestos Orgánicos Volátiles Totales (mg C/Nm3)

100

En el caso de uso de solventes, se deberá incluir un balance de masa, y se aplica un valor máximo de emisión de fugas de 30% En caso que se considere necesario se podrá establecer límites para compuestos orgánicos volátiles específicos

Cianuros como HCN (mg/Nm3) 5

Compuestos de Fluor como HF (mg/Nm3) 50

Sulfuro de Hidrógeno(mg/Nm3)

5

Compuestos inorgánicos de cloruros como HCl (mg/Nm3)

100

Niebla Ácida (mg/Nm3) 100

Cromo total(mg/Nm3) 5

Cromo VI (mg/Nm3) 1 Tomado de la Norma Italiana que fue la única encontrada que presenta limites para la emisión de Cr VI

Arsénico (mg/Nm3) 1

Cadmio y sus compuestos (mg/Nm3) 1

Plomo y sus compuestos(mg/Nm3) 1

Mercurio (mg/Nm3) 0.2

Cobre y sus compuestos (mg/Nm3) 8

Dioxinas y furanos (ngEQT/Nm3)

0.14 Al 7 % de oxígeno

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A continuación se presenta una tabla con actividades que están incluidas en este ramo y que como mínimo deben monitorear los siguientes contaminantes y cumplir con los estándares arriba presentados. Actividad industrial Contaminante 2

Plantas asfálticas MP, opacidad Fabricación de cerámica MP, HF Fabricación de vidrio MP, NOx, HF, HCl, Uso de solventes COV Industria química1 MP, otros contaminantes dependiendo del

proceso Molinos con manejo de granos

MP

Fabricación de ladrillos y tejas

MP, NOx

Fabricación de productos a base de mezcla de áridos

MP

Crematorios MP, Hg (1) Incluye además fabricación, formulación y fraccionamiento de productos farmacéuticos y agroquímicos. (2) El monitoreo de SO2 quedará sujeto al tipo de combustible que se utilice.

Esta tabla de actividades no excluye a otras actividades industriales que generen emisiones a la atmósfera y estén comprendidas en este ramo por lo que deberán, dependiendo de la actividad, cumplir con los estándares correspondientes. En casos de actividades que por el tipo de proceso contengan compuestos específicos no incluidos en la tabla de estándares, la autoridad tendrá la potestad de solicitar el monitoreo de los mismos. Propuesta: Se proponen dos valores de material particulado, teniendo en cuenta la presencia o no de sustancias toxicas, según la recomendación de la guías de medio ambiente de la IFC para controlar la emisión de sustancia peligrosas. Para el estándar de MP se toma un valor intermedio entre las propuestas analizadas, de 200 mg/Nm3 que además fue utilizado en autorizaciones ambientales recientemente en rubros que quedarían incluidos como emisores generales (plantas asfálticas). El valor de 50mg/Nm3 propuesto por Australia, es muy exigente para el tipo de rubro que entraría dentro de esta categoría. El estándar de 50, para el caso de presencia de sustancias tóxicas, es tomado de las guías de la IFC (fabricación de vidrio, fabricación de cerámicas). Los estándares propuestos de SO2 y NOx están dirigidos a los emisores en general que incluyen procesos de cocción y también algunos procesos químicos. Se toma el estándar australiano para HF tomando en cuenta la carga generada en este tipo de procesos industriales. Debido a la escala y la diversidad de rubros que tienen emisión de Compuestos orgánicos volátiles, se propone un estándar único de COVs para todas las actividades de 100 (mg C/Nm3), con un valor máximo de emisiones por fuga de 30% (en el caso de uso de solventes) y se establece que en caso que se considere necesario se podrá establecer límites para compuestos orgánicos volátiles específicos

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Anexo 09 Aplicación de los estándares Para establecer las condiciones bajo las cuales serán de aplicación los estándares se toma como referencia: - Protocolo para el control y vigilancia de la contaminación atmosférica generada por fuentes fijas, Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial, Viceministerio de Ambiente, Dirección de Desarrollo Sectorial Sostenible, Abril 2010. - Resolución CONAMA Nº 382 de 2006 (Brasil). - Directiva Unión Europea 2010/75/UE 1- Para la verificación del cumplimiento de estos estándares, no serán consideradas las situaciones transitorias de operación como lo son paradas o arranque de unidades. 2- En caso de monitoreo discreto:

- Los emprendimientos, al momento de la toma de la muestra, deberán estar operando como mínimo al 90% de la capacidad de diseño u operación promedio de los últimos doce (12) meses. El porcentaje de operación (90%) deberá estar basado como mínimo en los datos del tipo y consumo de combustible, de la producción o de la carga. - Se considerarán respetados los valores límite de emisión si los resultados de cada una de las series de mediciones establecidos por las autoridades competentes no sobrepasan los valores límite de emisión.

3- En el caso de monitoreo continuo:

- El 90% de todos los valores medios diarios de un año deben estar por debajo de los valores límite de emisión2. - Ningún valor medio diario puede exceder el 130 % del valor límite de emisión, por ejemplo, para un estándar de 100, el valor no podrá superar el 230.

2 En el caso que la actividad no trabaje un día completo y/o sea zafral, se tomará como valor medio diario, el promedio de las horas de funcionamiento en un día calendario, y se tomara como año, el total de horas de funcionamiento en un año calendario.

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PROPUESTA DE ESTÁNDARES EMISIONES … · Fuente fija puntual: Edificación o instalación, donde se realizan operaciones que dan origen a la emisión de contaminantes al aire por