Título de Emissão de Gases com Efeito de Estufa
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- Diego Amaral Pedroso
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1 Título de Emissão de Gases com Efeito de Estufa TE GEE II Nos termos do Decreto-Lei n.º 233/2004, de 14 de Dezembro, com as alterações introduzidas pelos Decretos-Lei n.º 243-A/2004, de 31 de Dezembro, 230/2005, de 29 de Dezembro e 72/2006, de 24 de Março e 154/2009, de 6 de Julho, é concedido o título de de gases com efeito de estufa n.º ao operador, Petróleos de Portugal Petrogal, S.A. com o Número de Identificação de Pessoa Colectiva (NIPC) , referente à instalação Refinaria do Porto sita em Apartado 3015, Matosinhos, Leça da Palmeira, que desenvolve as actividades a seguir descritas: Actividades do Anexo I do Decreto-Lei n.º 233/2004, de 14 de Dezembro, na sua actual redacção: Refinarias de óleos minerais Outras actividades: Produção de electricidade de origem térmica Para efeitos do referido diploma, é autorizada a de dióxido de carbono na instalação do operador acima identificado, a partir das fontes de enumeradas no anexo I do presente título. Amadora, 20 de Maio de 2011 O Director-Geral Mário Grácio
2 Condições do título: 1. O operador detentor do presente título fica sujeito, nos termos do artigo 22.º do Decreto-Lei n.º 233/2004, de 14 de Dezembro, na redacção que lhe foi conferida pelo Decreto-Lei n.º 154/2009, de 6 de Julho, e da Decisão n.º 2007/589/CE, de 18 de Julho, aos requisitos de monitorização descritos no plano de monitorização do presente título de de gases com efeito de estufa, no que respeita às emissões de dióxido de carbono; 2. O operador detentor do presente título está obrigado a comunicar à Agência Portuguesa do Ambiente, até 31 de Março de cada ano, informações relativas às emissões da instalação verificadas no ano anterior, de acordo com o disposto no artigo 22.º do Decreto-Lei n.º 233/2004, de 14 de Dezembro, na sua actual redacção, e respectiva Decisão n.º 2007/589/CE, de 18 de Julho; 3. O operador detentor do presente título deve submeter o relatório relativo às emissões da instalação, referido no número anterior, a um verificador independente e informar a Agência Portuguesa do Ambiente, até 31 de Março de cada ano, dos resultados da verificação, que será feita de acordo com os critérios fixados no anexo V do Decreto-Lei n.º 233/2004, de 14 de Dezembro, na sua actual redacção, nos termos do artigo 23.º deste diploma; 4. O operador detentor do presente título não pode transferir licenças de enquanto o relatório relativo às emissões da instalação não for considerado satisfatório nos termos dos n os 3 e 4 do artigo 23.º do Decreto-Lei n.º 233/2004, de 14 de Dezembro, na sua actual redacção, e em função dos critérios fixados no anexo V deste diploma; 5. O operador detentor do presente título está obrigado a devolver licenças de equivalentes ao total das emissões da instalação em cada ano civil, após a respectiva verificação, até 30 de Abril do ano subsequente, de acordo com o artigo 23.º do Decreto-Lei n.º 233/2004, de 14 de Dezembro, na sua actual redacção; 6. Caso o operador detentor do presente título não devolva, até 30 de Abril de cada ano civil, as licenças de suficientes para cobrir as suas emissões no ano anterior, fica obrigado a pagar as penalizações por emissões excedentárias previstas no artigo 25.º do Decreto-Lei n.º 233/2004, de 14 de Dezembro, na sua actual redacção; 7. O operador detentor do presente título de gases com efeito de estufa está obrigado a comunicar atempadamente à entidade coordenadora do licenciamento quaisquer alterações previstas na natureza ou funcionamento da instalação, bem como qualquer ampliação da mesma, que possam exigir a actualização do presente título; 8. A transmissão, a qualquer título, da instalação abrangida pelo presente título de de gases com efeito de estufa, deve ser comunicada à entidade coordenadora do licenciamento no prazo máximo de 30 dias para actualização do título de de gases com efeito de estufa. Observações: - Instalação abrangida pelo Decreto-Lei n.º 194/2000, de 21 de Agosto, revogado pelo Decreto-Lei n.º 173/2008, de 26 Agosto (Diploma PCIP), com Licença Ambiental n.º 190/0.2/2011 2
3 Anexo I PLANO DE MONITORIZAÇÃO DE ACORDO COM A PARTE C DO FORMULÁRIO RELATIVO AO PEDIDO DE TÍTULO DE EMISSÃO DE GASES COM EFEITO DE ESTUFA A presente instalação, de acordo com as emissões de CO 2 comunicadas e verificadas anualmente, enquadra-se na Categoria C. Dados relativos à Actividade da Instalação Categoria Actividade Referência do ponto de Descrição do ponto de Tipo de Processo (nome/número da unidade e referência de identificação) Combustível / Material a ser monitorizado e descrição 1.1 ST4001 Chaminé Principal Caldeira 1 (F.1)* ST4001/2 Chaminé Principal Caldeira 3 (F.3)* ST4001/2 Chaminé Principal Caldeira 4 (F.4)* 1.1 Utilidades Produção de vapor 1.1 Caldeira 5 (F.5) 1.1 ST4002 Chaminé Principal 1.1 Caldeira 6 (F.6) 1.1 Fábrica Óleos de Fornalha 1 H-2001 Base Destilação (F.7) atmosférica Fornalha 2 H-2002 (F.8) Fábrica Óleos de Base Destilação ST2001 Chaminé Principal de vácuo Fornalha 3 H-2003 (F.9) Fábrica Óleos de Fornalha 4 H-2101 Base (F.10) Desasfaltação 3
4 Categoria Actividade Referência do ponto de Descrição do ponto de Tipo de Processo (nome/número da unidade e referência de identificação) TE GEE II Fábrica Óleos de Base Extracção Fornalha 5 H-2201 (F.11) de Aromáticos Fornalha 6 H-2202 ST2001 Chaminé Principal (F.12) Combustível / Material a ser monitorizado e descrição Fábrica Óleos de Fornalha 7 H-2301 Base (F.13) Desparafinação ST2401 Chaminé Principal Fábrica Óleos de Base Ferrofining Fornalha 8 H-2401 (F.14) Fornalha 9 H-3001 Destilação (F.15) atmosférica (Revamping) ST3001 Chaminé Principal Fornalha 12 H-3301 (F.18) Platforming II (U330) Fornalha 13 H-3302 (F.19) ST1401 Chaminé Principal Chaminé Principal Dessulfuração I Unifining I Fornalha 14 H-1401 (F.20) Fornalha 15 H-1402 (F.21) Fornalha 16 H-1201 (F.22) ST1601 Chaminé Individual Platforming I (U1300) Hot oil Fornalha 17 H-1301 (F.23) Fornalha 18 H-1651 (F.24) ST1302 Chaminé Principal Platforming I Fornalha 19 H-1302 (F.25) ST3701 Chaminé Principal Dessulfuração II (Revamping) Fornalha 20 H-3701 (F.26) 4
5 Categoria Actividade Referência do ponto de ST3801 Descrição do ponto de Chaminé Principal Tipo de Processo Unidade de recuperação de enxofre e Nova unidade de Recuperação de Enxofre (nome/número da unidade e referência de identificação) Fornalha 21 H-3801 (F.27) Fornalha 22 H-3802 (F.28) Combustível / Material a ser monitorizado e descrição ST5201 Chaminé Individual ST0601 Chaminé Principal Lubrificantes Produção de massa lubrificantes Fornalha 23 H-5201 (F.29) Fornalha 24 H-0101 Aromáticos Pré (F.30) destilação Fornalha 25 H-0301 (F.31) Aromáticos Parex Fornalha 26 H-0302 (F.32) Fornalha 27 H-0303 (F.33) Fornalha 28 H-0401 (F.34) Aromáticos Isomar (U0400) Fornalha 29 H-0402 (F.35) Fornalha 30 H-0471 Aromáticos (F.36) Isomar (fraccionamento de xilenos) Fornalha 31 H-0472 (F.37) FL7101 Flare 1 Flare 1 (F.38) FL7201 Flare 2 Flare 2 (F.39) FL7301 Flare 3 Flare 3 (F.40) Reactor 1 (F.41) Coque (C.3) D1304 Chaminé Individual U1300 Reactor 2 (F.41) Coque (C.3) Reactor 3 (F.41) Coque (C.3) D3351 Chaminé Individual U3300 Regenerador (F.42) Coque (C.3) 5
6 Categoria Actividade Referência do ponto de Descrição do ponto de Tipo de Processo (nome/número da unidade e referência de identificação) TE GEE II Combustível / Material a ser monitorizado e descrição D0401 Chaminé Individual U0400 Reactor (F.43) Coque (C.3) GD4004 Escape atmosférico PMD4501A Escape atmosférico PMD4501B Escape atmosférico PMD4501C Escape atmosférico PMD4501D Escape atmosférico PMD4503A Escape atmosférico PMD4503B Escape atmosférico Gerador de Emergência (F.44) Bomba Rede FW (F.45) Bomba Rede FW (F.46) Bomba Rede FW (F.47) Bomba Rede FW (F.48) Bomba Rede FW (F.49) Bomba Rede FW (F.50) ST10001 Chaminé Individual Novas unidades de destilação de vácuo (H-10001) e visbreaker (H ) Fornalha 32 H10001 (F.51) Fornalha 33 H10101 (F.52) ST4803 Chaminé Individual Caldeira de Recuperação SG4801 (F.53) Gás Natural (C.4) ST4801 Chaminé Individual Turbina de by-pass potencial à caldeira de recuperação SG4801 (F.54) Gás Natural (C.4) ST4853 Chaminé Individual Cogeração Caldeira de Recuperação SG4851 (F.55) Gás Natural (C.4) ST4851 Chaminé Individual Turbina de by-pass potencial à caldeira de recuperação SG4851 (F.56) Gás Natural (C.4) As s F53 F56 correspondem aos equipamentos associados à nova central de cogeração. A caldeira 1 (F.1), caldeira 3 (F.3) e caldeira 4 (F.4) serão desactivadas após a entrada em funcionamento da unidade de cogeração (*) 6
7 Método de Monitorização de Emissões Cálculo Medição Cálculo Especificações e localização dos instrumentos de medição a utilizar nas fontes N.º de combustível / material Descrição do tipo de equipamento de medição Especificação (refª única do instrumento) Margem de incerteza (+/- %) Localização 1 ST SG4001/C,D, G,H 7-13 H2001/2/3 H2101 H2201/2 H H3001 C.1 Medidor de nível Ll 6114 A Ll 6114 B 1.5 Movimentação de produtos H3301/ H0101 H0301/2 H0401/2 H0471/2 Gás Natural (C.4) ST ST4853 ST4853 ST4851 C.4 Medidor de Turbina FT Utilidades (mistura de gás natural e fuel gás) a partir de Março ST4001/A C SG4001/C,D, G,H C.6 Medidor de Orifício FT40102x (A/C/D/G/H) - Somatório 6.0 Utilidades 7-10 H2001/2/3 H2101 C.6 Medidor mássico FT Óleos Base H2201/2 H2301 C.6 Medidor mássico FT Óleos Base 14 H2401 C.6 Medidor mássico FT Óleos Base 7
8 N.º de combustível / material Descrição do tipo de equipamento de medição Especificação (refª única do instrumento) Margem de incerteza (+/- %) Localização 15 H3001 C.6 Medidor mássico FT ,19 H3301/2 C.6 Medidor mássico FT , 21 H1401/2 C.6 Medidor mássico FT Combustíveis- Linha II Combustíveis- Linha II Linha I 22,23, 24,25 H1201 H1301 H1651 H1302 C.6 Medidor mássico FT Linha I 26,27 H3701 H3802 C.6 Medidor mássico FT Combustíveis - Linha I 28 H10801 C.6 Medidor de Orifício (*) (*) 29 H5201 C.6 Medidor de Orifício FT Combustíveis - Linha I Lubrificantes 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37 H0101 H0301/2/3 H0401/2 H0471/2 C.6 Medidor mássico FT Aromáticos 51 H10001 C.6 Medidor orifício FT100551A/B (*) 52 H10101 C.6 Medidor orifício FT101571A/B (*) Combustíveis Combustíveis Gas (C6) Flares ( fluxo-fonte de minimis) - desde 1 de Janeiro de FL7101 C.6 Medidor de Orifício FI FL7201 C.6 Medidor de Orifício FI FL7301 C.6 Medidor de Orifício FI7301 Piloto da Flare Linha I Piloto da Flare Linha II Piloto da Flare - FAR Produção de Gás Produção de Gás Produção de Gás Produção de Gás C.6 Medidor mássico FT C.6 Medidor mássico FT C.6 Medidor de Orifício FT3904+ FT C.6 Medidor de Orifício FT Aromáticos Aromáticos Combustíveis Combustíveis Revaporização de Propano C.6 Medidor mássico FT Utilidades 8
9 N.º de combustível / material Descrição do tipo de equipamento de medição Especificação (refª única do instrumento) Margem de incerteza (+/- %) Localização Revaporização de Propano C.6 Medidor de Orifício FT Aromáticos Coque (C.3) - (fluxo fonte de minimis) 41 D1304 C.3 42 D3351 C.3 43 D0401 C.3 Estimativa da empresa Estimativa da empresa Estimativa da empresa Combustíveis Combustíveis Aromáticos - (fluxo fonte de minimis) 44 GD4004 C.5 Estimativa da empresa - - Utilidades 45, 46, 47, 48 PMD4501A/B/ C/D C.5 Estimativa da empresa - - Rede FW 49, 50 PMD4503A/B C.5 Estimativa da empresa - - Rede FW (*) Assim que a informação estiver disponível deverá ser comunicada à APA Identificação dos Níveis Metodológicos para cada Actividade de 3-13; 15; 18-19; 30-32; combustível / material Dados da actividade Poder Calorífico Inferior Nível Metodológico a aplicar Factor de Emissão Dados da composição Factor de oxidação Factor de Conversão C.1 4 n.a. 3 n.a. 1 n.a C.4 4 n.a. 3 n.a. 1 n.a. 3-15; 18 37; C.6 4 n.a. 3 n.a. 1 n.a C.3 - n.a. n.a. n.a. n.a. n.a C.5-2a 2a n.a. 1 n.a (Flares) C.6 - n.a. 3 n.a. 1 n.a. 9
10 Justificação (por fonte e combustível/material) para a aplicação de níveis metodológicos superiores ou inferiores ao do Quadro 1 do Anexo I da Decisão da Comissão de 18/07/2007 [COM 2007/589/CE] relativo às orientações de monitorização e comunicação de informações fonte de 3-13; 15; 18-19; 30-32; combustível / material C C C.5 Justificação para a aplicação do nível metodológico indicado Não se aplica a determinação do PCI uma vez que para a obtenção do factor de do RPC já não é o PCI e sim o teor de carbono obtido através de análise no laboratório da refinaria do Porto pelo método ASTM Não é indicado nível metodológico nos dados da actividade uma vez que se trata de um fluxo-fonte minimis, que emite menos de 1 kt de CO2/ano ou que contribui com menos de 2% (até a um máx. de 20 kt CO2/ano) das emissões anuais totais da instalação. Nota: As fontes ao lado referenciadas são consumidoras de pequenas quantidades de combustíveis secundários (alguns de produção sazonal). Os Dados de Actividade, para este combustível secundário é obtido por estimativa, numa óptica de balanço de massas das instalações onde são produzidos. Não é indicado nível metodológico nos dados da actividade uma vez que se trata de um fluxo-fonte minimis, que emite menos de 1 kt de CO2/ano ou que contribui com menos de 2% (até a um máx. de 20 kt CO2/ano) das emissões anuais totais da instalação. Nota: As fontes são consumidoras de pequenas quantidades de combustíveis secundários (alguns de consumo sazonal). Os dados de actividade, para este combustível secundário são o histórico, horas de funcionamento e os consumos médios. Os Factores de Emissão e PCI são os propostos no mais recente inventário Nacional publicado pela APA (Flares) C.6 Não é indicado nível metodológico nos dados da actividade uma vez que se trata de um fluxo-fonte de minimis, que emite uma quantidade igual ou inferior a 1 kt de CO2/ano ou que contribui com menos de 2% (até a um máx. de 20 kt CO2/ano) das emissões anuais totais da instalação. A metodologia de cálculo consta do Anexo C da NPI-RM rev03. Demonstração de cumprimento relativamente aos níveis de incerteza máximos admitidos para cada nível metodológico Referência da fonte de 3-13; 15; 18-19; 30-32; Referência do combustível / Material Dados de Actividade (Nível metodológico aplicado) Incerteza associada ao processo de medição anual (%) C.1 4 <1.5% Observações (descrição do cálculo) (1) A incerteza global dos equipamentos de monitorização constantes da tabela, Especificações e localização dos instrumentos de medição a utilizar nas fontes, não deverá exceder 1.5% (de acordo com o ponto 7.1 da Decisão) 10
11 Referência da fonte de Referência do combustível / Material Dados de Actividade (Nível metodológico aplicado) Incerteza associada ao processo de medição anual (%) C.4 4 <1.5% 3-15; 18 37; C.6 4 <1.5% Observações (descrição do cálculo) (1) s de incerteza associadas ao fluxo-fonte: - incerteza do contador de turbina; - incerteza do conversor de volume do gás natural. (De acordo com o disposto no ponto 7.1 da Decisão) A incerteza global dos equipamentos de monitorização constantes da tabela, Especificações e localização dos instrumentos de medição a utilizar nas fontes, não deverá exceder 1.5% (de acordo com o ponto 7.1 da Decisão) Abordagem utilizada para a amostragem de combustíveis e materiais s fonte de 3-13; 15; 18-19; 30-32; combustível / material C.1 Parâmetro a determinar Teor de Carbono Descrição do Método de Amostragem É calculado através do teor em carbono da amostra, seguindo a metodologia apresentada no Anexo D da NPI-RM rev03 Frequência de amostragem para análise 3 por semana amostra semanal composta Estimativa do grau de incerteza 0.5% C.4 Teor de Carbono É calculado através do teor em carbono da amostra, seguindo a metodologia apresentada no Anexo D da NPI-RM rev03 Analisador em Linha 0.5% 3-15; 18-37; C.6 Teor de Carbono É calculado através do teor em carbono da amostra, seguindo a metodologia apresentada no Anexo D da NPI-RM rev03 Analisador em Linha 0.5% (fontes minimis) C.3 Ver Anexo F da NPI-RM rev (fontes minimis) C.5 Ver Anexo G da NPI-RM rev03 11
12 s de referência e/ou abordagens analíticas a aplicar a cada combustível e material s fonte de 3-13; 15; 18-19; 30-32; combustível / material C C.4 Parâmetro a determinar Teor em carbono Teor em carbono Descrição Método de ensaio laboratorial ASTM D 5291 a ser aplicado pelo laboratório de Sines (Anexo D da NPI-RM rev03) Requisitos do ponto da Decisão 2007/589/CE, de 18 de Julho: - Serviços de calibração e os fornecedores de gases de calibração devem ser acreditados pela norma EN ISO 17025:2005; - Operador do cromatógrafo deve cumprir os requisitos da norma EN ISO 9001:2000; - Validação anual do cromatógrafo por um laboratório acreditado pela norma EN ISO 17025:2005, utilizando a norma EN ISO 10723:1995. Método de ensaio laboratorial ASTM D 2163 a ser aplicado pelo laboratório da Refinaria do Porto (Anexo D da NPI-RM rev03) 3-15; 18-37; C.6 Teor em carbono Requisitos do ponto da Decisão 2007/584/CE, de 18 de Julho: - Serviços de calibração e os fornecedores de gases de calibração devem ser acreditados pela norma EN ISO 17025:2005; - Operador do cromatógrafo deve cumprir os requisitos da norma EN ISO 9001:2000; - Intercomparação anual dos resultados dos métodos por um laboratório acreditado pela norma EN ISO 17025: (fontes minimis) C.3 CCR General Operating Manial; UOP (Anexo F da NPI-RM rev03) Gestão da Informação Responsável pela monitorização e comunicação de informações na instalação Cargo Função/Papel Outra informação relevante Responsável AQS Galp Energia Responsável da Refinaria do Porto Responsável do Projecto das Alterações Climáticas Garantir a Gestão do Sistema de Informação GEE a nível da Galp Energia Garantir o Fornecimento de Informação e envio do Relatório Anual para a Autoridade Competente Garantir a Verificação Externa dos Relatórios Anuais 12
13 Procedimentos para o controlo de qualidade / garantia de qualidade do processo Item Identificação das fontes de gases com efeito de estufa abrangidas pelo Decreto-Lei Sequência e interacção entre os processos de monitorização e comunicação de informação Responsabilidades e competências Métodos de cálculo e medição aplicados Manutenção e calibração do equipamento de medição (se aplicável) Manutenção dos registos de informação Revisão interna da informação reportada e do sistema de qualidade Acções correctivas e preventivas Gestão de informação Outros Detalhes Sistemas de Gestão da Qualidade A sua organização tem um Sistema de Gestão da Qualidade documentado? Em caso de resposta afirmativa, esse sistema é certificado externamente? Por que norma se encontra certificado o sistema? Sim Ver anexo H da NPI-RM rev03 Não Sistemas de Gestão Ambiental A sua organização tem um Sistema de Gestão Ambiental documentado? Em caso de resposta afirmativa, esse sistema é certificado externamente? Por que norma se encontra certificado o sistema? Sim Não 13
Título de Emissão de Gases com Efeito de Estufa
Título de Emissão de Gases com Efeito de Estufa TE GEE.197.03 II Nos termos do Decreto-Lei n.º 233/2004, de 14 de Dezembro, com as alterações introduzidas pelos Decretos-Lei n.º 243-A/2004, de 31 de Dezembro,
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