LICENÇA AMBIENTAL
Nos termos da legislação relativa à Prevenção e Controlo Integrados da
Poluição (PCIP), é concedida a Licença Ambiental ao operador
REPSOL – Produção de Electricidade e Calor, ACE
com o Número de Identificação de Pessoa Colectiva (NIPC) 503001970, para a
instalação
Central Termoeléctrica
sita na Zona Industrial e Logística de Sines (ZILS), na área de Monte Feio,
freguesia e concelho de Sines, para o exercício da actividade principal de
produção de electricidade, incluída na categoria 1.1 do Anexo I do Decreto-Lei
n.º 194/2000, de 21 de Agosto, e classificada com a CAE n.º 40110 (Produção
de Electricidade), de acordo com as condições fixadas no presente documento.
Esta licença substitui a Licença Ambiental n.º 34/2006, emitida em 3 de Outubro
de 2006.
A presente licença é válida até 21 de Março de 2012.
Amadora, 21 de Março de 2007
O Presidente
António Gonçalves Henriques
LA n.º 05/2007
1. PREÂMBULO
Esta licença ambiental (LA) é emitida ao abrigo do Decreto-Lei n.º 194/2000, de 21 de Agosto,
relativo à Prevenção e Controlo Integrados da Poluição (Diploma PCIP), para a actividade
principal de produção de electricidade (CAE 40110) e para a actividade secundária de
produção de vapor e de água quente (CAE 40301), licenciadas pela DGGE em 22 de Fevereiro
de 1994,
Central termoeléctrica, constituída por dois geradores de 43 MVA, 11 kV, cada, dois
grupos diesel de 9,375 MVA, 6 kV, cada, dois alternadores de 1125 kVA, 0,4 kV, cada,
subestação 60/30/6 kV, constituída por dois transformadores de 30 MVA, 60/30 kV,
cada, dois transformadores de 45 MVA, 11/30 kV, cada, quatro transformadores de
12,5 MVA, 6/30 kV, cada e respectiva aparelhagem de corte, comando, protecção e
medida, sita em Sines, freguesia e concelho de Sines.
e em de Maio de 1999,
Ampliação da central termoeléctrica com uma caldeira de combustível misto (fuelóleo
de pirólise, fuelgás e outros subprodutos, e fuelóleo), turbina de condensação, gerador
de 29 625 kVA, e respectivo equipamento de comando, corte protecção e medida, sita
em Monte Feio, freguesia e concelho de Sines.
A presente LA engloba ainda a central de cogeração a gás natural, constituída por dois grupos
geradores idênticos entre si, cada um constituído por uma turbina a gás natural à qual se
encontra associada uma caldeira de recuperação equipada com sistema de pós-combustão,
estando o início de laboração desta central previsto para o início do terceiro trimestre de 2009.
A actividade PCIP realizada na instalação é a produção de electricidade e vapor, incluída na
categoria 1.1 do Anexo I do Diploma PCIP.
A instalação iniciou a sua actividade em 29 de Janeiro de 1980 e é composta pelos seguintes
equipamentos:
-
três caldeiras convencionais, duas turbinas de contrapressão e uma turbina de
condensação, com uma potência calorífica de combustão instalada total de 447,9
MWth (Megawatt Térmico) e uma potência eléctrica instalada total de 93,7 MWe
(Megawatt Eléctrico);
-
central de cogeração a gás natural com uma potência térmica instalada total de 356,7
MWth e 100 MWe,
Com a entrada em funcionamento da central de cogeração a gás natural, a caldeira n.º 2 da
central termoeléctrica será colocada fora de serviço. Desta forma, após o período de testes e
ensaios das novas unidades de cogeração a gás natural, a central termoeléctrica passará a ser
constituída para além dos restantes equipamentos, pelas caldeiras convencionais n.º 1 e n.º 3,
uma em funcionamento à capacidade mínima e uma em stand-by.
Trata-se de uma alteração substancial da instalação, de acordo com o disposto no Art. 15º do
Diploma PCIP, sendo a presente licença emitida para a instalação no seu todo.
A actividade deve ser explorada e mantida de acordo com o projecto aprovado e com as
condições estabelecidas nesta licença.
Os relatórios periódicos a elaborar pelo operador (ver ponto 7), designados por Plano de
Desempenho Ambiental (PDA) e Relatório Ambiental Anual (RAA), constituem mecanismos de
acompanhamento da presente LA.
Esta LA será ajustada aos limites e condições sobre prevenção e controlo integrados da
poluição sempre que o Instituto do Ambiente (IA) entenda por necessário. É conveniente que o
operador consulte regularmente a página www.iambiente.pt, do IA, para acompanhamento dos
vários aspectos relacionados com este assunto.
Os procedimentos, valores limite de emissão e as frequências de amostragem e análises,
âmbito dos registos, relatórios e monitorizações previstos nesta licença, podem ser alterados
pelo IA, ou aceites por esta entidade no seguimento de proposta do operador, após avaliação
dos resultados apresentados, por meio de aditamento à presente LA.
Página 1 de 34
LA n.º 05/2007
Nenhuma alteração relacionada com a actividade, ou com parte dela, pode ser realizada ou
iniciada sem a prévia notificação à Entidade Coordenadora de Licenciamento- ECL (Direcção
Geral de Geologia e Energia- DGGE), e análise por parte da Comissão de Coordenação e
Desenvolvimento Regional do Alentejo (CCDR).
A presente LA reúne as obrigações que o operador detém em matéria de ambiente e será
integrada na licença da actividade a emitir pela ECL.
Página 2 de 34
LA n.º 05/2007
2. PERÍODO DE VALIDADE
Esta licença é válida por um período de 5 anos excepto se ocorrer, durante o seu prazo de
vigência, algum dos itens previstos no parágrafo seguinte que motivem a sua renovação.
A renovação da licença poderá ser obrigatoriamente antecipada sempre que:
ocorra uma alteração substancial da instalação;
a poluição causada pela instalação for tal que exija a revisão dos valores limite de
emissão estabelecidos nesta licença ou a fixação de novos valores limite de emissão;
alterações significativas das melhores técnicas disponíveis permitirem uma redução
considerável das emissões, sem impor encargos excessivos;
a segurança operacional do processo ou da actividade exigir a utilização de outras
técnicas;
novas disposições legislativas assim o exijam.
O titular desta licença tem de solicitar a sua renovação no prazo de 6 meses antes do seu
termo.
O pedido de renovação terá de incluir todas as alterações da exploração que não constem da
actual licença ambiental, seguindo os procedimentos previstos no art.º 16.º do Diploma PCIP.
Página 3 de 34
LA n.º 05/2007
3. GESTÃO AMBIENTAL DA ACTIVIDADE
A instalação está abrangida pela seguinte legislação específica:
Decreto-Lei n.º 178/2003, de 5 de Agosto, que estabelece limitações às emissões para
a atmosfera de certos poluentes provenientes de Grandes Instalações de Combustão;
Anexo I do Decreto-Lei n.º 233/2004, de 14 de Dezembro, na redacção que lhe foi
conferida pelo Decreto-Lei n.º 72/2006, de 24 de Março, que estabelece o regime
jurídico de comércio de licenças de emissão de gases com efeito de estufa.
Adicionalmente, o Complexo Petroquímico de Sines que integra as instalações PCIP, Repsol
Polímeros, Lda. e a Central Termoeléctrica da Repsol, Produção de Electricidade e Calor, ACE,
apresenta enquadramento no âmbito do Decreto-Lei n.º 164/2001, de 23 de Maio, que aprova o
regime jurídico da prevenção e controlo dos perigos associados a acidentes graves que
envolvam substâncias perigosas. O Complexo Petroquímico de Sines, configura-se como um
estabelecimento abrangido pelo nível superior de perigosidade, ao qual se aplica,
designadamente, o disposto nos artigos 11.º, 16.º e 23.º do referido Diploma, relativos à
notificação, ao Relatório de Segurança (RS) e ao Plano de Emergência Interno (PEI),
respectivamente.
O Anexo I.1 apresenta, uma descrição sumária das actividades da instalação e do seu
enquadramento no Complexo Petroquímico de Sines.
3.1 Fase de operação
3.1.1. Utilização de melhores técnicas disponíveis
A actividade deve ser operada tendo em atenção as medidas de boas práticas e melhores
técnicas/tecnologias actualmente disponíveis que englobam medidas de carácter geral,
medidas de implementação ao longo do processo produtivo e no tratamento de fim-de-linha,
designadamente em termos da racionalização dos consumos de água, matérias primas e
energia, substituição de substâncias perigosas por outras de perigosidade inferior e
minimização das emissões para os diferentes meios.
O funcionamento da instalação prevê, de acordo com o projecto apresentado pelo operador, a
utilização de algumas das técnicas identificadas como Melhores Técnicas Disponíveis (MTD)
para as actividades desenvolvidas, Anexo I.2, estabelecidas no Documento de Referência no
âmbito PCIP (BREF) para aplicação sectorial Reference Document on Best Available
Techniques for Large Combustion Plants, com adopção publicada em JOC 253, de 19 de
Outubro de 2005, que se encontra disponível em http://eippcb.jrc.es.
No que se refere à utilização de MTD transversais deverão ser analisados os seguintes
documentos, já disponíveis em http://eippcb.jrc.es:
Reference Document on the General Principles of Monitoring, Comissão Europeia
(JOC 170, de 19 de Julho de 2003);
Reference Document on the application of Best Available Techniques to Industrial
Cooling Systems, Comissão Europeia, (JOC 12, de 16 de Janeiro de 2002);
Reference Document on the Common Waste Water and Waste Gas Treatment/
Management System in Chemical Sector, Comissão Europeia, (JOC 40, de 19 de
Fevereiro de 2003).
Reference Document on Best Available Techniques on Emissions from Storage –
BREF ESB, Comissão Europeia ( JOC 253, de 19 de Outubro de 2006).
Deverá ainda ser considerado o documento em fase de preparação, também disponível em
http://eippcb.jrc.es:
Draft Reference Document on Energy Efficiency Techniques, Comissão Europeia (Abril
de 2006).
Simultaneamente, deverá também o operador criar mecanismos de acompanhamento dos
processos de elaboração e revisão dos BREF aplicáveis à instalação, de forma a garantir a
adopção pela instalação das MTD a estabelecer nesse âmbito.
Página 4 de 34
LA n.º 05/2007
O resultado da análise a efectuar no âmbito da adopção de MTD pela instalação, nas suas
diferentes áreas, será incluído no PDA a desenvolver pelo operador (ver ponto 7.1 da LA) e
compreenderá a identificação detalhada das MTD já implementadas e respectivos valores de
emissão associados (VEA) já atingidos, bem como a calendarização prevista para a adopção
pela instalação das restantes MTD estabelecidas nos BREF, e a demonstração da forma como
serão alcançados os respectivos VEA aplicáveis, tendo em atenção o prazo estabelecido no
âmbito PCIP para a adopção de MTD por parte das instalações existentes, e evidenciando
garantia da instalação conseguir, de uma forma consistente, o cumprimento dos respectivos
VEA.
Para eventuais técnicas referidas nos documentos mas não aplicáveis à instalação, deverá o
operador apresentar a fundamentação desse facto, tomando por base nomeadamente as
especificidades técnicas dos processos desenvolvidos. Deverá ser também integrado no PDA
plano estabelecido com vista à melhoria contínua do desempenho ambiental da instalação, no
espírito da aproximação aos níveis inferiores das gamas de VEA às MTD preconizadas nos
BREF aplicáveis.
Ainda no âmbito da avaliação das MTD implementadas ou a implementar na instalação, deverá
o operador equacionar no PDA a elaborar, a forma como o Sistema de Gestão Ambiental
(SGA) do Complexo Petroquímico de Sines, responde para a instalação objecto da presente
licença, ao previsto neste âmbito pelos BREF.
Assim, e em matéria de MTD, no PDA a elaborar pelo operador (ver ponto 7.1 da LA) deverá
ser apresentado:
a. A explicitação, análise e calendário de implementação das várias medidas a tomar com
vista à adopção de MTD ainda não contempladas no projecto apresentado, decorrentes
designadamente dos processos de elaboração e revisão dos BREF aplicáveis à
instalação.
Em cada caso, o resultado desta análise compreenderá a identificação das técnicas
previstas implementar ainda não constantes do projecto apresentado, bem como a
respectiva calendarização. Para eventuais técnicas referidas nos BREF mas não
aplicáveis à instalação, deverá o operador apresentar a fundamentação desse facto,
tomando por base nomeadamente as especificidades técnicas dos processos
desenvolvidos.
b. Avaliação sobre a forma como o SGA implementado no Complexo Petroquímico,
responde, para a instalação, ao previsto neste âmbito pelos BREF;
c.
O plano estabelecido com vista à melhoria contínua do desempenho ambiental da
instalação, no espírito da aproximação aos níveis inferiores das gamas de VEA às MTD
preconizadas nos BREF, quando aplicável.
Para cada ano, o RAA respectivo deverá integrar um relatório síntese dos resultados da
aplicação das diferentes medidas sistematizadas no PDA para esse ano.
3.1.2. Condições gerais de operação
A Repsol- Produção de Electricidade e Calor, ACE, constitui-se como uma entidade jurídica
independente, com responsabilidade individual na exploração dos equipamentos que compõem
a instalação PCIP globalmente designada por Central Termoeléctrica.
A instalação está integrada no Complexo Petroquímico de Sines que engloba ainda a
instalação PCIP designada por Repsol Polímeros, Lda., e deve ser operada de forma a serem
adoptadas todas as regras de boas práticas e medidas de minimização das emissões para a
atmosfera durante as fases de arranque e de paragem, bem como no que se refere às
emissões difusas e/ou fugitivas, durante o funcionamento normal da instalação.
Qualquer alteração do regime de funcionamento normal deverá ser comunicada ao IA.
Em caso da ocorrência de acidente com origem na operação da instalação deverá ser
efectuado o previsto no ponto 5 desta licença (Gestão de situações de emergência),
salientando-se que a notificação deverá incluir os períodos de ocorrência e, sempre que
aplicável, os caudais excepcionais descarregados.
A gestão dos equipamentos utilizados na actividade deve ser efectuada tendo em atenção a
necessidade de controlar o ruído, particularmente através do cumprimento do Regulamento
Página 5 de 34
LA n.º 05/2007
das Emissões Sonoras para o Ambiente do Equipamento para Utilização no Exterior, aprovado
pelo Decreto-Lei n.º 221/2006, de 08 de Novembro.
3.1.3 Gestão de recursos
3.1.3.1 Matérias primas
O consumo médio anual de fuelóleo com teor de enxofre máximo de 1%, destinado à produção
de electricidade e vapor, é estimado pelo operador como sendo de 96.219 ton/ano. O fuelóleo
3
é armazenado em dois tanques, com uma capacidade de armazenamento unitária de 1.000 m .
Para além do fuelóleo 1% S, são ainda consumidos na instalação os seguintes combustíveis:
4.436 t/ano de Fuelóleo de Pirólise 0,1% S, proveniente da Fábrica de Etileno e
3
armazenado num tanque com uma capacidade de 750 m ;
19.768 t/ano de Fuelgás de Cracker, proveniente da Fábrica de Etileno;
2.803 t/ano de Gás Residual do ETBE;
3.891 t/ano de Vinil Acetileno, proveniente da Fábrica de Butadieno;
336 t/ano de Dímero de Butadieno, proveniente da Fábrica de Butadieno e
3
armazenado num reservatório de 22 m ;
3
23,4 t/ano de Gasóleo cujo armazenamento é feito em dois reservatórios de 100 m .
Todos os dados de consumo de combustíveis são referentes ao ano de 2004.
Refira-se que o consumo de gasóleo nas caldeiras convencionais apenas ocorre em situações
esporádicas, nomeadamente em situações de arranque após blackout total.
Com a entrada em funcionamento da central de cogeração a gás natural, e atendendo à
alteração do regime de funcionamento da instalação, são estimados pelo operador os
seguintes consumos de combustíveis:
a. Caldeiras Convencionais
- 46.000 t/ano de Fuelóleo de Pirólise 0.1% S;
- 4.300 t/ano de Vinil Acetileno;
- 3.000 t/ano de Gás Residual do ETBE;
- 350 t/ano de Dímero de Butadieno;
Refira-se que as caldeiras convencionais estão preparadas para consumir Gás Natural e Gás
Residual do ETBE como combustível. De acordo com o operador, o consumo de fuelóleo 1% S
nestas caldeiras só ocorrerá em situações de excepção. Nestes casos, deverá o operador
incluir no RAA uma justificação dos motivos que levaram ao consumo deste combustível, bem
como indicação das quantidades consumidas.
b. Central de Cogeração
- 125.000 t/ano de Gás Natural;
- 60.356 t/ano de Fuelgás de Cracker, sem hidrogénio.
Um relatório síntese com o consumo mensal de combustíveis e a sua caracterização física,
3
particularmente o Poder Calorífico Inferior (PCI), expresso em MJ/m para os combustíveis
gasosos e em MJ/Kg para os combustíveis líquidos, bem como a respectiva densidade, deve
ser incluído no RAA.
Um relatório síntese das quantidades mensais e anuais de matérias primas e/ou subsidiárias
consumidas, e de electricidade e vapor produzidos deverá ser incluído no RAA.
3.1.3.2 Água
A água consumida na instalação é proveniente da rede de distribuição pública e é fornecida
pela empresa Águas de Santo André, S.A.. O consumo médio anual de água é de cerca de
3
3
2.991.996 m /ano, de acordo com dados referentes ao ano de 2004, sendo 16.041 m /ano
referentes a água potável.
Página 6 de 34
LA n.º 05/2007
A água é utilizada para os seguintes fins:
3
Produção de água desmineralizada, cerca de 1.397.974 m /ano, utilizada para:
- Alimentação das caldeiras para produção de vapor;
- Contra-lavagem das resinas de permuta iónica utilizadas no processo de
desmineralização;
- Compensação do circuito água-vapor das caldeiras;
- Lavagem das caldeiras;
- Abastecimento das fábricas pertencentes à Repsol Polímeros, Lda.;
Compensação do circuito de refrigeração.
Água potável para usos gerais e domésticos (balneários e sanitários);
Lavagem de pavimentos.
Com a entrada em funcionamento da central de cogeração a gás natural e tendo em conta as
estimativas do operador, não é expectável um aumento do consumo global de água da
instalação, visto que a produção total de vapor não se altera e água de refrigeração mantém o
seu balanço, uma vez que o consumo adicional de água associado à refrigeração das turbinas
a gás, é compensado pela paragem da central de motores diesel, e a alimentação e
compensação das caldeiras de recuperação é compensada pela paragem da caldeira
convencional n.º 2.
Deverão ser instalados contadores com totalizador para registo das águas consumidas na
instalação. Um relatório síntese do consumo mensal e do consumo específico mensal de água,
por cada um dos usos referidos, deverá ser incluído no RAA.
3.1.3.3 Energia
O consumo médio anual de energia eléctrica da instalação é de cerca de 68.519 MWh, dados
referentes ao ano de 2004, os quais representam cerca 30,5% dos 224.669 MWh de energia
eléctrica total produzida na instalação, sendo a restante capacidade de produção vendida ás
empresas Repsol Polímeros, Lda. e Rede Eléctrica Nacional. Refira-se que existe ainda a
possibilidade da instalação adquirir energia eléctrica à rede pública.
A instalação produz ainda cerca de 2.234.590 t/ano de vapor, dados de 2004, dos quais 51%,
aproximadamente 1.136.430 t/ano, se destinam a consumo próprio, sendo o restante fornecido
às diferentes fábricas da Repsol Polímeros Lda..
A estimativa de consumo de combustíveis e energia eléctrica, expressa em toneladas
1
equivalente de petróleo (TEP ) é a seguinte:
Fuelóleo 1% S: 93.236 TEP (96.219 ton/ano);
Gasóleo: 24 TEP (23.4 ton/ano);
Fuelóleo de pirólise 0,1% S: 4.214 TEP (4.436 ton/ano);
Fuelgás de Cracker: 17.829 TEP (19.768 ton/ano);
Gás residual do ETBE: 2.552 TEP (2.803 ton/ano);
Vinil Acetileno: 4.115 TEP (3.891 ton/ano);
Dímero: 355 TEP (336 ton/ano);
Energia Eléctrica: 19.870 TEP (68.518.000 kWh/ano).
Desta forma, actualmente, o consumo anual total de energia da instalação é de
aproximadamente 139.890 TEP. Todos os valores de consumo apresentados são referentes ao
ano de 2004.
1
Para as conversões de unidades de energia foram utilizados os factores de conversão constantes dos Despachos da
DGE (Direcção-Geral de Energia) publicados no D.R. n.º 98, II Série, de 1983.04.29, e no D.R. n.º 34, II Série, de
2002.02.09 (Despacho n.º 3157/2002).
Página 7 de 34
LA n.º 05/2007
Com a entrada em funcionamento da central de cogeração a gás natural e a consequente
alteração do regime de funcionamento das caldeiras convencionais existentes, a estimativa do
operador, relativa ao consumo de combustíveis e de energia eléctrica expressa em TEP, é a
seguinte:
Gás Natural: 135.352 TEP (125.000 t/ano);
Fuelóleo de pirólise 0,1% S: 32.427 TEP (46.000 t/ano);
Fuelgás de Cracker: 54.436 TEP (60.356 t/ano);
Gás residual do ETBE: 2.732 TEP (3.000 t/ano);
Vinil Acetileno: 3.321 TEP (4.300 t/ano);
Dímero de Butadieno: 256 TEP (350 t/ano);
Energia Eléctrica: 4.240 TEP (14.619.000 kWh/ano).
Desta forma, o consumo anual total de energia da instalação, estimado pelo operador, será de
aproximadamente 232.764 TEP.
O consumo médio anual de energia eléctrica será de cerca de 14.619 MWh, os quais
representarão cerca de 1,2% dos 1.222.020 MWh de energia eléctrica total a produzir na
instalação, sendo os restantes 98,2% de produção vendidos às empresas Repsol Polímeros,
Lda. e Rede Eléctrica Nacional.
A instalação produzirá ainda cerca de 2.184.744 t/ano de vapor, dos quais 47%,
aproximadamente 1.030.176 t/ano, serão destinados a consumo próprio, o que representa um
consumo de cerca de 60% nas caldeiras e 40% nas turbinas, sendo o restante fornecido às
diferentes fábricas da Repsol Polímeros Lda.
Um relatório síntese do consumo mensal de energia para as diferentes formas de energia
utilizadas na instalação, consumo específico mensal de energia em MWh de electricidade e em
toneladas de combustível consumido por MWh de energia produzida e o consumo energético
total da instalação expresso em TEP, deverá ser incluído no RAA.
3.1.4 Sistemas de drenagem tratamento e controlo
3.1.4.1 Tratamento de Água de Abastecimento
A água industrial proveniente da rede pública de distribuição é recepcionada em dois
3
reservatórios com uma capacidade unitária de 12.000 m , localizados à entrada do complexo
petroquímico. A partir destes reservatórios e após ser submetida a um tratamento de filtragem
em filtros de areia com vista à remoção de matérias em suspensão, a água é bombeada para a
unidade de desmineralização. Adicionalmente, existe ainda outro reservatório com uma
3
capacidade de 400 m , a partir do qual a água é bombeada para a torre de refrigeração.
A unidade de desmineralização é composta por três linhas de desmineralização, cada uma
com um vaso catiónico, uma coluna de desaerificação, um vaso aniónico e um leito misto.
Depois do processo de desmineralização por permuta iónica, a água é armazenada em dois
3
reservatórios com uma capacidade unitária de 3.000 m , a partir dos quais é encaminhada para
3
um reservatório de 600 m , onde se mistura com os condensados tratados provenientes da
Repsol Polímeros Lda., para posterior consumo.
A regeneração dos permutadores iónicos que constituem as linhas de desmineralização, é
realizada em contra-lavagem com ácido sulfúrico para o vaso catiónico e com soda cáustica
para o vaso aniónico. A regeneração do leito misto é efectuada, depois da separação dos dois
tipos de resinas, em simultâneo e em contra-corrente, por adição dos mesmos reagentes.
3.1.4.2 Tratamento de Águas Residuais e Pluviais
Na instalação são produzidos vários tipos de águas residuais conforme explicitado
seguidamente, sendo que o efluente salino é sujeito a tratamento em duas bacias de
neutralização (LT1):
Águas Residuais Industriais
-
Efluente salino resultante das purgas da torre de refrigeração e da regeneração
das linhas de desmineralização. Este tipo de efluente é sujeito a um processo
Página 8 de 34
LA n.º 05/2007
de homogeneização e neutralização em duas bacias de neutralização que
funcionam alternadamente (LT1), e é descarregado no colector do efluente
salino da Repsol Polímeros, Lda. à saída do poço de bombagem, no ponto
ED4, onde se encontram instalados um analisador de pH em linha e um
medidor de caudal;
-
Efluente oleoso, resultante da lavagem de equipamentos, pavimentos e de
eventuais derrames, descarregado no colector de efluente oleoso da Repsol
Polímeros Lda., nos pontos ED1, ED2, ED7, ED8, ED9, ED13, ED14, ED24,
ED26 e ED29, sendo posteriormente conduzido para tratamento na Instalação
de Tratamento de Efluentes (ITE) da Repsol Polímeros, Lda. Este efluente
contempla o efluente que resulta do processo de limpeza das caldeiras e da
lavagem da turbina a gás n.º 1, em modo off-line, descarregado no colector de
efluente oleoso da Repsol Polímeros Lda., no ponto ED1, e o efluente que
resulta da lavagem da turbina a gás n.º 2, em modo off-line, descarregado no
colector de efluente oleoso da Repsol Polímeros Lda., no ponto ED29;
-
Efluente químico, resultante de eventuais derrames da zona de bombagem de
água potável, na unidade de produção de azoto e na área onde se encontram
os compressores e secadores de ar, descarregado no colector do efluente
químico da Repsol Polímeros, Lda., nos pontos ED15, ED18 e ED21 e
submetido a tratamento na ITE da Repsol Polímeros, Lda.;
-
Efluente resultante das purgas das caldeiras, encaminhado para o tanque de
recuperação arrefecido com água de refrigeração, sendo posteriormente
reutilizado na torre de refrigeração;
Águas Residuais Domésticas
-
Efluente de origem doméstica, proveniente das instalações sanitárias e das
copas afectas à instalação, resultante da existência de 62 trabalhadores. Este
efluente é descarregado no colector doméstico da Repsol Polímeros, Lda., nos
pontos ED3, ED11, ED16, ED22 e ED25, sendo posteriormente conduzido
para a ITE da Repsol Polímeros, Lda. onde é submetido a tratamento
biológico;
Águas Pluviais
-
Águas pluviais, descarregadas na rede de drenagem de águas pluviais da
Repsol Polímeros, Lda., nos pontos ED5, ED6, ED10, ED12, ED17, ED19,
ED20, ED23, ED27 e ED 28, sendo posteriormente conduzidas para
tratamento na ITE da Repsol Polímeros, Lda. ou descarregadas na Ribeira de
Moinhos em condições de elevada pluviosidade.
3.1.4.3 Sistemas de Tratamento e Redução de Emissões Atmosféricas
As três caldeiras convencionais da instalação estão equipadas com queimadores de baixa
emissão de NOx (Low NOx), que minimizam a formação de NO x térmico. A utilização deste tipo
de queimadores é feita em combinação com um sistema que permite optimizar as condições de
combustão, por via da admissão de excesso de ar (2% a 4% de O 2) nos gases de combustão.
De forma a optimizar as condições de combustão, são ainda consumidos no processo aditivos,
nomeadamente Baker PET KI – 85 para minimização da quantidade de carbono não queimada
e consequente redução da emissão de partículas e Baker BPR 34015 para aumento da
eficiência térmica e inibição de corrosão.
As turbinas a gás da central de cogeração a gás natural, estão equipadas com queimadores do
tipo Dry Low NOx, que permitem a redução da temperatura da chama, de forma a minimizar a
formação de óxidos de azoto (NOx).
3.1.4.4 Armazenamento de Resíduos
O armazenamento temporário dos resíduos produzidos na instalação e que aguardam
encaminhamento para destino final deverá ser sempre efectuado em locais destinados a esse
efeito (parques de armazenamento de resíduos), operados de forma a minimizar a ocorrência
de qualquer derrame ou fuga, evitando situações de potencial contaminação do solo e/ou água.
Assim, estas áreas deverão apresentar piso impermeabilizado bem como, em função do mais
Página 9 de 34
LA n.º 05/2007
adequado em cada caso específico, serem cobertas, equipadas com bacia de retenção e/ou
com rede de drenagem com encaminhamento adequado. Neste armazenamento temporário
devem igualmente ser respeitadas as condições de segurança relativas às características que
conferem perigosidade ao(s) resíduo(s), de forma a não provocar qualquer dano para o
ambiente nem para a saúde humana, designadamente por meio de incêndio ou explosão.
No acondicionamento dos resíduos produzidos deverão ser utilizados contentores, outras
embalagens de elevada resistência, ou, nos casos em que a taxa de produção de resíduos o
não permita, big-bags. Deverá também ser dada especial atenção à resistência, estado de
conservação e capacidade de contenção das embalagens, bem como atender aos eventuais
problemas associados ao empilhamento desadequado dessas embalagens. Adicionalmente, os
resíduos produzidos deverão ser armazenados de forma a serem facilmente identificados,
devendo nomeadamente a sua embalagem estar rotulada com o processo que lhe deu origem
e respectivo código da Lista Europeia de Resíduos – LER (Portaria n.º 209/2004, de 3 de
Março).
Por acordo entre a Repsol Polímeros, Lda., como entidade detentora do parque de
armazenamento temporário de resíduos PA1, e a Repsol- Produção de Electricidade e Calor,
ACE, foi estabelecido que a primeira faculta à última, um espaço no referido parque de
resíduos. Este espaço destina-se exclusivamente à armazenagem temporária de resíduos
produzidos na instalação objecto da presente licença, permanecendo a Repsol- Produção de
Electricidade e Calor, ACE como exclusiva responsável pela gestão dos respectivos resíduos,
bem como por todas as correlativas obrigações, nomeadamente de natureza administrativa.
Esta autorização está ainda condicionada ao cumprimento, por parte da Repsol- Produção de
Electricidade e Calor, ACE das normas e procedimentos da Repsol Polímeros, Lda., em vigor
no Complexo Petroquímico em que ambas se encontram inseridas.
2
O parque de armazenamento temporário de resíduos PA1 tem uma área total de 1.158 m ,
2
sendo cerca de 73 m cobertos e possui um sistema de drenagem que se encontra ligado à ITE
da Repsol Polímeros, Lda..
3.1.5 Pontos de Emissão
3.1.5.1 Águas residuais e pluviais
As águas residuais e pluviais produzidos na instalação, são encaminhados para 29 pontos de
descarga nos colectores da Repsol Polímeros, Lda., tal como referenciado no Quadro I.1,
Anexo I.3 desta licença. Após a descarga nos colectores, as águas residuais são submetidas a
tratamento na ITE da Repsol Polímeros, Lda., excepto o efluente salino, ponto de descarga
ED4, que tem como destino o colector pertencente à empresa Águas de Santo André, S.A.,
depois de ser submetido a um processo de homogeneização e neutralização. As águas pluviais
são igualmente encaminhadas para a ITE, para serem sujeitas a tratamento, sendo apenas
descarregadas na Ribeira de Moinhos sob condições de elevada pluviosidade.
O operador deverá incluir no primeiro RAA as coordenadas geográficas ou planimétricas de
todos os pontos de descarga de águas residuais e pluviais produzidas na instalação.
3.1.5.2 Emissões atmosféricas
As emissões atmosféricas, provenientes de cinco fontes pontuais, encontram-se associadas às
seguintes operações:
Caldeiras Convencionais: A exaustão dos gases feita através de uma única chaminé com
três condutas independentes:
Fonte FF1: Instalação de combustão, mais especificamente a caldeira convencional n.º
3, com uma potência térmica unitária de 129 MWth, que consome como combustível
principal fuelóleo 1% S e como combustíveis secundários fuelóleo de pirólise 0,1% S,
fuelgás, gás residual do ETBE, dímero de butadieno, vinil acetileno, gás natural e
gasóleo. De acordo com o operador, após a entrada em funcionamento da central de
cogeração a gás natural, o consumo de fuelóleo 1% S, apenas ocorrerá em situações
de força maior, como por exemplo em caso de falha de fornecimento de gás natural.
A chaminé tem 150 m de altura em relação ao solo e é utilizada a conduta n.º 1 para
exaustão dos gases;
Página 10 de 34
LA n.º 05/2007
Fonte FF2: Duas instalações de combustão, mais especificamente as caldeiras
convencionais n.º 1 e 2, com uma potência térmica unitária de 129 MWth, que
consomem como combustível principal fuelóleo 1% S e como combustíveis
secundários fuelóleo de pirólise 0,1% S, fuelgás, gás residual do ETBE, dímero de
butadieno, vinil acetileno, gás natural e gasóleo. De acordo com o operador, após a
entrada em funcionamento da central de cogeração a gás natural, o consumo de
fuelóleo 1% S, apenas ocorrerá em situações de força maior, como por exemplo em
caso de falha de fornecimento de gás natural.
A chaminé tem 150 m de altura em relação ao solo e é utilizada a conduta n.º 2 para
exaustão dos gases;
Fonte FF3: Cinco instalações de combustão, nomeadamente;
-
caldeira auxiliar com uma potência térmica de 44,8 MWth, que utiliza como
combustível principal fuelóleo 1% S, e como combustíveis secundários,
fuelóleo de pirólise 0,1% S, fuelgás do Cracker, dímero de butadieno e vinil
acetileno;
-
dois motores diesel a gasóleo com uma potência térmica unitária de 7,6 MWth;
-
grupo diesel de emergência a gasóleo com 0,9 MWth;
-
queimador de gases ácidos propriedade da empresa Repsol Polímeros, Lda..
A chaminé tem 150 m de altura em relação ao solo e é utilizada a conduta n.º 3 para
exaustão dos gases;
Central de Cogeração a Gás Natural: A exaustão dos gases feita através de duas chaminés
distintas:
Fonte FF4: Duas instalações de combustão, mais especificamente:
-
uma turbina a gás com uma potência térmica instalada de 125,2 MWth, que
consome como combustível principal gás natural e como combustível
secundário Fuelgás do Cracker;
-
uma caldeira de recuperação equipada com sistema de pós-combustão com
uma potência térmica instalada de 53,15 MWth, e que consome como
combustível Fuelgás de Cracker sem hidrogénio, complementado
eventualmente por gás natural.
A chaminé tem 50 m de altura em relação ao solo.
Fonte FF5: Duas instalações de combustão, mais especificamente:
-
uma turbina a gás com uma potência térmica instalada de 125,2 MWth, que
consome como combustível principal gás natural e como combustível
secundário Fuelgás do Cracker;
-
uma caldeira de recuperação equipada com sistema de pós-combustão com
uma potência térmica instalada de 53,15 MWth, e que consome como
combustível Fuelgás de Cracker sem hidrogénio, complementado
eventualmente por gás natural.
A chaminé tem 50 m de altura em relação ao solo.
No que se refere às chaminés, considera-se que as mesmas apresentam uma altura adequada
à correcta dispersão dos poluentes.
O operador deverá incluir no primeiro RAA as coordenadas geográficas ou planimétricas das
fontes de emissão pontual para a atmosfera.
Para além das emissões pontuais, ocorrem ainda na instalação emissões para a atmosfera a
partir de fontes difusas, nomeadamente tanques de armazenagem de combustíveis,
equipamentos de processo e operações de manutenção.
3.1.5.3 Resíduos produzidos na instalação
Em conformidade com o disposto no Decreto-Lei n.º 178/2006, de 5 de Setembro, deverá ser
assegurado que os resíduos resultantes da unidade, incluindo os resíduos equiparados a
Página 11 de 34
LA n.º 05/2007
urbanos das actividades administrativas, sejam encaminhados para operadores devidamente
legalizados para o efeito, devendo ser privilegiadas as opções de reciclagem e outras formas
de valorização e o principio da proximidade e auto-suficiência a nível nacional.
O operador deverá igualmente proceder à separação dos resíduos na origem, de forma a
promover a sua valorização por fluxos ou fileira, conforme previsto no nº 3 do artigo 7º do
Decreto-Lei nº 178/2006, de 5 de Setembro.
Em matéria de transporte de resíduos, este apenas pode ser realizado pelas entidades
definidas no n.º 2º da Portaria n.º 335/97, de 16 de Maio e de acordo com as condições aí
estabelecidas. A este propósito, salienta-se a necessidade de utilização da guia de
acompanhamento dos resíduos em geral, aprovada na referida Portaria, que consiste no
modelo exclusivo da INCM n.º 1428. O transporte de resíduos abrangidos pelos critérios de
classificação de mercadorias perigosas deve ainda obedecer ao Regulamento de Transporte
de Mercadorias Perigosas por Estrada, aprovado pelo Decreto-Lei n.º 267-A/2003, de 27 de
Outubro.
A transferência de resíduos para fora do território nacional, deverá ser efectuada em
cumprimento da legislação em vigor em matéria de movimento transfronteiriço de resíduos,
nomeadamente o Regulamento (CEE) n.º 259/93 do Conselho, de 1 de Fevereiro de 1993,
relativo à fiscalização e ao controlo das transferências de resíduos no interior, à entrada e à
saída da Comunidade, e suas alterações, e o Decreto-Lei n.º 296/95, de 17 de Novembro, que
será substituído, a partir de 12 de Julho de 2007, pelo Regulamento n.º 1013/2006 do
Parlamento Europeu e do Conselho, de 14 de Junho de 2006.
Especificamente para o transporte de óleos usados, o operador terá de dar cumprimento às
disposições aplicáveis constantes do Decreto-Lei n.º 153/2003, de 11 de Julho, relativo à
gestão de óleos novos e óleos usados e da Portaria n.º 1028/92, de 5 de Novembro, que
estabelece as normas de segurança e identificação para o transporte de óleos usados, sendo
que a actividade de recolha/transporte de óleos usados só poderá ser realizada por operadores
com número de registo atribuído pelo Instituto dos Resíduos (INR), ao abrigo do Despacho n.º
10863/2004, de 1 de Junho.
3.2 Fase de desactivação
3.2.1 Desactivação da instalação de produção de energia
Deverá ser elaborado um Plano de Desactivação da instalação, a apresentar ao IA para
aprovação nos 12 meses anteriores à data de cessação da exploração parcial ou total da
instalação (encerramento definitivo), devendo conter no mínimo o seguinte:
a) o âmbito do plano;
b) os critérios que definem o sucesso da desactivação da actividade ou parte dela, de
modo a assegurarem um impacte mínimo no ambiente;
c) um programa para alcançar aqueles critérios, que inclua os testes de verificação;
d) um plano de recuperação paisagística do local.
Após o encerramento definitivo o operador deve entregar ao IA um relatório de conclusão do
plano para aprovação.
Página 12 de 34
LA n.º 05/2007
4. MONITORIZAÇÃO E VALORES LIMITE DE EMISSÃO
O operador deverá realizar as amostragens, medições e análises de acordo com o mencionado
nesta licença e especificações constantes nos pontos seguintes.
A frequência, âmbito e método de monitorização, amostragem, medições e análises, para os
parâmetros especificados no Anexo II desta licença, ficam estabelecidos para as condições
normais de funcionamento da instalação durante a fase de operação. Em situação de
emergência, o plano de monitorização será alterado de acordo com o previsto no ponto 5 desta
licença (Gestão de situações de emergência).
O operador deve assegurar o acesso permanente e em segurança aos pontos de amostragem
e de monitorização.
O equipamento de monitorização e de análise deve ser operado de modo a que a
monitorização reflicta com precisão as emissões e as descargas, respeitando os respectivos
programas de calibração e de manutenção.
Todas as colheitas de amostras e as análises referentes ao controlo das emissões devem ser
preferencialmente efectuadas por laboratórios acreditados.
4.1 Monitorização e Valores Limite de Emissão das emissões da
instalação
4.1.1 Controlo das emissões para a atmosfera
O controlo das emissões de poluentes para a atmosfera das fontes FF1, FF2, FF3, FF4 e FF5,
deverá ser efectuado de acordo com o especificado nos Quadro II.1, Quadro II.2 e Quadro
II.3, ponto 1 do Anexo II desta licença, não devendo nenhum parâmetro de emissão exceder
os VLE aí mencionados, de acordo com as condições de cumprimento que seguidamente se
descrevem.
a. Verificação da conformidade dos VLE
Relativamente às fontes FF1 e FF2, para os poluentes medidos em contínuo, consideram-se os
VLE estabelecidos no Quadro II.1, ponto 1 do Anexo II desta licença cumpridos se:
- nenhum dos valores médios de um mês de calendário excedeu os VLE; e
- no caso:
i.
Do dióxido de enxofre e das partículas- 97% de todos os valores médios de
quarenta e oito horas não excedem 110% dos VLE;
ii.
Dos dióxidos de azoto- 95% de todos os valores médios de quarenta e oito
horas não excedem 110% dos VLE.
Relativamente às fontes FF4 e FF5, para os poluentes medidos em contínuo, consideram-se os
VLE estabelecidos no Quadro II.3, ponto 1 do Anexo II desta licença cumpridos se:
- nenhum valor médio diário validado exceder os VLE definidos; e
- 95% dos valores médios horários validados durante o ano não excederem 200% dos VLE
definidos.
As medições em contínuo deverão incluir os correspondentes parâmetros de funcionamento do
teor de oxigénio, da temperatura e do teor de água.
Para todas as fontes referidas, no caso dos poluentes monitorizados pontualmente, nenhum
valor deverá exceder o respectivo VLE.
b. Comunicação de resultados à entidade competente
De acordo com o previsto no artigo 23º do Decreto-Lei n.º 78/2004, de 3 de Abril a
comunicação dos resultados da monitorização em contínuo deverá ser efectuada ao IA, por
correio ou para o endereço de correio electrónico: [email protected], com uma
periodicidade trimestral e até 30 dias após o término do trimestre em questão e de acordo com
os estipulado no Anexo II, ponto 2 desta LA.
Página 13 de 34
LA n.º 05/2007
De acordo com o previsto no artigo 23º do Decreto-Lei n.º 78/2004, de 3 de Abril, a
comunicação dos resultados da monitorização pontual deverá ser efectuada ao IA, logo que
disponíveis, até um máximo de 60 dias após a sua realização e de acordo com o estipulado no
Anexo II, ponto 3 desta LA.
Ainda relativamente às fontes FF1, FF2, FF4 e FF5, deverá apresentar no RAA os caudais
mássicos de todos os poluentes monitorizados pontualmente. Caso sejam ultrapassados os
limiares mássicos máximos estabelecidos na legislação em vigor, para a monitorização pontual,
deverá efectuar uma monitorização com uma periodicidade adequada à situação, de forma a
que a monitorização efectuada, seja suficiente para assegurar o correcto acompanhamento das
emissões da instalação para a atmosfera.
O controlo das emissões de poluentes para a atmosfera da fonte FF3 deverá ser efectuado de
acordo com o especificado no Quadro II.2, ponto 1 do Anexo II desta licença, não devendo
nenhum parâmetro de emissão exceder os VLE aí mencionados.
Relativamente à fonte FF3 deverá ainda constar no RAA o n.º de horas de funcionamento
mensal e as emissões mássicas anuais.
Na sequência da primeira campanha de monitorização, duas medições, a realizar à fonte FF3
após a emissão da LA, o tipo e/ou frequência de monitorização estabelecidos no Quadro II.2,
ponto 1 do Anexo II poderão vir a ser alterados, em aditamento à LA, e na sequência de
solicitação do operador. A reavaliação a efectuar tomará em consideração a análise aos
resultados da referida campanha de monitorização a realizar de acordo com as condições
estabelecidas nesta LA. Para esse fim, deverá o operador apresentar ao IA, em dois
exemplares, os seguintes elementos:
compilação dos relatórios de medição referentes à primeira campanha de monitorização
efectuada após a emissão da LA na fonte FF3 (duas medições, com intervalo mínimo de
dois meses entre si). Salienta-se a importância dos relatórios de caracterização incluírem
indicação do nível de actividade no período em causa (ex. capacidade dos equipamentos
utilizada), nomeadamente de acordo com o definido no item h). do ponto 3 do Anexo II
desta LA;
indicação do regime e número de horas de funcionamento anual dos equipamentos
associados a esta fonte (e explicitação sobre o procedimento utilizado nessa
determinação), bem como estimativa do número de horas médio previsível para os anos
seguintes, se distinto;
proposta de enquadramento, devidamente fundamentada, do novo tipo/frequência de
monitorização pretendido para a fonte FF3, atendendo designadamente ao disposto no
Decreto-Lei n.º 78/2004, de 3 de Abril (art.º. 19º, 21º e 27º) e Portaria n.º 80/2006, de 23
de Janeiro, e tendo igualmente por base os valores de emissões disponíveis na fonte em
causa.
Se for verificada alguma situação de incumprimento em qualquer das medições efectuadas,
devem ser adoptadas de imediato medidas correctivas adequadas após as quais deverá ser
efectuada uma nova avaliação da conformidade da fonte pontual. Deve ainda ser cumprido o
estipulado no ponto 5 desta licença (Gestão de situações de emergência).
No que se refere aos equipamentos de monitorização, contínua e pontual, das emissões para
atmosfera os mesmos deverão ser submetidos a um controlo metrológico, com uma
periodicidade anual, de acordo com o disposto no art.º 28 do Decreto-Lei n.º 78/2004, de 3 de
Abril. Uma cópia das fichas técnicas actualizadas da realização das operações de
verificação/calibração com a indicação dos procedimentos utilizados para assegurar a
rastreabilidade e exactidão dos resultados das medições, deverá ser integrado no RAA.
No caso específico dos sistemas de monitorização em contínuo, deverão ser aplicados em
concreto, o conjunto de procedimentos decorrentes da norma EN 14181:2003 (Stationary
Source Emissions - Quality Assurance of Automated Measuring Systems), de modo a obter
uma garantia de qualidade do sistema de medição
Para todas as fontes pontuais e de acordo com o n.º 4 do Art.º 23º do Decreto-Lei n.º 78/2004,
de 3 de Abril, uma vez de três em três anos, deverá o operador efectuar uma medição pontual
recorrendo a uma entidade externa acreditada. Todos os resultados das medições pontuais
serão registados, processados, validados e apresentados ao IA, de acordo com o formato de
Página 14 de 34
LA n.º 05/2007
envio do autocontrolo das emissões para a atmosfera especificado no ponto 3 do Anexo II
desta LA.
Nos termos do nº. 4 do artigo 21º do Decreto-Lei n.º 78/2004, de 3 de Abril, a instalação deve
possuir um registo actualizado do número de horas de funcionamento e consumo de
combustível associado a cada fonte de emissão de poluentes atmosféricos. Esta informação
deverá ser integrada no RAA, tendo em vista a elaboração dos inventários de emissões
regionais e nacionais, conforme artigo 8º do mesmo diploma.
Em cada RAA deverá ser integrado um relatório síntese da monitorização efectuada. Em
particular, para cada poluente monitorizado este relatório deverá apresentar, para além dos
valores de concentração medidos, o respectivo caudal mássico e indicação dos coeficientes de
emissões específicas, expressos em massa (t) por unidade de produção (MWh e t de vapor) e
dos factores de emissão por poluente e combustível consumido, expressos em g/GJ.
4.1.2 Controlo das águas residuais produzidas
O controlo das emissões para o sistema de drenagem de águas residuais da Repsol
Polímeros, Lda., deverá ser efectuado de acordo com o especificado nos Quadros II.4 e II.5,
ponto 4 do Anexo II desta licença.
No caso de descargas intermitentes/pontuais, a recolha de amostras deverá ser efectuada,
quando ocorra descarga, de modo a que a amostra seja significativa da qualidade do efluente a
analisar.
Devem ser enviados à CCDR anualmente, os relatórios apresentando os resultados da
monitorização das águas residuais. Para o caso específico do efluente salino, Quadro II.5,
ponto 4 do Anexo II , os relatórios apresentando os resultados da monitorização deverão ser
enviados à CDDR trimestralmente.
Um relatório síntese dos resultados da monitorização, incluindo a descrição das condições de
operação no momento da recolha das amostras, e informação e caracterização das descargas
ocorridas nos pontos de descarga, origem da descarga e caudal, deverão ser incluídos no
RAA. Em particular, para cada parâmetro monitorizado este relatório deverá apresentar, para
além dos valores de concentração medidos, a respectiva carga poluente, expressa em massa
(t) por unidade de tempo (h) e coeficientes de emissões específicas, expressos em massa (t)
por unidade de produção (MWh e t de vapor).
Adicionalmente, e ainda no âmbito no âmbito do RAA, deverá ser apresentada uma estimativa
dos caudais de águas residuais domésticas e pluviais descarregados em cada um dos pontos
de descarga referidos no Quadro I.1, Anexo I.3 desta licença.
Os locais de amostragem, em planta à escala adequada, devem ser identificados no primeiro
RAA.
4.1.3 Controlo dos resíduos produzidos
Deverá o operador proceder à inscrição no Sistema Integrado de Registo Electrónico de
Resíduos (SIRER), conforme disposto no n.º 1 do Art. 1º da Portaria n.º 1408/2006, de 18 de
Dezembro e efectuar o preenchimento, via electrónica, dos mapas de registo referente aos
resíduos geridos e produzidos na unidade até 31 de Março do ano seguinte a que se reportam
os dados. Excepcionalmente os mapas de registo referentes ao ano de 2006 podem ser
preenchidos até 31 de Maio de 2007.
Um relatório síntese da informação constante nos mapas de registo deve ser integrado como
parte do RAA.
Os registos devem ser mantidos na instalação durante um período mínimo de 5 anos, devendo
estar disponíveis para inspecção das autoridades competentes em qualquer altura.
4.2 Monitorização ambiental
4.2.1 Controlo do ruído
A gestão dos equipamentos utilizados na actividade deve ser efectuada tendo em atenção a
necessidade de controlar o ruído.
Página 15 de 34
LA n.º 05/2007
Após inicio da exploração da central de cogeração a gás natural, deverá o operador realizar um
estudo de avaliação do ruído, junto dos receptores sensíveis mais expostos ao ruído
proveniente da actividade da instalação, para verificação do cumprimentos do critério de
exposição máxima e do critério de incomodidade, de acordo com o previsto no art.º 13 º do
Regulamento Geral do Ruído (RGR), aprovado pelo Decreto-Lei n.º 9/2007, de 17 de Janeiro.
Um relatório síntese sobre esta avaliação deverá ser incluído no RAA. Os elementos a
apresentar deverão conter, nomeadamente:

Cópia do estudo de avaliação de ruído realizado;

Planta a escala adequada e devidamente legendada evidenciando a localização da
instalação, bem como a identificação dos vários receptores sensíveis com maior
exposição ao ruído proveniente do funcionamento da instalação. Deverá igualmente
ser efectuada identificação dos pontos onde foi realizada a avaliação de ruído;

Caso em algum dos pontos de avaliação se verifique incumprimento de qualquer dos
critérios acima referidos, o relatório a apresentar deverá igualmente incluir avaliação
sobre as acções necessárias tomar com vista à conformidade legal, bem como as
eventuais medidas de minimização necessárias implementar na instalação e sua
calendarização.
Caso seja necessária a implementação de medidas de minimização, deverá(ão) posteriormente
ser efectuada(s) nova(s) caracterização(ões) de ruído, de forma a verificar o cumprimento dos
critérios de incomodidade e de exposição máxima. Relatórios síntese destas novas avaliações
deverão igualmente ser incluídos no RAA.
Após garantia do cumprimento do critério de exposição máxima e do critério de incomodidade,
as medições de ruído deverão ser repetidas sempre que ocorram alterações na instalação que
possam ter implicações ao nível do ruído ou, se estas não tiverem lugar, com uma
periodicidade máxima de 5 anos. Relatórios síntese dos resultados das monitorizações
efectuadas deverão ser integrados no RAA.
As campanhas de monitorização, as medições e a apresentação dos resultados deverão
cumprir os procedimentos constantes na Norma NP 1730-1:1996, ou versão actualizada
correspondente, assim como as directrizes a disponibilizar em www.iambiente.pt.
Página 16 de 34
LA n.º 05/2007
5. GESTÃO DE SITUAÇÕES DE EMERGÊNCIA
O operador deve declarar uma situação de (potencial) emergência sempre que ocorra:
a) qualquer falha técnica detectada nos equipamentos de produção ou nos sistemas de
redução da poluição, passível de se traduzir numa potencial emergência;
b) qualquer disfunção ou avaria dos equipamentos de controlo ou de monitorização,
passíveis de conduzir a perdas de controlo dos sistemas de redução da poluição;
c) qualquer falha técnica detectada nos sistemas de impermeabilização, drenagem,
retenção ou redução/tratamento de emissões existentes na instalação, passível de se
traduzir numa potencial emergência;
d) qualquer outra libertação não programada para a atmosfera, água, solo ou colector, por
outras causas, nomeadamente falha humana e/ou causas externas à instalação (de
origem natural ou humana);
e) qualquer registo de emissão que não cumpra com os requisitos desta licença.
Em caso de ocorrência de qualquer situação de (potencial) emergência, o operador deve
notificar a CCDR, a Inspecção-Geral do Ambiente e Ordenamento do Território (IGAOT) e a
DGGE desse facto, por fax, tão rapidamente quanto possível e no prazo máximo de 24 horas
após a ocorrência. A notificação deve incluir a data e a hora da ocorrência, a identificação da
sua origem, detalhes das circunstâncias que a ocasionaram (causas iniciadoras e mecanismos
de afectação) e as medidas adoptadas para minimizar as emissões e evitar a sua repetição.
Neste caso, se considerado necessário, a CCDR notificará o operador via fax do plano de
monitorização e/ou outras medidas a cumprir durante o período em que a situação se mantiver.
Caso a situação de (potencial) emergência esteja associada a uma descarga não conforme
para a rede de drenagem da Repsol Polímeros, Lda., o procedimento de notificação indicado
no parágrafo anterior, incluirá para além das entidades referidas, a entidade gestora da rede de
drenagem, sem prejuízo de condições específicas nesta matéria impostas pela referida
entidade.
O operador enviará à CCDR, num prazo de 15 dias após a ocorrência, um relatório onde
conste:
os factos que determinaram as razões da ocorrência da emergência (causas
iniciadoras e mecanismos de afectação);
a caracterização (qualitativa e quantitativa) do risco associado à situação de
emergência;
o plano de acções para corrigir a não conformidade com requisito específico;
as acções preventivas implementadas de imediato e outras acções previstas
implementar, correspondentes à situação/nível de risco encontrado.
No caso de se verificar que o procedimento de resposta a emergências não é adequado, este
deverá ser revisto e submetido a aprovação do IA, em dois exemplares, num prazo de 3
meses, após notificação escrita.
Um relatório síntese dos acontecimentos, respectivas consequências e acções correctivas,
deve ser integrado como parte do RAA.
Dado que o Complexo Petroquímico de Sines, onde se encontra inserida a instalação objecto
da presente licença, se configura como um estabelecimento abrangido pelo Decreto-Lei n.º
164/2001, de 23 de Maio, que aprova o regime jurídico da prevenção e controlo dos perigos
associados a acidentes graves que envolvem substâncias perigosas. Em caso de ocorrência
de qualquer acidente grave, que configure a tipologia consignada neste diploma, o operador
deverá, nos termos do seu art.º 29º:
Accionar de imediato os mecanismos de emergência previstos, nomeadamente no
Plano de Emergência Interno (PEI);
Comunicar de imediato a ocorrência à Autoridade Competente de Protecção Civil;
Página 17 de 34
LA n.º 05/2007
Informar o IA, no prazo máximo de vinte e quatro horas após o acidente. Esta
informação deverá ser comunicada, por escrito, no relatório resumido de acidente
grave, modelo 164.01;
Comunicar ao IA, logo que possível, ou no prazo máximo de uma semana, as
seguintes informações: circunstâncias do acidente; substâncias perigosas em causa;
dados disponíveis para avaliar os efeitos do acidente no homem e no ambiente;
medidas de emergência tomadas. Esta informação deverá ser comunicada, por
escrito, no relatório detalhado de acidente grave, modelo 164.02;
Informar o IA, logo que possível, ou no prazo máximo de duas semanas, das medidas
previstas para minimizar os efeitos do acidente a médio e longo prazo e evitar que o
acidente se repita. Esta informação deverá ser comunicada, por escrito, no relatório
detalhado de acidente grave, modelo 164.02;
Actualizar as informações fornecidas ao IA, se uma análise mais aprofundada revelar
a existência de novos elementos que alterem as informações ou conclusões delas
tiradas em momento anterior. Esta informação deverá ser comunicada, por escrito,
actualizando o relatório detalhado de acidente grave, modelo 164.02.
Os modelos 164.01 e 164.02 constam respectivamente do Anexo I e II da Portaria n.º
193/2002, de 4 de Março, e poderão ser obtidos por via electrónica na página do Instituto do
Ambiente na internet, www.iambiente.pt, podendo também ser efectuado o seu preenchimento
e transmissão por esta via, com posterior envio de cópia devidamente assinada.
No RAA deverá ser feita referência a qualquer acidente grave ocorrido no decurso do ano em
análise.
Página 18 de 34
LA n.º 05/2007
6. REGISTOS, DOCUMENTAÇÃO E FORMAÇÃO
O operador deve:
registar todas as amostragens, análises, medições e exames, realizadas de acordo
com os requisitos desta licença;
registar todas as ocorrências que afectem o normal funcionamento da exploração da
actividade e que possam criar um risco ambiental;
elaborar por escrito todas as instruções relativas à exploração, para todo o pessoal
cujas tarefas estejam relacionadas com esta licença, de forma a transmitir
conhecimento da importância das tarefas e das responsabilidades de cada pessoa
para dar cumprimento à licença ambiental e suas actualizações. O operador deve
ainda manter procedimentos que concedam formação adequada a todo o pessoal cujas
tarefas estejam relacionadas com esta licença;
registar todas as queixas de natureza ambiental que se relacionem com a exploração
da actividade. Cada um destes registos deve especificar em detalhe a data, a hora e a
natureza da queixa e o nome do queixoso. Também deve ser guardado o registo da
resposta a cada queixa. O operador deve enviar um relatório à CCDR no mês seguinte
à existência da queixa e informar com detalhe os motivos que deram origem às
queixas. Uma síntese do número e da natureza das queixas recebidas deve ser
incluída no RAA.
Os relatórios de todos os registos, amostragens, análises, medições, exames, devem ser
verificados e assinados pelo Técnico Responsável da exploração, e mantidos organizados em
sistema de arquivo devidamente actualizado. Todos os relatórios devem ser conservados nas
instalações por um período não inferior a 5 anos e devem ser disponibilizados para inspecção
sempre que necessário.
Página 19 de 34
LA n.º 05/2007
7. RELATÓRIOS PERIÓDICOS
7.1 Plano de Desempenho Ambiental
O operador deve estabelecer e manter um PDA que integre todas as exigências da licença e as
acções de melhoria ambiental a introduzir de acordo com estratégias nacionais de política do
ambiente e MTD aprovadas, ou a aprovar, para o BREF referente ao sector de actividade PCIP
da instalação, bem como outros BREF relacionados, com o objectivo de minimizar ou, quando
possível, eliminar os efeitos adversos no ambiente.
Adicionalmente, deverá também evidenciar as acções a tomar no âmbito do referido em pontos
anteriores desta LA, nomeadamente no que se refere à implementação de um SGA no espírito
do preconizado nas MTD à luz da PCIP (ver ponto 3.1.1).
O PDA incluirá a calendarização das acções a que se propõe, para um período máximo de 5
anos, clarificando as etapas e todos os procedimentos que especifiquem como prevê o
operador alcançar os objectivos e metas de desempenho ambiental para todos os níveis
relevantes, nomeadamente os aspectos decorrentes dos Documentos de Referência sobre
MTD, tanto o sectorial como os relacionados com a actividade. Por objectivo deve ainda incluir:
a) os meios para as alcançar;
b) o prazo para a sua execução.
No âmbito deste Plano, e no que respeita às emissões atmosféricas das fontes FF1 e FF2, o
operador deverá ainda entregar ao IA:
um plano de acções específico e de detalhe que permita evidenciar a aproximação aos
VEA referidos no BREF relativos a combustíveis líquidos, de forma a que em 1 de
Outubro de 2009, a instalação esteja em condições de cumprir os valores de
3
3
200mg/Nm para NOx e 25 mg/ m para Partículas, tendo em conta um teor de O2 de 3
%.
O PDA deve ser apresentado ao IA em dois exemplares, até 3 de Abril de 2007 para
aprovação, e incluir a informação acima referida, já solicitada na LA n.º 34/2006, de 3 de
Outubro de 2006.
Um relatório síntese da execução das acções previstas no PDA deve ser integrado como parte
do RAA correspondente.
7.2 E-PRTR – Registo Europeu de Emissões e Transferências de
Poluentes
O operador deverá elaborar um relatório de emissões anual, segundo modelo, periodicidade e
procedimentos definidos pelo IA. Este relatório deverá incluir a quantidade de resíduos
perigosos e não perigosos transferida para fora da instalação e ainda, para cada poluente
PRTR:
Os valores de emissão de fontes pontuais e difusas, para o ar, a água e o solo, emitido
pela instalação, e;
Os valores de emissão das águas residuais destinadas a tratamento fora da
instalação.
7.3 Relatório Ambiental Anual
O operador deve enviar ao IA, dois exemplares do RAA, que reuna os elementos
demonstrativos do cumprimento desta licença, incluindo os sucessos alcançados e dificuldades
encontradas para atingir as metas acordadas. O RAA deverá reportar-se ao ano civil anterior e
dar entrada no IA até 15 de Abril do ano seguinte. O primeiro RAA será referente ao ano de
2007.
O RAA deverá ser organizado da seguinte forma:
1. Âmbito;
2. Ponto de situação relativamente às condições de operação;
Página 20 de 34
LA n.º 05/2007
3. Ponto de situação relativamente à gestão de recursos (água, energia e matérias
primas);
4. Ponto de situação relativamente aos sistemas de tratamento e pontos de emissão
(quando aplicável);
5. Ponto de situação relativamente à monitorização e cumprimento dos Valores Limite de
Emissão associados a esta Licença, com apresentação da informação de forma
sistematizada e ilustração gráfica da evolução dos resultados das monitorizações
efectuadas;
6. Síntese das emergências verificadas no último ano, e subsequentes acções
correctivas implementadas;
7. Síntese de reclamações apresentadas;
8. Ponto de situação relativamente à execução das metas do PDA, previstas para esse
ano
Página 21 de 34
LA n.º 05/2007
8. ENCARGOS FINANCEIROS
8.1 Desactivação definitiva
O operador é responsável por adoptar as medidas necessárias quando da desactivação
definitiva da instalação, de modo a evitar qualquer risco de poluição e a repor o local em estado
satisfatório.
Página 22 de 34
LA n.º 05/2007
ANEXO I – Gestão Ambiental da Actividade
Anexo I.1 – Descrição da actividade
1. Localização da Instalação
A instalação localiza-se dentro do perímetro industrial do Complexo Petroquímico de Sines,
onde se inserem ainda as seguintes fábricas, pertencentes à empresa Repsol Polímeros, Lda.:
Fábrica de Etileno Steam Cracker: Produção de etileno, propileno, fracção C4,
gasolina de pirólise e fuelóleo de pirólise, através da utilização de 8 fornalhas onde se
efectua o cracking da nafta;
Fábrica de PEAD: Produção de polietileno de alta densidade a partir de etileno;
Fábrica de PEBD: Produção de polietileno de baixa densidade a partir de etileno;
Fábrica de Butadieno: Produção de butadieno a partir da fracção C4;
Fábrica de MTBE/ETBE: Produção de aditivo para gasolinas a partir do produto
gerado na fábrica de butadieno. Esta fábrica produz actualmente ETBE.
Para além destas unidades, o Complexo Petroquímico de Sines possui ainda uma área de
tancagem onde se efectua o armazenamento de nafta, fuelóleo e diversos produtos fabricados,
nomeadamente etileno, fuelóleo de pirólise, gasolina de pirólise, propano, propileno e fracção
C4, e ainda uma estação de pré-tratameto de águas residuais, internamente designada por
Instalação de Tratamento de Efluentes (ITE).
2. Actividades Desenvolvidas na Instalação
A instalação é composta pelas seguintes unidades:
Central termoeléctrica, destinada à produção de electricidade e vapor, constituída por:
- três caldeiras convencionais, duas turbinas de contrapressão e uma turbina
de condensação;
- central de cogeração a gás natural, constituída por duas turbinas a gás
natural, cada uma associada a uma caldeira de recuperação equipada com
sistema de pós-combustão;
Unidade de desmineralização para produção de água desmineralizada;
Unidade de produção de azoto e ar comprimido;
Sistema de produção de água de refrigeração.
2.1 Processo de Produção de Electricidade e Vapor
2.1.1 Caldeiras Convencionais e Sistemas Associados
As caldeiras convencionais são parte integrante da central termoeléctrica, têm como actividade
principal a produção de electricidade e vapor em cogeração, e apresentam uma potência
calorífica de combustão instalada total de 387 MWth. Esta parte da instalação é constituída por
dois monoblocos semelhantes entre si, com excepção do n.º de caldeiras existentes por
monobloco.
O monobloco 1, é constituído por duas caldeiras convencionais, caldeira n.º 1 e n.º 2, com uma
potência térmica unitária de 129 MWth, que produzem vapor a uma pressão de 120 bar e a
uma temperatura de 520 ºC. Estas caldeiras estão equipadas com 6 queimadores do tipo Low
NOx. O monobloco 2 é semelhante ao primeiro, possuindo apenas uma caldeira convencional,
caldeira n.º 3. Existe ainda uma caldeira auxiliar com uma potência térmica unitária de 44,8
MWth, responsável pela produção de vapor a 48 bar e a uma temperatura de 450 ºC, utilizada
para arranque do complexo ou como backup das outras caldeiras.
Página 23 de 34
LA n.º 05/2007
Actualmente, as caldeiras consomem como combustível principal fuelóleo 1% S, e como
combustíveis secundários, fuelóleo de pirólise 0,1%, fuelgás do Cracker provenientes da
Fábrica de Etileno, gás residual do ETBE, dímero de Butadieno e Vinil Acetileno provenientes
da Fábrica de Butadieno e gasóleo em situações esporádicas.
O vapor produzido nas caldeiras é encaminhado para turbinas de vapor, sendo expandido para
pressões inferiores e fornecido às diferentes fábricas do complexo, através de redes de
distribuição de vapor, a 46, 21 e 6 bar de pressão.
A produção de electricidade é efectuada através de duas turbinas de contrapressão, uma
turbina de condensação, dois turbo alternadores, dois motores diesel e varia em função dos
consumos de vapor do complexo, nos três níveis de pressão mencionados. As duas turbinas
de contrapressão com uma potência eléctrica unitária de 35 MWe, utilizam o vapor a 120 bar,
produzido nas caldeiras convencionais, accionando alternadores com uma capacidade
produtiva unitária de 35 MWh. Os alternadores acoplados, geram energia a uma tensão de 11
KV, que é elevada por dois transformadores de 45 MVA, que por sua vez estão ligados aos
barramentos de 30 KV. A turbina de condensação apresenta uma potência eléctrica de 23,7
MWe, admite vapor sobreaquecido a 21 bar que é expandido até 1,4 bar e acciona um
alternador com capacidade de produção de 23,7 MWh. O alternador acoplado a esta turbina,
gera energia a uma tensão de 11 KV, que é elevada por um transformador de 29 MVA, que se
encontra igualmente ligado ao barramento de 30 KV.
Os dois turbo alternadores auxiliares, um em cada monobloco, com alimentação de vapor a 6
bar e extracção a 1,4 bar, têm uma capacidade nominal de produção de energia eléctrica de
0,9 MWh e geram energia com uma potência de 1125 KVA.
Refira-se ainda, a existência de dois motores diesel, com uma potência térmica unitária de 7,6
MWth, que utilizam fuelóleo como combustível normal, com arranque e paragem a gasóleo e
que fazem accionar alternadores que geram energia com uma potência de 9.375 KVA.
Adicionalmente, existe ainda um grupo diesel de emergência a gasóleo com uma potência de
0,9 MWth, accionado em situações pontuais, nomeadamente em paragens gerais da instalação
ou quando ocorre um corte geral de fornecimento de energia eléctrica proveniente da Rede
Eléctrica Nacional.
Saliente-se que tanto a caldeira auxiliar como os dois motores diesel, são equipamentos que
não são utilizados actualmente, não estando prevista a sua utilização futura.
A capacidade instalada de produção de energia eléctrica da central termoeléctrica é superior às
necessidades do complexo onde se insere, estando a mesma autorizada a injectar na Rede
Eléctrica Nacional, o excedente de energia eléctrica, com uma potência máxima limitada a 10
MVA. Existe a possibilidade de fornecimento de energia eléctrica, de e para o exterior, através
de duas linhas de 60 KV, estando cada linha dimensionada para 60 MWh. A instalação fornece
ainda energia eléctrica e vapor à empresa Recipneu- Empresa Nacional de Reciclagem de
Pneus, Lda..
No ano de 2004, a eficiência global nominal da central termoeléctrica foi de aproximadamente
74,4% e o seu rendimento eléctrico foi de 46,2%.
Com a entrada em funcionamento da central de cogeração a gás natural, a caldeira
convencional n.º 2 da central termoeléctrica será colocada fora de serviço, e o consumo de
fuelóleo 1% S ocorrerá apenas em situações de excepção Desta forma, após o período de
testes e ensaios das novas unidades de cogeração a gás natural, a central termoeléctrica
passará a ser constituída para além dos restantes equipamentos, pelas caldeiras
convencionais n.º 1 e n.º 3, uma em funcionamento à capacidade mínima e uma em stand-by.
Os combustíveis acima referidos, resultantes do processo produtivo das unidades processuais
da Repsol Polímeros, Lda., serão consumidos na caldeira convencional que estiver em
funcionamento, de forma a manter a fiabilidade do fornecimento de vapor quando ocorram
potenciais perturbações de fornecimento de gás natural, da rede eléctrica nacional ou da
cogeração a gás natural.
Refira-se ainda, que as caldeiras convencionais podem consumir gás natural como
combustível.
Página 24 de 34
LA n.º 05/2007
2.1.2 Central de Cogeração a Gás Natural
A central termoeléctrica é ainda composta por uma central de cogeração a gás natural,
constituída pelos seguintes equipamentos e sistemas funcionais:
Dois grupos geradores idênticos, com uma potência térmica unitária de 125,2 MWth,
cada um constituído pela associação de uma turbina a gás natural que debita uma
potência em funcionamento contínuo, no seu veio, de cerca de 52.000 kW, acoplado a
um alternador trifásico síncrono, 15.000 V, 50Hz, que gera uma potência em
funcionamento contínuo nos seus terminais de cerca de 59.000 kVA;
Duas caldeiras de recuperação de calor equipadas com sistema de pós-combustão,
com uma potência térmica unitária de 53,15 MWth, que se encontram associadas às
turbinas a gás natural, de forma a suprir as necessidades de vapor das unidades
processuais da Repsol Polímeros, Lda.;
Sistema de óleo de lubrificação, incluindo bomba, resistência de aquecimento e
equipamento de controlo;
Sistema de refrigeração, incluindo bomba, tanque de expansão e válvula termoestática
de controlo;
Sistema de ar para combustão, incluindo turbocompressor, filtro de admissão e
arrefecedor de ar;
Sistema integrado de controlo de conjunto;
Equipamento de segurança e protecção;
Dois transformadores elevadores de potência, a óleo, 65 MVA cada, 15/60 KV;
Transformador para serviços auxiliares a óleo;
As turbinas a gás consomem como combustível principal gás natural e como combustível
secundário Fuelgás do Cracker proveniente da fábrica de Etileno da Repsol Polímeros Lda.. O
sistema de pós-combustão das caldeiras de recuperação associadas às turbinas, consome
fuelgás como combustível principal, complementado eventualmente por gás natural.
As turbinas a gás estão equipadas com queimadores do tipo Dry Low NOx, para redução de
emissões gasosas de NOx, classificada como Melhor Técnica Disponível (MTD) de acordo
com o BREF específico do sector. Esta técnica consiste na instalação de uma segunda válvula
de controlo da entrada de ar para a câmara de combustão, de forma a obter uma combustão
pobre em oxigénio e evitar a formação de NOx.
A partir da queima de gás natural nas turbinas é produzida energia eléctrica, sendo os gases
de combustão resultantes do processo, a cerca de 443 ºC, conduzidos para as caldeiras de
recuperação onde ocorre a produção de vapor a 120 bar que alimenta as unidades
processuais da Repsol Polímeros, Lda..
O sistema de pós-combustão optimiza a recuperação de energia térmica dos gases de escape
das turbinas através do aumento do rendimento do processo, dado que o combustível utilizado
na pós-combustão vai consumir o oxigénio em excesso, presente nos gases de escape.
De acordo com os dados fornecidos pelo operador, o rendimento global da central de
cogeração é de aproximadamente 86,1%, e o rendimento eléctrico das turbinas é de cerca de
41%.
2.2 Produção de Água Desmineralizada
As caldeiras da instalação são alimentadas com água desmineralizada produzida na unidade
de desmineralização, com recurso a tecnologia de permuta iónica. A água industrial fornecida
pela empresa Águas de Santo André, S.A., com origem na Albufeira de Morgavel, é
recepcionada em dois tanques à entrada do complexo. Primeiramente é submetida a um
tratamento por filtragem em filtros de areia com vista à remoção de matéria em suspensão,
após o qual é bombeada para a unidade de desmineralização composta por três linhas de
desmineralização montadas em paralelo, cada uma com um vaso catiónico, uma coluna de
desaerificação, um vaso aniónico e um leito misto.
Página 25 de 34
LA n.º 05/2007
Adicionalmente existe também um sistema de recuperação de condensados provenientes das
fábricas da Repsol Polímeros, Lda.. Os condensados sofrem primeiramente um processo de
remoção de óleos com correcção de sais e temperatura. Antes de serem submetidos a um
processo de permuta iónica, passam através de três permutadores para arrefecimento e
posteriormente por dois conjuntos de filtros de carvão activado. Depois de tratados, os
3
condensados são armazenados num reservatório com uma capacidade de 600 m ,
conjuntamente com a água desmineralizada condicionada com Amónia e Elimin-ox (Nalco).
Antes de entrar nas caldeiras convencionais, a água sofre um aquecimento por permuta
térmica através de reaquecedores de alta pressão.
2.3 Produção de Azoto e Ar Comprimido
Para além da produção e distribuição de electricidade e vapor, ocorre ainda na instalação a
produção de azoto e de ar comprimido. O processo de produção de azoto inicia-se com a
captação de ar ambiente que depois de filtrado é comprimido com recurso a um compressor,
sendo posteriormente encaminhado para um separador de água e para um permutador, de
forma a condensar a água existente. A humidade residual e o CO2 são depois removidos por
dois absorvedores. Depois de isento de humidade, o ar entra numa coluna de separação de O 2
e N2, também designada por coluna de fraccionamento, sendo o O 2 resultante enviado para a
atmosfera, o N2 sob a forma de gás, encaminhado para a rede de produção e o N 2 líquido
enviado para tancagem. O N2 é um fluido auxiliar que se destina a garantir condições de
segurança em determinadas operações, nomeadamente limpezas, inertizações e transporte
pneumático.
No que diz respeito à produção de ar comprimido, esta ocorre em duas unidades centrífugas
3
de 4 estágios refrigeradas a água, com capacidade de ar livre de 160 m /min a 7 bar, estando
equipadas com motores de 1,1 MW a 600 V e velocidade 2.985 rpm. Os compressores estão
equipados com sistema de regulação que permite variar o caudal de ar através de uma válvula
situada na admissão de ar, permitindo assim optimizar o seu funcionamento das necessidades
de ar. O ar comprimido é utilizado para actuação de válvulas automáticas e para operações de
manutenção.
2.4 Sistema de Refrigeração
A água de refrigeração utilizada na instalação é arrefecida por processos físicos numa torre de
refrigeração, constituída por nove células, cada uma equipada com um ventilador localizado no
sue topo que é accionado por um motor eléctrico. A torre de refrigeração é do tipo fechado,
com deflectores junto à base que conduzem o ar para o interior da torre, onde existem grades
de fragmentação que visam a separação da coluna de água em gotas, de forma a facilitar o
processo de arrefecimento.
A água a ser arrefecida entra no topo da torre de refrigeração através de chuveiros e ao cair
por gravidade permuta calor com a corrente de ar gerada pelos ventiladores. Depois de
submetida a arrefecimento a água é recolhida numa bacia de recepção localizada na base da
torre, sendo posteriormente bombeada para consumo nas fábricas da Repsol Polímeros, Lda..
No processo de refrigeração da água, são utilizadas várias substâncias químicas,
nomeadamente:
Dispersante e traçador (Nalco Trasar 23203 e Nalco 73202);
Inibidor de corrosão e anti incrustante à base de zinco, ortofosfato e fosfonato (Nalco
7356 Plus);
Biodispersante (Nalco 7348);
Biocida não oxidante à base de isotiazolinas (Nalco 7330, uso muito esporádico);
Biocida oxidante (Hipoclorito de sódio);
Ácido sulfúrico para controlo do pH;
Inibidor de corrosão à base de polifosfatos (Nalco 7396).
Página 26 de 34
LA n.º 05/2007
Anexo I.2 – Melhores Técnicas Disponíveis (MTD) contempladas na instalação
1. Caldeiras Convencionais e Sistemas Associados
1.1 Armazenamento e Manuseamento de Combustíveis
Utilização de sistemas de armazenamento de combustíveis líquidos, contidos por
bacias de retenção com uma capacidade de contenção de pelo menos o volume
máximo do tanque maior;
Recolha e tratamento de águas residuais potencialmente contaminadas antes da sua
descarga;
1.2 Eficiência Térmica
Cogeração de calor e electricidade;
Utilização de um sistema de controlo e instrumentação avançado de forma a atingir
uma elevada performance das caldeiras, com condições de combustão que permitam a
redução de emissões;
2. Central de Cogeração a Gás Natural
2.1 Armazenamento e Manuseamento de Combustíveis
2.1.1 Emissões Fugitivas
Utilização de sistemas de detecção de fugas de gás natural e alarmes;
2.1.2 Utilização Eficiente de Recursos Naturais
Pré-aquecimento dos gases combustíveis com vapor de baixa pressão.
2.2 Eficiência Térmica de Instalações de Combustão a Gás
Cogeração de calor e electricidade;
Utilização de um sistema de instrumentação e controlo avançado de forma a atingir
uma elevada performance das caldeiras, com condições de combustão que permitam a
redução de emissões;
2.3 Emissões para a Atmosfera
Utilização de gás natural como combustível o que implica níveis de emissão de
3
partículas normalmente inferiores a 5 mg/Nm , sem aplicação de medidas técnicas
adicionais. De acordo com o operador, o Fuelgás do Cracker é também um
combustível que não dá origem a emissões significativas de partículas;
O gás natural é praticamente isento de enxofre pelo que a sua combustão não dá
origem a emissões atmosféricas de SO2 significativas. O mesmo se aplica ao Fuelgás
do Cracker.
Queimadores de baixa emissão de NOx, com pré-mistura a seco- Dry Low NOx;
Recurso a sistemas de controlo e instrumentação para controlo das condições de
combustão e da eficiência de produção de energia, de forma a assegurar a combustão
completa de gás natural e a consequente minimização das emissões de CO.
Página 27 de 34
LA n.º 05/2007
Anexo I.3 – Descarga de Águas Residuais e Pluviais
Quadro I.1 – Pontos de descarga de águas residuais e pluviais.
Designação
do ponto de
descarga
ED1
ED2
ED3
ED4
ED5
ED6
ED7
ED8
ED9
ED10
ED11
ED12
ED13
ED14
ED15
ED16
ED17
ED18
ED19
ED20
ED21
ED22
ED23
ED24
ED25
ED26
ED27
ED28
ED29
Origem
Efluente oleoso proveniente das caldeiras, sala de turbinas e sub-estações
(derrames e lavagens), da lavagem da Turbina a Gás n.º 2 em modo off-line,
lavagens de pavimentos e outras.
Efluente oleoso da zona dos motores diesel, chaminé e armazenagem de
combustíveis (derrames e lavagens).
Efluente doméstico dos sanitários e copa do edifício principal.
Efluente salino à saída da unidade de bombagem, resultante das purgas das
torres de refrigeração e da regeneração das linhas de desmineralização.
Efluente pluvial, proveniente do edifício principal e ruas adjacentes.
Efluente pluvial do edifício e das ruas adjacentes à unidade de desmineralização.
Efluente oleoso proveniente da unidade de desmineralização, zona dos
condensados e filtros de carvão (derrames).
Efluente oleoso de ligação à bacia de armazenagem de soda cáustica (derrames).
Efluente oleoso do sumidouro junto à porta da unidade de desmineralização
(derrames).
Efluente pluvial proveniente dos algerozes do edifício da unidade de
desmineralização.
Efluente doméstico proveniente dos sanitários e copa da unidade de
desmineralização.
Efluente pluvial proveniente do edifício da unidade de desmineralização e do
tanque de armazenagem de água industrial.
Efluente oleoso dos tanques de armazenagem de condensados e sub-estação
(derrames e lavagens).
Efluente oleoso da sub-estação (derrames e lavagens).
Efluente químico da zona de bombagem de água potável (derrames).
Efluente doméstico proveniente dos sanitários existentes no edifício de
manutenção (oficina de manutenção de apoio à central).
Efluente pluvial do edifício de manutenção de apoio à central e ruas adjacentes.
Efluente químico da zona de produção de azoto (derrames).
Efluente pluvial proveniente da zona de produção de azoto.
Efluente pluvial da rua 9B e da zona dos tanques de ar comprimido.
Efluente químico da zona de compressores e de secadores de ar (derrames).
Efluente doméstico dos sanitários e copa do edifício da unidade de produção de
ar comprimido e azoto.
Efluente pluvial dos edifícios da unidade de produção de ar comprimido e azoto
(algerozes).
Efluente oleoso das torres de refrigeração e da sub-estação (derrames).
Efluente doméstico do sanitário da casa de apoio à bombagem.
Efluente oleoso da zona de bombagem de água industrial (derrames).
Efluente pluvial dos tanques de água industrial.
Efluente pluvial das zonas adjacentes ao tanque de água de incêndio.
Efluente oleoso proveniente da lavagem da Turbina a Gás n.º 1 em modo off-line,
lavagens de pavimentos e outras.
Página 28 de 34
LA n.º 05/2007
ANEXO II – Monitorização e Valores Limite de Emissão
1. Monitorização das emissões para o ar
Quadro II.1 – Valores Limite de Emissão (VLE) e Frequência de Monitorização para a
fontes FF1 e FF2.
Parâmetro
(1)
VLE
Frequência da
monitorização
Expressão dos resultados
(2)
NOx
SO2
Partículas
CO
COV
Metais pesados totais
600
(3)
400
(2)
1.700
(3)
250
(2)
300
(3)
35
1.000
50
8
Chumbo (Pb) total + Crómio (Cr)
total + Cobre (Cu) total
5,0
Arsénio (As) total + Níquel (Ni)
total
1,0
Cádmio (Cd) total + Mercúrio
(Hg) total
0,2
Zinco (Zn)
expresso como NO2 mg/Nm
3
em contínuo
mg/Nm
3
mg/Nm
3
duas vezes em cada ano
civil, com um intervalo
mínimo de dois meses entre
medições
-
H2S
50
(1) todos os VLE se referem a um teor de 3% de O2 e gás seco nos efluentes gasosos, excepto os VLE dos
metais pesados que se referem a um teor de 8% de O2.
(2) VLE a respeitar até 31 de Dezembro de 2007.
(3) VLE a respeitar a partir de 1 de Janeiro de 2008.
Quadro II.2 – Valores Limite de Emissão (VLE) e Frequência de Monitorização para a
fonte FF3.
Parâmetro
NOx
SO2
Partículas
CO
COV
Metais pesados totais
Chumbo (Pb) total + Crómio (Cr)
total + Cobre (Cu) total
(1)
VLE
Expressão dos resultados
1.500
2.700
300
1.000
50
8
expresso como NO2 mg/Nm
5,0
mg/Nm
Arsénio (As) total + Níquel (Ni)
total
1,0
Cádmio (Cd) total + Mercúrio (Hg)
total
0,2
Zinco (Zn)
H2S
3
Frequência da
monitorização
3
duas vezes em cada ano
civil, com um intervalo
mínimo de dois meses
entre medições
50
(1) todos os VLE se referem a um teor de 3% de O2 e gás seco nos efluentes gasosos, excepto os VLE dos metais
pesados que se referem a um teor de 8% de O2.
Página 29 de 34
LA n.º 05/2007
Quadro II.3 – Valores Limite de Emissão (VLE) e Frequência de Monitorização para a
fonte FF4 e FF5.
Parâmetro
NOx
Partículas
CO
COV
(1)
VLE
Expressão dos resultados
75
10
100
50
expresso como NO2 mg/Nm
mg/Nm
3
3
Frequência da
monitorização
duas vezes em cada ano
civil, com um intervalo
mínimo de dois meses
entre medições
(1) todos os VLE se referem a um teor de 15% de O2 e gás seco nos efluentes gasosos.
2. Informação complementar relativa ao envio dos resultados do autocontrolo
das emissões industriais para a atmosfera resultante de medição em contínuo
(Nota Técnica Anexa ao Despacho n.º 79/95 do Sr. Presidente do Instituto de Meteorologia)
Nota: Preenchimento de uma ficha descriminada por cada fonte poluente; entre parêntesis
estão referidos os números dos artigos relevantes da Nota Técnica para cada ponto do
questionário
1. Caracterização do equipamento de medição (uma resposta por cada poluente: 1a,
1b, 1c, ...)
1.1 Método de medição / princípio de funcionamento / descrição da instalação
1.2 Marca / Modelo
1.3 Método e rotinas de calibração
2. Medição dos parâmetros operacionais (n.º 9, 10 e 11)
2.1 Identificação dos parâmetros operacionais medidos na secção de amostragem /
medição (temperatura, pressão, teor de vapor de água, teor de oxigénio, velocidade de
saída dos gases)
2.2 Caracterização dos equipamentos de medida instalados / métodos de medição /
rotinas de calibração
2.3 Justificação para a eventual não medição de qualquer dos parâmetros operacionais
3. Caracterização do local de medição
3.1 Localização da secção de amostragem / medição
3.2 Caracterização da secção de amostragem / medição: geometria / diâmetro
3.3 Distância relativa às perturbações do escoamento mais próximas (a montante e a
jusante do local de amostragem / medição)
3.4 Existência de infra-estruturas no local para a realização de campanhas de
amostragem, com recurso, nomeadamente, a sondas isocinéticas
4. Sistema de aquisição e arquivo de dados (n.º13, 14, 23 e 27)
4.1 Caracterização do sistema de aquisição de dados
4.2 Frequência de consulta aos sensores
Nota: Se os intervalos de consulta não obedecerem a uma frequência regular, indicar o
número médio de consultas para cálculo do valor correspondente ao período de
integração base, bem como o período máximo que possa ocorrer sem consulta aos
sensores)
4.3 Indicação do período de integração base utilizado
4.4 Caracterização genérica do sistema de gestão da informação
Referência ao suporte utilizado para o arquivo dos dados em bruto e respectivo processo
de consulta
Página 30 de 34
LA n.º 05/2007
3. Especificações sobre o conteúdo do relatório de autocontrolo
Um relatório de caracterização de efluentes gasosos para verificação da conformidade com a
legislação sobre emissões de poluentes atmosféricos deve conter, no mínimo, a seguinte
informação:
a) Nome e localização do estabelecimento;
b) Identificação da(s) fonte(s) alvo de monitorização com a denominação usada nesta
licença;
c)
Dados da entidade responsável pela realização dos ensaios, incluindo a data da
recolha e da análise;
d)
Data do relatório;
e)
Data de realização dos ensaios, diferenciando entre recolha e análise;
f)
Identificação dos técnicos envolvidos nos ensaios, indicando explicitamente as
operações de recolha, análise e responsável técnico;
g) Normas utilizadas nas determinações e indicação dos desvios, justificação e
consequências;
h) Condições relevantes de operação durante o período de realização do ensaio (exemplo:
capacidade utilizada, matérias-primas, etc.);
i)
Informações
relativas
ao
local
de
amostragem
(exemplo:
dimensões
da
chaminé/conduta, número de pontos de toma, número de tomas de amostragem, etc.)
j)
Condições relevantes do escoamento durante a realização dos ensaios (teor de
oxigénio, pressão na chaminé, humidade, massa molecular, temperatura, velocidade e
caudal do efluente gasoso- efectivo e PTN, expressos em unidades SI);
k)
Resultados e precisão considerando os algarismos significativos expressos nas
unidades em que são definidos os VLE, indicando concentrações «tal-qual» medidas e
corrigidas para o teor de O2 adequado;
l)
Comparação dos resultados com os VLE aplicáveis. Apresentação de caudais
mássicos;
m) No caso de fontes múltiplas, deverá ser apresentada a estimativa das emissões das
fontes inseridas no plano, com o respectivo factor de emissão, calculado a partir das
fontes caracterizadas;
n) Indicação dos equipamentos de medição utilizados.
Anexos: detalhes sobre o sistema de qualidade utilizado; certificados de calibração dos
equipamentos de medição; cópias de outros dados de suporte essenciais.
Página 31 de 34
LA n.º 05/2007
4. Monitorização das descargas de águas residuais
Quadro II.4 – Monitorização das emissões antes da entrega ao sistema de drenagem da
Repsol Polímeros, Lda., nos pontos ED1, ED2, ED7, ED8, ED9, ED13, ED14, ED15, ED18,
ED21, ED24, ED26 e ED29.
Parâmetro
Caudal médio
Temperatura
pH
Condutividade
Expressão dos
resultados
3
m /dia
ºC
Escala de Sorensen
S/cm, 20 º C
SST
mg/l
CQO
mg/l O2
Óleos Minerais
Detergentes
mg/l
(2),
(3)
Naftaleno
(3)
g/l
Hidrocarbonetos
aromáticos
polinucleares
(3)
(PAH)
Fósforo Total
Zinco
(4)
(4)
g/l
mg/l P
mg/l Zn
Método de Monitorização
Termometria.
Frequência
Tipo de
mínima de
amostragem
amostragem
-
Electrometria.
Centrifugação (tempo
mínimo de 5 minutos,
aceleração média de 2800
g a 3200 g), secagem a
105 ºC e pesagem;
Filtração através de
membrana filtrante de 0.45
m, secagem a 105 ºC e
pesagem.
Método do dicromato de
potássio.
Espectrometria no
infravermelho após
extracção com solventes
adequados;
Anual com
Gravimetria após
um intervalo
extracção com solventes
mínimo de 6
adequados.
meses entre
Espectrometria de
medições
absorção molecular.
Cromatografia líquida de
alta resolução; Detector
“diode array”; Detector de
fluorescência.
Cromatografia em fase
gasosa; Cromatografia
líquida de alta eficiência (*)
Composta
(1)
(24 horas)
Método automático de
fluxo contínuo
segmentado.
Espectrometria de
absorção molecular;
Espectroscopia de
absorção atómica;
Espectrometria de
emissão óptica com
plasma (ICP);
(1) ou outro tipo a definir pelo operador desde que convenientemente justificado;
(2) apenas para o ponto ED1, quando forem efectuadas lavagens das caldeiras;
(3) apenas para os pontos ED1 e ED29, quando forem efectuadas lavagens das turbinas a gás em off-line;
(4) apenas para o ponto ED24, quando ocorrerem descargas de águas de refrigeração;
* Mistura de seis substâncias padrão a tomar em consideração e que têm a mesma concentração: fluoranteno; benzol
[3,4] fluoranteno; benzol [11,12] fluoranteno; benzo [3,4] pireno; benzo [1,12] perileno; indeno [1,2,3-cd] pireno.
Página 32 de 34
LA n.º 05/2007
Quadro II.5 – Monitorização das emissões antes da entrega ao sistema de drenagem da
Repsol Polímeros, Lda., no ponto ED4.
Expressão dos
resultados
Parâmetro
Método de Monitorização
3
Caudal médio
Temperatura
pH
Condutividade
m /dia
ºC
Escala de Sorensen
S/cm, 20 º C
SST
mg/l
CQO
mg/l O2
Óleos Minerais
mg/l
Fósforo total
mg/l P
Zinco
mg/l Zn
Cloretos
mg/l Cl
(1)
-
Frequência
Tipo de
mínima de
amostragem
amostragem
Diária
Termometria
Electrometria
Centrifugação (tempo
mínimo de 5 minutos,
aceleração média de 2800
g a 3200 g), secagem a
105 ºC e pesagem;
Filtração através de
membrana filtrante de 0.45
m, secagem a 105 ºC e
pesagem.
Método do dicromato de
potássio.
Espectrometria no
infravermelho após
extracção com solventes
adequados;
Gravimetria após
extracção com solventes
adequados.
Método automático de
fluxo contínuo
segmentado.
Espectrometria de
absorção molecular;
Espectroscopia de
absorção atómica;
Espectrometria de
emissão óptica com
plasma (ICP);
Volumetria;
Espectrometria de
absorção molecular;
Eléctrodos específicos;
Cromatografia iónica.
Trimestral
Composta
(1)
(24 horas)
ou outro tipo a definir pelo operador desde que convenientemente justificado
Página 33 de 34
LA n.º 05/2007
ÍNDICE
1. PREÂMBULO..................................................................................................... 1
2. PERÍODO DE VALIDADE ...................................................................................... 3
3. GESTÃO AMBIENTAL DA ACTIVIDADE ................................................................. 4
3.1 Fase de operação ..................................................................................... 4
3.1.1. Utilização de melhores técnicas disponíveis .............................................................. 4
3.1.2. Condições gerais de operação ................................................................................... 5
3.1.3 Gestão de recursos ..................................................................................................... 6
3.1.3.1 Matérias primas .................................................................................................... 6
3.1.3.2 Água ..................................................................................................................... 6
3.1.3.3 Energia ................................................................................................................. 7
3.1.4 Sistemas de drenagem tratamento e controlo ............................................................ 8
3.1.4.1 Tratamento de Água de Abastecimento ............................................................... 8
3.1.4.2 Tratamento de Águas Residuais e Pluviais ......................................................... 8
3.1.4.3 Sistemas de Tratamento e Redução de Emissões Atmosféricas ........................ 9
3.1.4.4 Armazenamento de Resíduos .............................................................................. 9
3.1.5 Pontos de Emissão .................................................................................................... 10
3.1.5.1 Águas residuais e pluviais .................................................................................. 10
3.1.5.2 Emissões atmosféricas ...................................................................................... 10
3.1.5.3 Resíduos produzidos na instalação ................................................................... 11
3.2 Fase de desactivação ............................................................................. 12
3.2.1 Desactivação da instalação de produção de energia ................................................ 12
4. MONITORIZAÇÃO E VALORES LIMITE DE EMISSÃO ............................................. 13
4.1 Monitorização e Valores Limite de Emissão das emissões da instalação13
4.1.1 Controlo das emissões para a atmosfera .................................................................. 13
4.1.2 Controlo das águas residuais produzidas ................................................................. 15
4.1.3 Controlo dos resíduos produzidos ............................................................................. 15
4.2 Monitorização ambiental ......................................................................... 15
4.2.1 Controlo do ruído ....................................................................................................... 15
5. GESTÃO DE SITUAÇÕES DE EMERGÊNCIA .......................................................... 17
6. REGISTOS, DOCUMENTAÇÃO E FORMAÇÃO ........................................................ 19
7. RELATÓRIOS PERIÓDICOS ................................................................................ 20
7.1 Plano de Desempenho Ambiental .......................................................... 20
7.2 E-PRTR – Registo Europeu de Emissões e Transferências de Poluentes
...................................................................................................................... 20
7.3 Relatório Ambiental Anual ...................................................................... 20
8. ENCARGOS FINANCEIROS ................................................................................ 22
8.1 Desactivação definitiva ........................................................................... 22
ANEXO I – Gestão Ambiental da Actividade ............................................................. 23
ANEXO II – Monitorização e Valores Limite de Emissão .......................................... 29
Página 34 de 34