mjp Eindrapport. 12 augustus Kris Devoldere, Karl Van Biervliet, Geert Bogaert & Dirk Le Roy. In samenwerking met:

Evaluatie van het reductiepotentieel voor diverse polluentemissies naar het compartiment lucht in de sector van de petroleumraffinaderijen in Vlaanderen AMINAL/MNB/TWOL2000/mjp2000-10

Eindrapport 12 augustus 2002

Kris Devoldere, Karl Van Biervliet, Geert Bogaert & Dirk Le Roy

In samenwerking met: N. Vandendriessche & P. Florin

Geert Reyniers, Franky Vereecke & Marc Strobbe

EUROPEM In opdracht van:

AMINAL Afdeling Algemeen Milieu- en Natuurbeleid

Inhoudsoverzicht

Inhoudsoverzicht 1.

INLEIDING ............................................................................... 19

1.1.

Situering ...................................................................................................... 19

1.2

Opdracht ...................................................................................................... 19

2.

METHODIEK ............................................................................. 21

2.1.

Algemeen werkschema ................................................................................ 21

2.2.

Emissie-inventaris ....................................................................................... 22

2.3.

Databank emissiereductiemaatregelen ....................................................... 22

2.4.

Socio-economisch onderzoek en opbouw basisscenario’s .......................... 23

2.5.

Kosteneffectiviteitscurven........................................................................... 23

3.

OMSCHRIJVING EN AFBAKENING VAN DE SECTOR ................ 27

3.1.

Omschrijving van de sector ......................................................................... 27

3.2. 3.2.1. 3.2.2. 3.2.3. 3.2.4. 3.2.5.

Historiek raffinaderijen in Vlaanderen ....................................................... 29 Belgian Refining Corporation NV ............................................................................29 Petroleumdivisie van Esso BVBA ............................................................................30 Fina Raffinaderij Antwerpen NV .............................................................................30 Nynas NV .............................................................................................................31 Petroplus Refining Antwerp NV ..............................................................................31

3.3.

Afbakening van de sector ............................................................................ 32

4.

OMSCHRIJVING VAN DE PROCESSEN PER RAFFINADERIJ..... 37

4.1. 4.1.1. 4.1.2. 4.1.3. 4.1.4. 4.1.4.1. 4.1.4.2. 4.1.4.3. 4.1.4.4. 4.1.4.5. 4.1.4.6.

Algemene beschrijving karakteristieke raffinageprocessen ....................... 37 Samenstelling van ruwe aardolie............................................................................37 Scheiden van ruwe aardolie (destillatiesectie).........................................................38 Zuivering van verschillende fracties........................................................................41 Omzetten van bepaalde fracties (conversie) ...........................................................42 Katalytische reforming ..........................................................................................42 Isomerisatie .........................................................................................................42 Alkylatie ...............................................................................................................43 Polymerisatie........................................................................................................43 Hydrokraking........................................................................................................43 Katalytische kraking ..............................................................................................43

AMINAL – AMINABEL

1

Inhoudsoverzicht

4.1.4.7. 4.1.4.8. 4.1.5. 4.1.5.1. 4.1.5.2. 4.1.5.3. 4.1.5.4. 4.1.5.5. 4.1.5.6. 4.1.5.7. 4.1.5.8. 4.1.5.9. 4.1.5.10. 4.1.5.11.

Visbreaking ..........................................................................................................44 Merox ..................................................................................................................44 Overige en ondersteunende processen...................................................................44 Bitumenproductie .................................................................................................44 Zwavelproductie ...................................................................................................45 Waterstofproductie en - zuivering ..........................................................................45 Etherificatie ..........................................................................................................46 Benzeensaturatie-eenheid .....................................................................................46 Aromatenplant......................................................................................................46 Naftakraker ..........................................................................................................47 Zuurwater strippers ..............................................................................................47 Damprecuperatie ..................................................................................................48 Opslag .................................................................................................................48 Fakkels ................................................................................................................49

4.2. 4.2.1. 4.2.2. 4.2.3. 4.2.4. 4.2.5.

Beschrijving van de Vlaamse raffinaderijen ................................................ 50 Fina Raffinaderij Antwerpen ..................................................................................50 Esso raffinaderij....................................................................................................56 Petroplus Refining Antwerp NV ..............................................................................60 BRC .....................................................................................................................63 Nynas ..................................................................................................................66

5.

SOCIO-ECONOMISCHE DOORLICHTING VAN DE SECTOR ...... 69

5.1.

Omzet........................................................................................................... 70

5.2.

Tewerkstelling ............................................................................................. 70

5.3.

Investeringen .............................................................................................. 71

5.4.

Toegevoegde waarde................................................................................... 72

5.5.

Leveranciersafhankelijkheid........................................................................ 72

5.6.

Klantafhankelijkheid.................................................................................... 73

5.7.

Concurrentie ................................................................................................ 73

5.8. 5.8.1. 5.8.2. 5.8.3.

Financiële situatie........................................................................................ 73 Liquiditeit .............................................................................................................74 Solvabiliteit...........................................................................................................74 Rentabiliteit..........................................................................................................75

5.9. 5.9.1. 5.9.2. 5.9.3. 5.9.3.1.

Internationale dimensie .............................................................................. 76 Algemene situatie .................................................................................................76 Evolutie bruto raffinagemarge in Europa ................................................................78 Internationale verwevenheid .................................................................................79 Esso – Petroleumdivisie.........................................................................................79

AMINAL – AMINABEL

2

Inhoudsoverzicht

5.9.3.2. 5.9.3.3. 5.9.3.4. 5.9.3.5.

Fina Raffinaderij Antwerpen ..................................................................................80 Petroplus Refining Antwerp NV ..............................................................................80 Belgian Refining Corporation NV ............................................................................80 Nynas NV .............................................................................................................80

5.10.

Besluiten ...................................................................................................... 81

6.

EMISSIE-INVENTARISATIE ..................................................... 83

6.1. 6.1.1. 6.1.2. 6.1.3. 6.1.4. 6.1.5. 6.1.6. 6.1.7. 6.1.8. 6.1.9. 6.1.10.

Algemene beschrijving vrijkomende emissies per proces........................... 83 Fornuizen en boilers..............................................................................................83 Zwavelrecuperatie-eenheid....................................................................................85 Regenerator katalytische kraker (FCC) ...................................................................85 Regenerator katalytische reformer .........................................................................86 Blazen van bitumen ..............................................................................................87 Fakkels ................................................................................................................88 Fugitieve procesverliezen ......................................................................................90 Tankopslag...........................................................................................................91 Belading...............................................................................................................93 Afvalwaterzuivering...............................................................................................95

6.2. Sectoremissies 1990-2010 .......................................................................... 97 6.2.1. Methodiek ............................................................................................................97 6.2.2. SO2-emissies ......................................................................................................103 6.2.2.1. Situatie 2000 ......................................................................................................103 Emissies van fornuizen en boilers ....................................................................................103 Procesemissies ...............................................................................................................104 Emissies door fakkels......................................................................................................105 Totaal emissies ..............................................................................................................106 6.2.2.2. Evolutie van de SO2-emissies: 1990 – 2010 ..........................................................107 6.2.3. NOx-emissies ......................................................................................................110 6.2.3.1. Situatie 2000 ......................................................................................................110 Emissies van fornuizen en boilers ....................................................................................110 Procesemissies ...............................................................................................................111 Emissies door fakkels......................................................................................................111 Totaal emissies ..............................................................................................................112 6.2.3.2. Evolutie van de NOx-emissies : 1990 – 2010.........................................................113 6.2.4. Stofemissies .......................................................................................................117 6.2.4.1. Situatie 2000 ......................................................................................................117 Emissies van fornuizen en boilers ....................................................................................117 Procesemissies ...............................................................................................................119 Emissies door fakkels......................................................................................................119 Totaal emissies ..............................................................................................................120 6.2.4.2. Evolutie van de stofemissies: 1990 - 2010............................................................121 6.2.5. VOS-emissies......................................................................................................124 6.2.5.1. Situatie 2000 ......................................................................................................124 Fugitieve procesemissies.................................................................................................124 AMINAL – AMINABEL

3

Inhoudsoverzicht

Verliezen als gevolg van opslag .......................................................................................124 Verliezen als gevolg van belading ....................................................................................125 Fugitieve verliezen ter hoogte van de waterzuivering........................................................125 Fakkelemissies ...............................................................................................................125 Geleide emissies.............................................................................................................126 Totaal emissies ..............................................................................................................126 6.2.5.2. Evolutie van de VOS-emissies: 1990 - 2010 ..........................................................128 6.2.6. Metalen..............................................................................................................131 Emissies van fornuizen en boilers ....................................................................................131 Procesemissies ...............................................................................................................131 Totaal emissies ..............................................................................................................132 6.2.6.2. Evolutie van de Ni- en V-emissies: 1990 - 2010 ....................................................132 6.2.7. PAK’s .................................................................................................................135 6.2.8. Dioxines .............................................................................................................135 6.2.8.1. Situatie 2000 ......................................................................................................135 Emissies van fornuizen en boilers ....................................................................................135 Procesemissies ...............................................................................................................136 Totaal Emissies ..............................................................................................................137 6.2.8.2. Evolutie dioxine-uitstoot : 1990 - 2000.................................................................137 6.3.

Aanbevelingen bij het opmaken van emissiejaarverslagen ...................... 138

7.

EMISSIEREDUCTIEMAATREGELEN ........................................ 141

7.1.

Emissiereductiemaatregelen geïmplementeerd in de periode 1990-2000 141

7.2. Nieuw te implementeren emissiereductiemaatregelen............................. 143 7.2.1. Fornuizen en boilers............................................................................................148 7.2.1.1. Overschakelen naar laagzwavelige brandstoffen ...................................................149 Overschakelen naar gas..................................................................................................150 Overschakelen naar fuel olie (1% S)................................................................................151 7.2.1.2. Installeren van gasgestookte Low-NOx branders ...................................................152 7.2.1.3. End-of-pipe maatregelen op de fornuizen/boilers ..................................................153 Ontstoffing.....................................................................................................................153 SCR ...............................................................................................................................154 De-SOX ..........................................................................................................................155 7.2.1.4. Vervangen van de boilers door een cogeneratie-eenheid .......................................156 7.2.1.5. Optimalisatie van de werking van de fornuizen .....................................................157 Nazicht van het ontwerp en verbetering van het concept van bestaande fornuizen.............157 Optimalisatie van branders en fornuizen ..........................................................................158 7.2.2. Zwavelherwinningseenheid..................................................................................159 7.2.2.1. Ombouwen bestaande Claus-unit tot super-Claus-unit ..........................................159 7.2.2.2. Uitbreiding met staartgasbehandelingseenheid .....................................................160 7.2.2.3. End-of-pipe maatregelen.....................................................................................161 De-SOX ..........................................................................................................................161 7.2.2.4. Afleiden zuur gas naar ontzwaveling ....................................................................163 7.2.3. Katalytische kraker .............................................................................................164 AMINAL – AMINABEL

4

Inhoudsoverzicht

7.2.3.1. Toevoegen De-SOX additief bij de katalysator .......................................................164 7.2.3.2. Toevoegen De-NOX additief bij de katalysator.......................................................165 7.2.3.3. End-of pipe maatregelen .....................................................................................166 Ontstoffing.....................................................................................................................166 De-NOX ..........................................................................................................................167 De-SOX ..........................................................................................................................168 7.2.4. Waterzuiveringsinstallatie ....................................................................................169 7.2.4.1. Overkappen waterzuiveringsinstallatie + behandeling afgevoerde lucht..................169 7.2.5. Tanks.................................................................................................................170 7.2.5.1. Vast dak tanks ombouwen tot intern vlottend dak tanks........................................170 7.2.5.2. Extern vlottende dak tanks ombouwen tot een intern vlottend dak tank .................171 7.2.5.3. Extern vlottende dak tanks met enkele dichtingen voorzien van dubbele dichtingen 171 7.2.5.4. Damprecuperatie-eenheid bij belading van trucks en lichters .................................172 7.2.6. Fugitieve emissies...............................................................................................173 7.2.6.1. Leak Detection And Repair systeem (LDAR)..........................................................173

8.

KOSTENCURVEN EN SCENARIOBEREKENINGEN................... 177

8.1. 8.1.1. 8.1.2.

Modellering met MARKAL .......................................................................... 177 Wijze van modelleren..........................................................................................177 Berekening van marginale en totale kosten ..........................................................178

8.2. Basisscenario’s en beleidsscenario’s ......................................................... 179 8.2.1. Het onderscheid tussen basisscenario’s en beleidsscenario’s..................................179 8.2.2. Definiëring basisscenario’s en beleidsscenario’s ....................................................180 8.2.2.1. Basisscenario’s ...................................................................................................180 Ongewijzigde productie, ongewijzigde wetgeving (REF) ....................................................180 Gewijzigde productie, zekere wetgeving (BAU).................................................................180 8.2.2.2. Beleidsscenario’s.................................................................................................181 NEC+ ............................................................................................................................181 NEC...............................................................................................................................181 8.2.3. Bepalende ontwikkelingen voor de emissies van de raffinaderijen ..........................183 8.2.3.1. Bepalende ontwikkelingen ...................................................................................183 PRODUCTIE ...................................................................................................................184 WETGEVING ..................................................................................................................187 TECHNOLOGIE ...............................................................................................................194 8.2.3.2. Uitwerken van het REF-scenario en het BAU-scenario ...........................................194 8.3. 8.3.1. 8.3.1.1. 8.3.1.2. 8.3.1.3. 8.3.1.4. 8.3.1.5. 8.3.2. 8.3.2.1.

Kostencurven per polluent......................................................................... 197 Kostencurven SO2 ...............................................................................................199 Kostencurve SO2 in het REF-scenario ..................................................................199 Kostencurve SO2 in het BAU-scenario...................................................................202 Kostencurve SO2 in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet (5%)..................205 Kostencurve SO2 in het BAU-scenario met verhoogde gasprijs (+ 0,2 €/GJ)............207 Kostencurve SO2 in het BAU-scenario zonder De-SOx maatregelen. ........................209 Kostencurven NOx ...............................................................................................211 Kostencurve NOx in het REF-scenario ...................................................................211

AMINAL – AMINABEL

5

Inhoudsoverzicht

8.3.2.2. 8.3.2.3. 8.3.2.4. 8.3.3. 8.3.3.1. 8.3.3.2. 8.3.3.3. 8.3.4.

NOx kostencurve in het BAU-scenario ...................................................................215 NOx kostencurve in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet (5%)..................219 NOx kostencurve in het BAU-scenario met verhoogde gasprijs (+ 0,2 €/GJ)............222 Kostencurven VOS ..............................................................................................225 Kostencurve VOS in het REF-scenario...................................................................225 Kostencurve VOS in het BAU-scenario ..................................................................228 Kostencurve VOS in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet (5%) .................231 Algemeen overzicht kostencurven ........................................................................233

8.4. 8.4.1. 8.4.2. 8.4.3. 8.4.4. 8.4.5.

Doorrekening van de totale kosten voor de beleidsscenario’s .................. 234 REF-scenario ......................................................................................................235 BAU-scenario......................................................................................................241 BAU-scenario met verlaagde interestvoet (5%).....................................................247 BAU-scenario met verhoogde gasprijs (+ 0,2 €/GJ)...............................................249 Algemeen overzicht beleidsscenario’s ...................................................................251

8.5. 8.5.1. 8.5.2. 8.5.3. 8.5.4.

Vergelijking met de IIASA kostencurve .................................................... 252 Kostencurve SO2 .................................................................................................253 Kostencurve NOx.................................................................................................259 Kostencurve VOS ................................................................................................265 Conclusies ..........................................................................................................270

9.

EVALUATIE VAN DE ECONOMISCHE HAALBAARHEID ........... 273

9.1.

Effect op de rentabiliteit ............................................................................ 273

9.2.

Verhouding tot het gemiddeld jaarlijks investeringsniveau ..................... 275

9.3.

Verhouding tot de toegevoegde waarde ................................................... 276

9.4.

Effect op de tewerkstelling ........................................................................ 276

9.5.

Effect op de liquiditeit en de solvabiliteit .................................................. 277

10.

CONCLUSIES EN BELEIDSAANBEVELINGEN.......................... 279

10.1.

Bespreking per polluent............................................................................. 279

10.2. 10.2.1. 10.2.2. 10.2.3.

Algemene conclusies.................................................................................. 281 Optimalisatie over verschillende polluenten ..........................................................281 Vergelijking met de IIASA kostencurve.................................................................281 Economische haalbaarheid ..................................................................................282

10.3.

Beleidsinstrumenten.................................................................................. 283

REFERENTIES ............................................................................................ 287

AMINAL – AMINABEL

6

Inhoudsoverzicht

BIJLAGEN (In afzonderlijk document) Bijlage 1: Vragenlijst Bijlage 2: Brandstofprijzen Bijlage 3: Technische fiches REF-scenario Bijlage 4: Technische fiches BAU-scenario

AMINAL – AMINABEL

7

Lijst met figuren

Lijst met figuren Figuur 2-1: Algemeen werkschema sectorstudie raffinaderijen. ........................................ 21 Figuur 2-2: Voorbeeld van een marginale kostencurve..................................................... 25 Figuur 4-1: Schematische voorstelling van de preflash kolom, atmosferische destillatie en vacuümdestillatie samen met de verschillende fracties. ............................................. 40 Figuur 4-2: Blokschema FRA.......................................................................................... 55 Figuur 4-3: Blokschema Esso......................................................................................... 59 Figuur 4-4: Blokschema Petroplus Refining Antwerp ........................................................ 62 Figuur 4-5: Blokschema BRC ......................................................................................... 65 Figuur 4-6: Blokschema Nynas ...................................................................................... 68 Figuur 5-1: Evolutie bruto raffinagemarges in Noord-West Europa.................................... 79 Figuur 6.1: Evolutie van de SO2-emissie voor de raffinagesector tussen 1990 en 2000 en emissieprognose voor 2010. ................................................................................. 108 Figuur 6.2: Evolutie van de specifieke SO2-emissie en prognose voor het BAU-scenario. ... 109 Figuur 6.3: Evolutie van de NOx-emissie voor de raffinagesector tussen 1990 en 2000 en emissieprognose voor 2010 .................................................................................. 115 Figuur 6.4: Evolutie van de specifieke NOx-emissie en prognose voor het BAU-scenario (emissies NC3 niet inbegrepen)............................................................................. 116 Figuur 6.5: Evolutie van de stofemissie voor de raffinagesector tussen 1990 en 2000 en emissieprognose voor 2010. ................................................................................. 122 Figuur 6.6: Evolutie van de specifieke stofemissie sinds 1996 en extrapolatie voor het BAU scenario. ............................................................................................................. 123 Figuur 6.7: Evolutie van de VOS-emissie voor de raffinagesector tussen 1990 en 2000 en emissieprognose voor 2010. ................................................................................. 129 Figuur 6.8: Evolutie van de specifieke VOS-emissie sinds 1990 en extrapolatie voor het BAUscenario. ............................................................................................................. 130 Figuur 6.9: Evolutie van de Ni-vracht sinds 1996 en extrapolatie voor het BAU-scenario ... 133 Figuur 6.10: Evolutie van de V-vracht sinds 1996 en extrapolatie voor het BAU-scenario .. 134 Figuur 8-1: Onderscheid tussen beleids- en basisscenario’s. ........................................... 180 Figuur 8-2: Bepalende ontwikkelingen voor toekomstige emissies................................... 183 Figuur 8-3: Evolutie verbruik van benzine en diesel in België (1998-2000)....................... 186 Figuur 8-4: Marginale en totale kostencurve SO2 in het REF-scenario. ............................. 199 Figuur 8-5: Invloed van SO2 emissiereductie op andere polluenten in het REF-scenario. ... 200 AMINAL – AMINABEL

9

Lijst met figuren

Figuur 8-6: Marginale en totale kostencurve SO2 in het BAU-scenario. ............................ 202 Figuur 8-7: Invloed van SO2 emissiereductie op andere polluenten in het BAU-scenario.... 203 Figuur 8-8: Marginale en totale kostencurve SO2 in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet......................................................................................................... 205 Figuur 8-9: Marginale en totale kostencurve SO2 in het BAU-scenario met verhoogde gasprijs. .......................................................................................................................... 207 Figuur 8-10: Marginale en totale kostencurve SO2 in het BAU-scenario zonder De-SOx maatregelen. ....................................................................................................... 209 Figuur 8-11: Marginale en totale kostencurve NOx in het REF-scenario............................ 211 Figuur 8-12: Invloed van NOx emissiereductie op andere polluenten in het REF-scenario (interestvoet = 10%). .......................................................................................... 212 Figuur 8-13: Marginale en totale kostencurve NOx in het BAU-scenario. .......................... 215 Figuur 8-14: Invloed van NOx emissiereductie op andere polluenten in het BAU-scenario.. 216 Figuur 8-15: Marginale en totale kostencurve NOx in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet......................................................................................................... 219 Figuur 8-16: Marginale en totale kostencurve NOx in het BAU-scenario met verhoogde gasprijs............................................................................................................... 222 Figuur 8-17: Marginale en totale kostencurve VOS in het REF-scenario. .......................... 225 Figuur 8-18: Marginale en totale kostencurve VOS in het BAU-scenario........................... 228 Figuur 8-19: Marginale en totale kostencurve VOS in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet......................................................................................................... 231

AMINAL – AMINABEL

10

Lijst met tabellen

Lijst met tabellen Tabel 3-1: Raffinaderijen in Vlaanderen.......................................................................... 28 Tabel 3-2: Destillatiecapaciteit in de Europese Unie in 1998. ............................................ 29 Tabel 3-3: Processen binnen de raffinaderijen in Vlaanderen die worden meebeschouwd in deze sectorstudie................................................................................................... 33 Tabel 4-1: Gehalte onzuiverheden in ruwe aardolie in functie van de herkomst (JRC, 2001) 38 Tabel 4-2: Druk en temperatuur voor de zuivering van verschillende fracties. .................... 41 Tabel 4-3: Detailbeschrijving van de processen in FRA. ................................................... 51 Tabel 4-4: Detailbeschrijving van de processen in Esso.................................................... 57 Tabel 4-5: Detailbeschrijving van de processen in Petroplus Refining Antwerp ................... 61 Tabel 4-6: Detailbeschrijving van de processen in BRC. ................................................... 64 Tabel 4-7: Detailbeschrijving van de processen in Nynas. ................................................ 67 Tabel 5-1: Omzet in de sector van de raffinaderijen in Vlaanderen (1997-2000). ............... 70 Tabel 5-2: Gemiddeld aantal werknemers in de sector van de raffinaderijen in Vlaanderen (1997-2000). ......................................................................................................... 70 Tabel 5-3: Investeringen in materiele en immateriele vaste activa in de sector van de raffinaderijen in Vlaanderen (1997-2000)................................................................. 71 Tabel 5-4: Toegevoegde waarde in de sector van de raffinaderijen in Vlaanderen (19972000). .................................................................................................................. 72 Tabel 5-5: Current ratio voor de sector van de raffinaderijen in Vlaanderen (1997-2000).... 74 Tabel 5-6: Solvabiliteitsratio voor de sector van de raffinaderijen in Vlaanderen (1997-2000). ............................................................................................................................ 75 Tabel 5-7: Rentabiliteitsratio voor de sector van de raffinaderijen in Vlaanderen (1997-2000). ............................................................................................................................ 75 Tabel 6-1: Fornuizen en boilers in Vlaamse raffinaderijen: overzicht. ................................ 84 Tabel 6-2: Emissiefactoren voor berekening van fakkelemissies........................................ 90 Tabel 6-3: Emissiefactoren (gemiddelde en volgens lek/niet-lek methode) voor de berekening van de fugitieve verliezen op basis van het aantal componenten (US EPA, 1995). .................................................................................................................. 91 Tabel 6-4: Indeling van de opslagtanks naar tanktype en type opgeslagen product............ 92 Tabel 6-5: Overzicht van de beladingen (2000) opgesplitst naar transportmodus samen met het gebruikt van de VRU. ....................................................................................... 94 Tabel 6-6: Gebruikte bronnen voor emissie-inventarisatie ................................................ 97

AMINAL – AMINABEL

11

Lijst met tabellen

Tabel 6-7: Doorzet en produtie van de Vlaamse raffinaderijen in 2000 en in 2010 (BAUscenario)............................................................................................................... 98 Tabel 6-8: Brandstofverbruik (inclusief gemiddeld zwavelgehalte) voor de verschillende types fornuizen in het REF scenario................................................................................ 100 Tabel 6-9: Brandstofverbruik (inclusief gemiddeld zwavelgehalte) voor de verschillende types fornuizen in het BAU scenario. .............................................................................. 101 Tabel 6-10: Indeling van de opslagtanks naar tanktype en type opgeslagen product (REF scenario)............................................................................................................. 102 Tabel 6-11: Indeling van de opslagtanks naar tanktype en type opgeslagen product (BAU scenario)............................................................................................................. 102 Tabel 6-12: Zwavelgehalte in vloeibare en gasvormige brandstoffen gebruikt in de raffinaderijen (2000). ........................................................................................... 104 Tabel 6-13: SO2-uitstoot als gevolg van het verbruik aan gasvormige en vloeibare brandstoffen in fornuizen, boilers en cogeneratie-eenheden in de raffinaderijen (2000). .......................................................................................................................... 104 Tabel 6-14: Procesemissies van SO2 door de Vlaamse raffinaderijen in 2000. .................. 105 Tabel 6-15: SO2-emissies door de Vlaamse raffinaderijen in 2000 als gevolg van affakkelen. .......................................................................................................................... 105 Tabel 6-16: SO2- uitstoot door de Vlaamse raffinaderijen in 2000. .................................. 106 Tabel 6-17: Totale NOx-uitstoot als gevolg van de werking van fornuizen en boilers in 2000 voor de Vlaamse raffinaderijen.............................................................................. 110 Tabel 6-18: Procesemissies van NOx door de Vlaamse raffinaderijen in 2000. .................. 111 Tabel 6-19: NOx uitstoot als gevolg van het affakkelen in 2000. ..................................... 112 Tabel 6-20: Jaargemiddelde NOx- uitstoot door de Vlaamse raffinaderijen in 2000. .......... 112 Tabel 6-21: Literatuurgegevens rond het aandeel PM10 en PM2,5 in de totale stofemissie van verbrandingsprocessen......................................................................................... 118 Tabel 6-22: Totale stofuitstoot als gevolg van de werking van fornuizen en boilers in 2000 voor de Vlaamse raffinaderijen, indicatieve waarden voor PM2,5 en PM10. ............... 118 Tabel 6-23: Procesemissies van stof door de Vlaamse raffinaderijen in 2000. .................. 119 Tabel 6-24: Stofuitstoot als gevolg van het affakkelen in 2000. ...................................... 120 Tabel 6-25: Jaargemiddelde stofuitstoot door de Vlaamse raffinaderijen in 2000, indicatieve waarden voor PM2,5. ........................................................................................... 120 Tabel 6-26: Fugitieve procesemissies in de raffinaderijen............................................... 124 Tabel 6-27: Tankemissies in functie van tanktype en type opgeslagen product (ton/jaar) . 124

AMINAL – AMINABEL

12

Lijst met tabellen

Tabel 6-28: Emissies als gevolg van adem- en werkingsverliezen van opslagtanks ........... 125 Tabel 6-29: Emissies als gevolg van belading................................................................ 125 Tabel 6-30: Fugitieve verliezen ter hoogte van de waterzuivering ................................... 125 Tabel 6-31: VOS-emissies als gevolg van het affakkelen ................................................ 126 Tabel 6-32: Geleide emissies van VOS.......................................................................... 126 Tabel 6-33: Totale VOS-uitstoot door de Vlaamse raffinaderijen in 2000. ........................ 127 Tabel 6-34: Totale uitstoot van Ni en V als gevolg van de werking van fornuizen en boilers in 2000 voor de Vlaamse raffinaderijen. .................................................................... 131 Tabel 6-35: Procesemissies van Ni en V door de Vlaamse raffinaderijen in 2000. ............. 131 Tabel 6-36: Totale Ni- en V-uitstoot door de Vlaamse raffinaderijen in 2000.................... 132 Tabel 6-37: Totale uitstoot van PAK door de raffinaderijen in 2000 – compilatie gegevens uit emissiejaarverslag. .............................................................................................. 135 Tabel 6-38: Totale dioxine-uitstoot als gevolg van de werking van fornuizen en boilers in 2000 voor de Vlaamse raffinaderijen. .................................................................... 136 Tabel 6-39: Totale dioxine-uitstoot als gevolg van de katalysatorregeneratie bij de katalytische reforming. ......................................................................................... 136 Tabel 6-40: Jaargemiddelde dioxine- uitstoot door de Vlaamse raffinaderijen in 2000....... 137 Tabel 7-1: Overzicht historische emissiereductiemaatregelen en hiermee gerealiseerde emissiereductie (1990-2000)................................................................................. 142 Tabel 7-2: CO2-emissiefactoren en onderste verbrandingwarmte voor de verschillende vloeibare en gasvormige brandstoffen (IPCC)......................................................... 143 Tabel 7-3: Emissiefactoren van het elektriciteitsverbruik in België................................... 143 Tabel 7-4: Overzicht van de initieel beschouwde en de uiteindelijk voor het afleiden van de kostencurve weerhouden emissiereductiemaatregelen. ........................................... 144 Tabel 8-1: Emissiereductiedoelstellingen SO2, NOx en VOS in 2010 voor België, Vlaanderen en raffinaderijen. ................................................................................................. 182 Tabel 8-2: Distillatiecapaciteit en benuttingsgraad Vlaamse raffinagesector. .................... 184 Tabel 8-3: Voorspelling vraag naar olieproducten in West-Europa volgens Chang T.......... 184 Tabel 8-4: Voorspelling transformatie output voor de raffinaderijen in Vlaanderen (20012006) volgens het Federaal Planbureau. ................................................................ 185 Tabel 8-5: Productie 2000 en voorspelling productie in 2010 voor raffinagesector in Vlaanderen.......................................................................................................... 186 Tabel 8-6: Emissieregelgeving in Vlaanderen. ............................................................... 187 Tabel 8-7: Richtlijn 2001/80/EG – ‘Grote stookinstallaties’.............................................. 188 AMINAL – AMINABEL

13

Lijst met tabellen

Tabel 8-8: Productspecificaties voor ongelode benzine en diesel (98/70/EG) en voor zware stookolie en gasolie (1999/32/EG)......................................................................... 190 Tabel 8-9: Mogelijke effecten van strengere productspecificaties op de processen binnen de raffinaderijen....................................................................................................... 192 Tabel 8-10: Doorzet en produtie van de Vlaamse raffinaderijen in 2000 en in 2010 (BAUscenario)............................................................................................................. 195 Tabel 8-11: Emissiereductie SO2 in het REF-scenario. .................................................... 201 Tabel 8-12: Emissiereductie SO2 in het BAU-scenario..................................................... 204 Tabel 8-13: Emissiereductie SO2 in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet............. 206 Tabel 8-14: Emissiereductie SO2 in het BAU-scenario met verhoogde gasprijs.................. 208 Tabel 8-15: Emissiereductie SO2 in het BAU-scenario zonder De-SOx maatregelen. .......... 210 Tabel 8-16: Emissiereductie NOx in het REF-scenario (interestvoet = 10%). .................... 213 Tabel 8-17: Emissiereductie NOx in het BAU-scenario. ................................................... 217 Tabel 8-18: Emissiereductie NOx in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet............. 220 Tabel 8-19: Emissiereductie NOx in het BAU-scenario met verhoogde gasprijs. ................ 223 Tabel 8-20: Emissiereductie VOS in het REF-scenario. ................................................... 227 Tabel 8-21: Emissiereductie VOS in het BAU-scenario.................................................... 230 Tabel 8-22: Emissiereductie VOS in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet. ........... 232 Tabel 8-23: Algemeen overzicht kostencurven. ............................................................. 233 Tabel 8-24: Diverse beleidsscenario’s voor de sector van de raffinaderijen in Vlaanderen. 234 Tabel 8-25: Totale kosten, emissies en emissiereductiemaatregelen voor de indicatieve NECdoelstellingen en Vlaamse doelstellingen in het REF-scenario................................... 237 Tabel 8-26: Totale kosten, emissies en emissiereductiemaatregelen voor de evenredige NECdoelstellingen en Vlaamse doelstellingen in het REF-scenario................................... 239 Tabel 8-27: Totale kosten, emissies en emissiereductiemaatregelen voor de indicatieve NECdoelstellingen en Vlaamse doelstellingen in het BAU-scenario. ................................. 243 Tabel 8-28: Totale kosten, emissies en emissiereductiemaatregelen voor de evenredige NECdoelstellingen en Vlaamse doelstellingen in het BAU-scenario. ................................. 245 Tabel 8-29: Totale kosten en emissies voor de indicatieve en evenredige NEC-doelstellingen en de Vlaamse doelstellingen in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet........... 248 Tabel 8-30: Totale kosten en emissies voor de indicatieve en evenredige NEC-doelstellingen en de Vlaamse doelstellingen in het BAU-scenario met verhoogde gasprijs. .............. 250 Tabel 8-31: Overzischtstabel totale kosten om de NEC-doelstellingen te behalen (gezamelijke optimalisatie) bij de verschillende scenario’s........................................................... 251 AMINAL – AMINABEL

14

Lijst met tabellen

Tabel 8-32: Overzicht SOx reductietechnologieën in RAINS. ........................................... 254 Tabel 8-33: Veronderstelde maatregelen in het ‘current legislation’ scenario.................... 255 Tabel 8-34: SO2 emissies 2010 voor België en maximaal haalbare emissiereductie. .......... 255 Tabel 8-35: SO2 emissies (in ton), raffinagesector 2010, vóór en na emissiereductiemaatregelen.................................................................................. 255 Tabel 8-36: Emissiereductiemaatregelen m.b.t. raffinage uit RAINS curve voor SO2. ........ 256 Tabel 8-37: Eenheidsreductiekosten SO2 voor diverse maatregelen................................. 257 Tabel 8-38: Vergelijking emissiereductiemaatregelen RAINS versus Sectorstudie Raffinage voor SO2 ............................................................................................................. 258 Tabel 8-39: Overzicht NOx reductietechnologieën in RAINS ............................................ 260 Tabel 8-40: Veronderstelde maatregelen in het ‘current legislation’ scenario.................... 260 Tabel 8-41: NOx emissies 2010 voor België en maximaal haalbare emissiereductie........... 261 Tabel 8-42: NOx emissies (in ton), raffinagesector 2010, vóór en na emissiereductiemaatregelen.................................................................................. 261 Tabel 8-43: Emissiereductiemaatregelen m.b.t. raffinage uit RAINS curve voor NOx. ........ 262 Tabel 8-44: Vergelijking emissiereductiemaatregelen RAINS versus Sectorstudie Raffinage voor NOx. ............................................................................................................ 263 Tabel 8-45: Overzicht VOS reductietechnologieën in RAINS............................................ 265 Tabel 8-46: Veronderstelde maatregelen in het ‘current legislation’ scenario.................... 265 Tabel 8-47: VOS emissies 2010 voor België en maximaal haalbare emissiereductie. ......... 266 Tabel 8-48: VOS emissies (in ton), raffinagesector 2010, vóór en na emissiereductiemaatregelen.................................................................................. 266 Tabel 8-49: Emissiereductiemaatregelen m.b.t. raffinage uit RAINS curve voor VOS......... 267 Tabel 8-50: Eenheidsreductiekosten VOS voor diverse maatregelen................................ 268 Tabel 8-51: Vergelijking emissiereductiemaatregelen RAINS versus Sectorstudie Raffinage voor VOS. ........................................................................................................... 269 Tabel 9-1: Verhouding emissiereductiekost op bedrijfsresultaat en totaal vermogen raffinagesector .................................................................................................... 274 Tabel 9-2: Verhouding emissiereductiekost tot jaarlijkse (milieu)investeringen raffinagesector .......................................................................................................................... 275 Tabel 9-3: Verhouding emissiereductiekost tot de toegevoegde waarde in de raffinagesector .......................................................................................................................... 276 Tabel 10-1: Kosten bij het behalen van de NEC-doelstellingen voor SO2 in het BAU-scenario. .......................................................................................................................... 279 AMINAL – AMINABEL

15

Lijst met tabellen

Tabel 10-2: Kosten bij het behalen van de NEC-doelstellingen voor NOx in het BAU-scenario. .......................................................................................................................... 280 Tabel 10-3: Kosten bij het behalen van de NEC-doelstellingen voor VOS in het BAU-scenario. .......................................................................................................................... 281 Tabel 10-4: Kostenbesparing bij optimalisatie over verschillende polluenten. ................... 281

AMINAL – AMINABEL

16

Lijst met afkortingen

Lijst met afkortingen API

American Petroleum Institute

BAU

Business as usual

BBT

Best beschikbare technieken

BPF

Belgische Petroleum Federatie

CCR

Continue regeneratie

EP

End-of-pipe

EPA

Environmental protection agency

FCC

Fluid catalytic cracking

FO

Fuel oil

GO

Gasoil

HCCS

Heavy Cat Cracked Spirit

HGO

Heavy Gasoil

IIASA

International Institute for Applied Systems Analysis

IPPC

Integrated pollution prevention and control

JGP

Jaarlijks groeipercentage

KEC

Kosteneffectiviteitscurves

LCCS

Light Cat Cracked Spirit

LDAR

Leak detection and repair

MCCS

Mid Cat Cracked Spirit

MER

Milieu-effectenrapportage

MK

Marginale kost

MFR

Maximum feasable reduction

NEC

National emission ceilings

NMVOS

Niet-methaan vluchtige organische stoffen

PAK

Polycyclische aromatische koolwaterstoffen

PESA

Petroleum Equipment Suppliers Association

PI

Procesgeïntegreerd

PSA

Pressure Swing Adsorption

RAPL

Rotterdam Antwerp Pipeline

AMINAL – AMINABEL

17

Lijst met afkortingen

RFG

Raffinaderijgas

SRU

Sulfur recovery unit

TK

Totale kost

ULS

Ultral low sulfur

UN-ECE

Economische Commissie van de Verenigde Naties voor Europa

VMM

Vlaamse Milieumaatschappij

VOS

Vluchtige organische stoffen

VROM

Nederlands Ministerie Milieubeheer

VRU

Vapour recovery unit

AMINAL – AMINABEL

van

Volkshuisvesting,

Ruimtelijke

Ordening

en

18

Hoofdstuk 1: Inleiding

1.

Inleiding

1.1.

Situering

Op dit ogenblik laat de Vlaamse milieu-administratie (AMINABEL, sectie Lucht) verschillende studies uitvoeren om na te gaan wat de meest kostenefficiënte manier is om emissies van VOS, NOx, SO2 en andere luchtpolluenten te verminderen. Dit zal gebeuren voor verschillende industriële sectoren of activiteiten met een belangrijke bijdrage tot de luchtverontreiniging. Eén van deze sectorstudies spitst zich toe op de emissies naar lucht bij de petroleumraffinaderijen in Vlaanderen. De uitvoering van de studie werd opgedragen aan het studiebureau ECOLAS NV dat wordt bijgestaan door Jacobs België NV en Europem NV. De bedoeling is:

§

Om de verschillende emissies1 naar lucht te inventariseren voor de periode 19902000, voor het jaar 2000 (referentiejaar)2 en een inschatting te maken voor de emissies 2010;

§

Nagaan welke maatregelen mogelijk zijn om deze emissies te verminderen;

§

Voor elke maatregel bepalen hoeveel emissies vermeden worden en wat de kostprijs hiervan is;

§

Aan de hand van voorgaande gegevens bepalen wat de goedkoopste manier is om in Vlaanderen luchtemissies afkomstig van de petroleumraffinaderijen te reduceren.

De Vlaamse administratie zal de resultaten van deze studie gebruiken om goed geïnformeerd over de Vlaamse situatie verdere onderhandelingen te kunnen voeren in het kader van internationale akkoorden3 om emissies naar lucht te reduceren en om op een wetenschappelijk onderbouwde wijze de Vlaamse emissiereductiedoelstellingen naar lucht (cf. MINA-plan) te behalen.

1.2

Opdracht

De hoofdopdracht van dit onderzoek is de opstelling van de kosteneffectiviteitscurves (KEC) voor de reductie van SO2-emissies, NOx-emissies, Stof-emissies, VOS-emissies, metalen en dioxines voor de sector van de petroleumraffinaderijen in Vlaanderen. Het onderzoek

1

De verschillende emissies die worden bekeken zijn: VOS, NOx, SO2, fijn stof (PM10 en PM2,5), dioxines, PAK’s en zware metalen (nikkel, vanadium en andere relevante componenten).

2

Aan de emissie-inventaris 2000 wordt de meeste aandacht besteed: de emissies van de verschillende polluenten worden weergegeven per proces en per raffinaderij.

3

Het gaat om de internationale aanpak van de grensoverschrijdende luchtverontreiniging in Europa (UNECE Protocol van het Verdrag over Grensoverschrijdende Luchtverontreiniging ter Bestrijding van Verzuring, Eutrofiering en Ozon in de omgevingslucht) en de Europese richtlijn ‘Nationale Emissieplafonds’.

AMINAL – AMINABEL

19

Hoofdstuk 1: Inleiding

gebeurt in verschillende stappen die een bepaalde werkmethodiek volgen. In grote lijnen gaat het om: 1. Een grondige sectorverkenning, met o.a. sectorafbakening, doorlichting, en de uiteindelijke berekening van de sectoremissies.

socio-economische

2. Het opstellen van kosteneffectiviteitscurves voor SO2-emissies, NOx-emissies, Stofemissies, VOS-emissies, metalen en dioxines voor de sector van de petroleumraffinaderijen in Vlaanderen:

§

Bepaling emissiereductiemaatregelen;

§

Berekening van kosten en reductiepotentieel van emissiereductiemaatregelen;

§

Berekening en opstelling kosteneffectiviteitscurves voor 2010.

3. Analyse van de resultaten

§

Kostenbepaling van diverse beleidsscenario’s voor 2010;

§

Afweging economische haalbaarheid.

AMINAL – AMINABEL

20

Hoofdstuk 2: Methodiek

2.

Methodiek

2.1.

Algemeen werkschema

Hieronder wordt het werkschema van de sectorstudie raffinaderijen weergegeven. Het is het kader waarbinnen de reeds uitgevoerde werkzaamheden kunnen gesitueerd worden en het geeft tevens een inzicht in de algemene methodiek van de studie. Figuur 2-1: Algemeen werkschema sectorstudie raffinaderijen. Emissiejaarverslagen, Veiligheidsrapporten MER, ...

Bedrijfsbezoeken/ Vragenlijst

Sector-/ Procesbeschrijving (BBT, BREF, …)

Socio economische doorlichting Databank emissiereductiemaatregelen - activiteiten - processen - kosten - reductiepotentieel

Sectoremissies 2000

Toekomstperspectieven sector

Basisscenario’s REF BAU

Kostencurven 2010 OPTIMALISATIE (MARKAL)

Sectoremissies 2010

Totale kosten beleidsscenario’s NEC & NEC+

Economische haalbaarheid

Conclusies en beleidsaanbevelingen

De verschillende werkonderdelen zijn met elkaar op een logische wijze verbonden. Bepaalde werkonderdelen hangen samen en leiden tot een tussentijds resultaat dat op zijn beurt weer de basis is voor verdere werkzaamheden. In verticale zin gelezen, geeft het schema grosso modo weer welke de planning van de werkzaamheden in de tijd is. We onderscheiden 4 grote blokken: 1. De emissie-inventaris. 2. De opbouw van de databank emissiereductiemaatregelen. 3. Het socio-economisch onderzoek en de opbouw van de basisscenario’s.

AMINAL – AMINABEL

21


4. De berekening van emissies en reductiekosten anno 2010 onder diverse beleidsscenario’s. Voor wat betreft de informatie-inzameling wordt geopteerd, naast de reeds beschikbare gegevens (Emissiejaarverslagen, MER’s, …), voor een uitgebreide vragenlijst gecombineerd met een aantal bedrijfsbezoeken. De vragenlijst is terug te vinden in Bijlage 1. We blijven in volgende paragrafen even stilstaan bij de 4 onderdelen.

2.2.

Emissie-inventaris

De emissie-inventaris bevat drie delen: 1. Overzicht emissies periode 1990-2000 2. Gedetailleerde emissie-inventaris 2000 3. Inschatting emissies 2010 Voor de gedetaileerde emissie-inventaris 2000 worden verschillende bronnen geraadpleegd: emissie- en milieujaarverslagen (VMM), gegevens uit zelfcontroleprogramma’s raffinaderijen, meetprogramma’s Vlaamse milieu-inspectie, MER’s raffinaderijen, … De emissie-inventaris 2000 opgesteld door Ecolas zal worden vergeleken met de emissieinventaris 2000 van de VMM, eventuele verschillen zullen door Ecolas gemotiveerd worden.

2.3.

Databank emissiereductiemaatregelen

Een databank met emissiereductiemaatregelen (zie paragraaf 7.2 en Bijlage 3 en 4) zal worden opgemaakt die volgende gegevens zal bevatten per emissiereductiemaatregel:

§

Omschrijving maatregel (incl. dimensionering);

§

Op welk proces van toepassing;

§

Interactie met andere maatregelen;

§

Rendement voor diverse polluenten;

§

Investeringskost + economische levensduur;

§

Operationele kosten en opbrengsten.

De bronnen voor deze databank zijn BBT-studies (IPPC, Concawe, RIVM, …), de IFAREdatabank, de huidige emissiereductiemaatregelen van de raffinaderijen en vooral de beide engineeringbureau’s (Europem NV en Jacobs België NV) die de verschillende emissiereductiemaatregelen in detail uitwerken (kosten en rendement). Er werd geopteerd (na voorgaand overleg met AMINAL) om één grote raffinaderij in detail te bekijken. Fina Raffinaderij Antwerpen (FRA) was bereid om als referentiebedrijf mee te

AMINAL – AMINABEL

22


werken. Wat betreft de andere vier raffinaderijen zullen die installaties in detail bekeken worden die grondig verschillen van de installaties bij FRA. Voor de vier raffinaderijen die niet als referentiebedrijf dienen werd de gedetailleerde vragenlijst (in Bijlage 1) ingekort.

2.4.

Socio-economisch onderzoek en opbouw basisscenario’s

De socio-economische doorlichting van de ‘Vlaamse’ raffinagesector spitst zich toe op:

§

Het belang van de raffinagesector voor de Vlaamse economie, uitgedrukt in kengetallen (omzet, werkgelegenheid, jaarlijkse investeringen, horizontale en verticale structuur van handelsrelaties, …);

§

De internationale verwevenheid en structuur (aangeven beslissingscentra, …);

§

De sterke en zwakke kanten van de raffinaderijen die in het Antwerpse gelokaliseerd zijn.

Tegelijkertijd zal de socio-economische doorlichting ook input leveren voor het bepalen van een aantal toekomstperspectieven die dan moeten uitmonden in een aantal basisscenario’s voor 2010 die rekening houden met bepalende toekomstige ontwikkelingen op het vlak van productie, technologie en wetgeving. De haalbaarheid van de emissiereductiemaatregelen die moeten geïmplementeerd worden volgens de beleidscenario’s, zal worden afgewogen t.o.v. een aantal parameters zoals huidige totale investeringen, huidige milieu-investeringen, …

2.5.

Kosteneffectiviteitscurven

De hoofdopdracht is de berekening van de kosteneffectiviteitscurven voor SO2, NOx en VOS. Het begrip ‘marginale kost’ speelt een belangrijke rol in de methodiek die tot doel heeft de kosteneffectieve verdeling van emissiereducties te bepalen. De marginale kost wordt uitgedrukt als een eenheidskost, d.w.z. als een kost per kg (of ton) emissiereductie. De marginale kosten geven weer tegen welke kost per eenheid een bijkomende emissiereductie kan gerealiseerd worden bij toepassing van een bepaalde emissiereductie-techniek (of combinatie van emissiereductietechnieken). Milieumaatregelen kunnen aldus tegenover mekaar worden afgewogen en de goedkoopste maatregelen kunnen eerst worden ingezet om bijkomende reducties te realiseren. De naar marginale kost gesorteeerde milieumaatregelen kunnen in een grafiek worden uitgezet; dat is een zogenaamde kosteneffecitiviteitscurve. In deze curve kunnen zowel de (per maatregel gekende) totale kosten als de marginale kosten worden uitgezet tegenover de emissies of de vermeden emissies. Naarmate de emissies verminderen of de emissiereductie verhoogt, nemen de

AMINAL – AMINABEL

23


marginale kosten toe omdat steeds duurdere technieken moeten worden toegepast om nog verdere reductie te bekomen. Kosteneffectiviteitscurven geven ook veelal het maximale emissiereductiepotentieel weer. Dit is de maximale reductie die wordt bekomen door alle mogelijke technische reductiemaatregelen te implementeren, en dit ongeacht de soms zeer hoge kostprijs. Kosteneffectiviteitscurven kunnen opgesteld worden op verschillende niveau’s: op nationaal niveau, op sectorniveau, op bedrijfsniveau, … Ze worden opgesteld om te bepalen, in functie van vooropgestelde milieudoelstellingen, op welke plaats (land, sector, bedrijf,…) emissiereducties het meest kosteneffectief kunnen plaatsvinden. De marginale kostencurve stelt een reeks van emissiereductiemaatregelen of combinatie van emissiereductiemaatregelen voor die een bedrijf, sector of land kan toepassen om zijn emissies te reduceren. Elke maatregel of combinatie van maatregelen heeft een bepaalde kost en een bepaald reductiepotentieel of –rendement. De maatregel of combinatie van maatregelen met de laagste eenheidsreductiekost wordt als eerste punt van marginale kostencurve genomen. Daarna wordt de marginale kost van de overblijvende technieken t.o.v. van dit eerste punt berekend. De maatregel met de goedkoopste marginale kost wordt het tweede punt op de grafiek, enz… Niet-effectieve maatregelen worden door dit selectieproces niet in de curve opgenomen (daarom dat men van een kosteneffectiviteitscurve spreekt). Speciale aandacht dient uit te gaan naar de keuze van het referentiepunt van de marginale kostencurve. Dit kan het punt zijn vóór de toepassing van enige emissiereductiemaatregel (dit is het punt van de potentiële emissies) of een ander referentiepunt (b.v. de huidige emissies). In het laatste geval zullen de bestaande reductiemaatregelen in beeld gebracht worden met een (doorgaans) negatieve marginale kost gezien de uitschakeling ervan een besparing oplevert4. Hieronder wordt een voorbeeld gegeven van een marginale kostencurve op sectorniveau (een groep van 6 bedrijven uit de grafische sector) (Ecolas, 2000). De marginale kostencurve is een momentopname; in het onderstaande voorbeeld is het referentiepunt 31/12/98. Links van dat punt werden alle emissiereductiemaatregelen weergegeven die bijkomend kunnen geïmplementeerd worden, gerangschikt naar marginale kost. Emissieplafonds zijn op dit soort grafieken eenvoudig weer te geven als verticale rechten. Het snijpunt van zo’n verticale rechte met de marginale kostencurve geeft aan welke technieken moeten ingezet worden om de vooropgestelde emissiedoelstelling op een kosteneffectieve manier te behalen. Rechts van het referentiepunt vinden we de reeds geïmplementeerde technieken. Hun belang is dubbel: enerzijds geven zij een beeld van de emissiereducties die in het (recente)

4

Bij de uitschakeling van bestaande emissiereductiemaatregelen kunnen enkel de exploitatiekosten bespaard worden. De investering (en de jaarlijkse kapitaalkost) wordt als een ‘sunk cost’ beschouwd, d.w.z. daarop kan niet meer bespaard worden (herverkoopwaarde uitgezonderd).

AMINAL – AMINABEL

24


verleden werden gerealiseerd, en anderzijds dient een kosteneffectieve strategie ook rekening te houden met de lopende kosten van de reeds geïmplementeerde maatregelen.5 De bestaande emissiereductiemaatregelen worden voor deze studie echter niet in de marginale kostencurve verwerkt zodat alleen de curve links van het referentiepunt (in deze studie het jaar 2000) uitgewerkt wordt. Figuur 2-2: Voorbeeld van een marginale kostencurve. Marginale kostencurve (gesommeerd voor 6 bedrijven) MK-curve 150,00

Emissiegrens 1998 Emissiegrens 2003

124,17 100,00

Marginale kost (BEF/kg VOS)

88,52 67,28 57,50

50,00 36,05 26,14

41,49 22,43 15,53 8,75 7,45

0,00 0

1.000.000

2.000.000

5,94 -4,60 3.000.000 -15,50

4.000.000

-3,20

5.000.000

21,25 13,52 5,24 -1,54 2,29 -1,14 6.000.000 7.000.000

-36,05 -50,00

-100,00

-88,52 Emissies (kg VOS)

Op dergelijke grafieken kunnen het marginaal of totaal kostenniveau van een bepaalde emissiereductiedoelstelling (zoals bijvoorbeeld bepaald in het NEC-beleidsscenario) afgelezen worden. Voor de berekening van de kosteneffectiviteitskurven gebruikt Ecolas de MARKAL-software. Markal is een optimaliseringsmodel dat de totale kosten minimaliseert voor gegeven reductiedoelstellingen (zelfs voor verschillende polluenten tegelijk), en hieruit een marginale kost afleidt. Bovendien bevat het de mogelijkheid om de berekeningen ook voor een bepaalde periode in de toekomst, bijvoorbeeld met intervallen van twee jaar, uit te voeren onder zich wijzigende omstandigheden, wat voordelen inhoud m.b.t. de scenarioberekeningen die de opdrachtgever vraagt.

5

Bestaande maatregelen kunnen immers beter uitgeschakeld worden wanneer hun marginale (lopende) kost hoger is dan de marginale (lopende + kapitaal-) kost van een nieuwe maatregel.

AMINAL – AMINABEL

25

Hoofdstuk 3: Omschrijving en afbakening van de sector

3.

Omschrijving en afbakening van de sector

3.1.

Omschrijving van de sector

Volgens IPPC 6 luidt de definitie van een raffinaderij als volgt: “Een raffinaderij is de combinatie van proceseenheden, inclusief de ondersteunende eenheden en faciliteiten, om ruwe aardolie en aardgas om te zetten in producten. De verschillende producten zijn:

§

Motorbrandstoffen voor auto’s, vrachtwagens, vliegtuigen en andere vervoersvormen;

§

Brandstoffen voor de opwekking van warmte en stroom voor de industrie en de huishoudens;

§

Ruwe materialen voor de petrochemische en chemische industrie;

§

Speciale producten zoals smeeroliën, paraffines/wassen en bitumen;

§

Energie in de vorm van warmte (stoom) en stroom (elektriciteit).”

IPPC deelt de verschillende raffinaderij-configuraties in in vier categorieën7:

§

Configuratie 1: Hydroskimming (basisconfiguratie) + Isomerisatie-eenheid: Dit is het eenvoudigste type raffinaderij die brandstoffen produceert via eenvoudige operaties.

§

Configuratie 2: Configuratie met katalytische kraker: Basisconfiguratie + Vacuumdestillatie + Katalytische krakingseenheid + MTBEeenheid + Alkylatie-eenheid + Visbreaking-eenheid. Bij deze configuratie wordt een aanzienlijk deel van het atmosferisch residu omgezet naar lichtere brandstof-componenten.

§

Configuratie 3: Configuratie met hydrokraker: Basisconfiguratie + Vacuumdestillatie + Hydrokrakingseenheid + Isomerisatieeenheid (+ ‘Delayed Coker’-eenheid).

6

7

IPPC (Integrated pollution prevention and control), European Commission, European IPPC bureau, Reference Document on Best Available Techniques for Mineral Oil and Gas Refineries. Een uitgebreide beschrijving van de raffinaderijen-configuraties is terug te vinden in paragraaf 10.2 van IPPC (Integrated pollution prevention and control), European Commission, European IPPC bureau, Reference Document on Best Available Techniques for Mineral Oil and Gas Refineries.

AMINAL – AMINABEL

27


Bij deze configuratie wordt een nog aanzienlijker deel van het atmosferisch residu omgezet naar lichtere brandstof-componenten.

§

Configuratie 4: Complexe raffinaderij met hydroconversie en IGCC: Configuratie 3 + Hydrokraking (+ Residu hydrokraking + IGCC (vergassings-) eenheid + produktie van basischemicaliën + Flexicoker) Bij deze configuratie basismaterialen.

is

er

extra

conversie-capaciteit

voor

zwaardere

In Vlaanderen zijn er momenteel vijf raffinaderijen die allemaal in de Antwerpse haven zijn gesitueerd: Tabel 3-1: Raffinaderijen in Vlaanderen.

Raffinaderij

Primaire destillatiecapaciteit in 2000 (duizend ton/jaar)8

Huidige configuratie volgens IPPCBREF9

Datum in bedrijf10

Oppervlakte (ha)10

BELGIAN REFINING CORPORATION NV (BRC)

5 500

Hydroskimming + isomerisatieeenheid

1968

105,5

PETROLEUMDIVISIE van ESSO BVBA/SPRL (ESSO)

12 500

Configuratie met katalytische kraker

1953 (modernisering 1973-76)

137

FINA RAFFINADERIJ ANTWERPEN NV (FRA)

16 760

Configuratie met katalytische kraker

1951

193,1

NYNAS NV (NYNAS)

1 200

Bitumen raffinaderij11

1986

14

PETROPLUS REFINING ANTWERP NV (PETROPLUS)

2 500

Hydroskimming + isomerisatieeenheid

1934/1986

24,5

In het vervolg van het rapport zullen de raffinaderijen aangeduid worden met de term die in Tabel 3-1 in het vet tussen haakjes staat aangeduid: BRC, ESSO, NYNAS, FRA en PETROPLUS. De raffinagecapaciteit in Europese Unie bedroeg in het jaar 1998 651,2 Mt/jaar. 5,8% (37,6 MT/jaar) van die capaciteit bevindt zich in Vlaanderen (zie Tabel 3-2). Het raffinagecentrum in de Antwerpse haven is het tweede grootste raffinagecentrum in Europa na Rotterdam12. 8

Bron: Belgische Petroleum Federatie (BPF).

9

Radler, M. (ed.) (1998) 1998 Worldwide refinery survey. In: Oil & Gas Journal, vol.96, no.51 p.51-52.

10

Bron: Gemeentelijk Havenbedrijf Antwerpen.

11

Nynas kan moeilijk ingedeeld worden volgens de vier configuraties van IPPC-BREF omdat Nynas een bitumenraffinaderij is.

12

Bron: PESA (Petroleum Equipment Suppliers Association) – www.pesa.org/market/belgium/belgium1.html – 7/05/2001

AMINAL – AMINABEL

28


Tabel 3-2: Destillatiecapaciteit in de Europese Unie in 1998. Atmosferische destillatiecapaciteit in 1998 Lidstaat

Miljoen ton/jaar

% t.o.v. totaal E.U.

Duitsland

109,8

16,9%

Italië

102,7

15,8%

Frankrijk

95,5

14,7%

Groot-Brittanië

92,0

14,1%

Spanje

64,1

9,8%

Nederland

61,8

9,5%

België

37,6

5,8%

Zweden

20,1

3,1%

Griekenland

19,3

3,0%

Portugal

14,4

2,2%

Finland

11,9

1,8%

Oostenrijk

10,0

1,5%

Denemarken

8,8

1,4%

Ierland

3,2

0,5%

651,2

100,0%

Europese Unie

Bron: Europese Unie, EU Energy and Transport in Figures 2001.

3.2. 3.2.1.

Historiek raffinaderijen in Vlaanderen13 Belgian Refining Corporation NV

De firma werd oorspronkelijk opgericht in 1934 onder de naam Redeventza. De eerste raffinaderij, met een capaciteit van 150.000 ton, werd in 1935 in bedrijf genomen in de zuidelijke petroleumhaven van Antwerpen. Het was de eerste moderne petroleumraffinaderij in België. Tijdens de tweede wereldoorlog was de raffinaderij buiten dienst. Einde 1948 werd de naam van de maatschappij in Albatros gewijzigd. In 1952 werd een vernieuwingsprogramma aangevat dat de capaciteit in 1961 opdreef tot 850.000 ton/jaar. Gezien de beperkingen van de rivier ten zuiden van Antwerpen werd in 1965 gestart met de planning voor de bouw van een volledig nieuwe raffinaderij in het Noordelijk havengebied in de buurt van de Zandvlietsluis waar tankers tot 100.000 ton kunnen ontvangen worden. De nieuwe raffinaderij met een originele verwerkingscapaciteit van 2.250.000 ton/jaar en een opslagcapaciteit van 1.000.000 m3 werd begin 1968 opgestart. In het begin van de jaren 70

13

Bron: Havenbedrijf Antwerpen (1997) Hinterland Antwerp, 3e/4e kwartaal 1997.

AMINAL – AMINABEL

29


werden nog nieuwe tanks en productie-eenheden aan het bedrijf toegevoegd. Later werden nog verschillende eenheden toegevoegd. 3.2.2.

Petroleumdivisie van Esso BVBA

De roots van Esso Belgium gaan terug tot 1891, het jaar waarin “American Petroleum Company - APC” werd opgericht. Na goed 50 jaar van activiteiten in zuid Antwerpen, opende Esso in 1953 een nieuwe raffinaderij in het groeiende havencomplex van noord Antwerpen. Tussen 1953 en 1973 groeide de raffinaderij constant. Tussen 1973 en 1976 werd de raffinaderij volledig gemoderniseerd. De raffinagecapaciteit steeg van 4,5 miljoen ton per jaar tot 12 miljoen ton per jaar. De laatste twintig jaar werden verschillende wijzigingen gemaakt om de raffinage-activiteit aan te passen aan de wijzigende marktsituatie en strengere milieunormen. In 1983 werd Esso B.V. opgericht die de activiteiten van Esso Belgium, Esso Luxemburg en Esso Nederland coördineert. Samen met de reorganisatie van Esso in de benelux fuseerden de chemische en olie-activiteiten in België. Deze activiteiten werden twee divisies van Esso NV. De chemische divisie wordt geleid door Exxon Chemical Belgium terwijl de petroleumdivisie wordt geleid door Esso Belgium. In 1998 wijzigde de naam van Esso NV in Esso BVBA/SPRL. 3.2.3.

Fina Raffinaderij Antwerpen NV

In 1949 werd SIBP NV door Petrofina NV en British Petroleum Company Ltd. opgericht als een 50/50 joint venture. De zich vlug ontwikkelende haven van Antwerpen, met zijn moderne infrastructuur en uitstekende verbindingen met het vasteland was de ideale locatie voor een nieuwe raffinaderij. Van in het begin was het de bedoeling om zowel olieproducten als chemische basisproducten te produceren. In 1951 was deze moderne petroleumraffinaderij operationeel met een raffinagecapaciteit van 1.350.000 ton/jaar. Door de hoge vraag naar olieproducten bleef de raffinagecapaciteit en het aantal processen constant stijgen. De simpele raffinaderij gebouwd in 1951 werd een zeer complexe fabriek die tegen 1973 een raffinagecapaciteit had van 17 miljoen ton/jaar. Sinds 1974 werden er constant aanpassingen gemaakt om te voldoen aan een steeds wijzigende markt, die steeds meer lichtere producten wilde i.p.v. zware stookolie. In 1988 werd het aandeel van BP verworven door Petrofina NV. De naam van de raffinaderij wijzigde in Fina Raffinaderij Antwerpen NV. In 1999 werd Petrofina overgenomen door Total. Fina Raffinaderij is momenteel de grootste raffinaderij binnen de groep TotalFinaElf.

AMINAL – AMINABEL

30


3.2.4.

Nynas NV14

De oorspronkelijke raffinaderij werd in 1933 gebouwd door een Britse onderneming, de “British Lianosoff White Oil Company Ltd.”. In 1934 werd de raffinaderij overgenomen door een maatschappij naar Belgisch recht “Belgische Petroleum Raffinaderij NV (BPR)”. In 1962 werd 65% van het eigendomsrecht van BPR verkocht aan de “Signal Oil and Gas Company” uit Los Angeles, Californië. In 1967 verkocht Signal haar aandelen in BPR (op dat moment 85%) aan de “Occidental Petroleum Corporation”, eveneens gevestigd in Los Angeles, Californië. In september 1978 werden de activiteiten stopgezet om in september 1979 terug op te starten, dit na een overname door de “Coastal States and Gas Corporation” uit Houston, Texas. In december 1984 stopte ook Coastal haar activiteiten en in april 1985 werd de raffinaderij opnieuw gesloten. In juli 1985 werd het onroerend goed verkocht aan de Zweedse Nynas-groep. In april 1986 werd een gedeelte van de installaties verkocht aan Universal Refining NV. In juli 1986 startte Nynas NV de activiteiten terug op. 3.2.5.

Petroplus Refining Antwerp NV

In 1986 verwierf Daewoo Corporation, het Koreaanse industriële conglomeraat, de raffinaderij van de Zweedse Nynas groep (zie paragraaf 3.2.4). Daewoo veranderde de naam in Universal Refining NV. In 1997 werd de raffinaderij overgenomen door het Nederlandse Petroplus. Vanaf 1999 wijzigde de naam in Petroplus Refining Antwerp NV.

14

Bron: Nynas NV.

AMINAL – AMINABEL

31


3.3.

Afbakening van de sector

Gezien de grote mate van integratie van sommige raffinaderijen met de petrochemie is een strikte sectorafbakening soms moeilijk te maken. In deze sectorstudie wordt ervoor geopteerd om alle installaties die zich ‘inside fence’ van elke raffinaderij bevinden en waarvan de werking onverbrekelijk verbonden is met de werking van de raffinaderij mee in de sectorstudie op te nemen. Dit betekent dat alle opslag van ruwe aardolie, tussenproducten en afgewerkte producten, die op terreinen die eigendom zijn van de raffinaderij gebeuren mee in de sectorstudie wordt opgenomen. Ook vulcentra voor vrachtwagens en treinwagons die op de terreinen van de raffinaderij of op aangrenzende terreinen gelegen zijn worden mee in de sectorstudie opgenomen. Wat in deze studie dus niet tot de raffinagesector gerekend wordt en eventueel in latere sectorstudies zullen moeten worden beschouwd, zijn:

§

Grote tussenopslagplaatsen van petroleumproducten (ook gassen) in het Antwerpse (b.v. Oiltanking Antwerp, NoordNatie terminals, Vopak Terminal ACS, AGT,…) en elders in Vlaanderen, inclusief hun vulcentra;

§

LNG-terminal in Zeebrugge (opslag van vloeibaar aardgas).

De emissies verbonden aan de werking van de raffinaderij-eenheden zoals aangegeven in Tabel 3-3 worden mee in beschouwing genomen in deze sectorstudie. De processen die worden mee beschouwd, worden in Tabel 3-3 aangeduid door de identificatie zoals gebruikt door de raffinaderijen zelf, indien geen dergelijke identificatie bekend is, wordt ‘aanwezig’ ingevuld. In paragraaf 4.2 worden de verschillende processen per raffinaderij omschreven.

AMINAL – AMINABEL

32


Tabel 3-3: Processen binnen de raffinaderijen in Vlaanderen die worden meebeschouwd in deze sectorstudie. Proces

FRA

Esso

Petroplus

BRC

Nynas

100

AD1

700

T101

Raffinageprocessen Atmosferische destillatie Vacuum destillatie Ontzwaveling Katalytische reforming

53 + 63

APS

A-5

66

VPS

64 + 74 + 41 + 51 + 61 + 81

NHF + CLE + KHF + LGOHF + HGO-HF

B-5D + B-6

200+ 600

72

POFO/POFO FRAC

B-5R

500 + 300

Isomerisatie Alkylatie

1100 69

Hydrokraking Katalytische kraking

ALKY + FEED PREP GOF

31 + 67

Visbreaking

71

Merox

35

FCCU + FCCU FRACT 1000

Bitumenproductie

Aanwezig15

AOX

Zwavelrecuperatie

56 + 87 + 88 + 57 + 58 + 86

SRU

82

H2-PL17

Waterstofprod./recup.

Aanwezig16 B-8

800 + 900

15

De productie van bitumen binnen FRA gebeurt enkel nog op specifieke vraag van de klant.

16

Nynas beschikt naast de oxidatie-eenheid (semi-blowing eenheid) eveneens over een bitumen-ugrading-eenheid (Bitumen Specialty Products).

17

De productie van waterstof gebeurt door middel van stoomreforming van koolwaterstoffen. Gezien waterstof een basisproduct is voor zowel de anorganische (ammoniakproductie) als de organische (productie van methanol) bulkchemie zullen stoomreformingseenheden ongetwijfeld ook nog in de sectorstudies gewijd aan organsiche en anorganische bulkchemie terugkomen. Deze eenheid wordt hier mee in beschouwing genomen omdat ze op de terreinen van de raffinaderij staat, ze haar voeding betrekt vanuit de raffinaderij en de geproduceerde waterstof volledig in de raffinaderij wordt verbruikt.

AMINAL – AMINABEL

33


Proces Gaseenheid

FRA

Esso

Petroplus

BRC

53 + 65

Aanwezig

B-7

400

Nynas

Utility-eenheden Uitsmelteenheid18

Aanwezig

Koelwatersysteem Stoomproductie Cogeneratie Zuurwaterbehandeling

14 + 97

Aanwezig

Aanwezig

Aanwezig

Aanwezig

19

Aanwezig

Aanwezig

530020

Aanwezig

Aanwezig21

Aanwezig

Aanwezig

Aanwezig

Afvalwaterzuivering

15 + 95

Aanwezig

Loogbehandelingseenheid

9 + 95

Aanwezig

Naftakraker + ARDS + Raffinaderij

Raffinaderij + Opslag/behandeling LPG/Ethyleen

Dampherwinningseenheid

49

Lichters/treinwagons + Kamionvulcentrum

Tankopslag terreinen raff.

Aanwezig

Aanwezig

Fakkelsysteem

Aanwezig 22

Aanwezig

Raffinaderij

Raffinaderij

Aanwezig25

Aanwezig23

Aanwezig

Aanwezig24

Aanwezig

Aanwezig26

18

In een uitsmelteenheid wordt met olie vervuild afval behandeld. De olie wordt er afgescheiden via een met stoom verwarmd bad.

19

Stoomcentrale gestopt in 2000.

20

Productie van hoge drukstoom die wordt ontspannen voor elektriciteitsproductie. Het is geen echte cogeneratie met gas- en stoomturbine.

21

Opgestart in 2000.

22

Het afvalwater van Petroplus wordt gezuiverd door de afvalwaterzuivering van Nynas.

23

Hier wordt het afvalwater gezuiverd dat wordt geproduceerd door Nynas en Petroplus. De afvalwaterzuivering is wel eigendom van Nynas.

24

Bij Nynas gaat het om een dampvernietigingseenheid.

25

Petroplus maakt gebruik van twee crude opslagtanks bij Vopak, gelegen aan de overzijde van het dok. De emissies verbonden aan deze twee tanks worden niet mee opgenomen en zullen moeten worden meegenomen in een eventuele sectorstudie rond opslagbedrijven.

26

Inclusief opslag naftenische olie.

AMINAL – AMINABEL

34


Proces

FRA

Esso

Petroplus

BRC

Nynas

Petrochemie Aromateneenheid (72-RFS + 73 + 76)27 + Naftakraker 3 (91 + 92)28 + Propeen-productie (62)

Solventproductie (DAU1,2 en 3) + Polymerisatie (HO)

+ Etherificatie (MTBE36)29 Andere Tankopslag Kallo

Overslagterminal ethyleen (AET)

27

De productie van aromaten wordt door IPPC onder de sector van de organische bulkchemicaliën gerekend. Deze eenheid wordt hier toch in beschouwing genomen omdat haar werking onverbrekelijk verbonden is met de werking van de katalytische reformer en tot doel heeft het aromaten- en benzeengehalte in het reformaat te verlagen zodat aan de nieuwe strengere productspecificaties voor ongelode benzine wordt voldaan.

28

Deze eenheid bestaat uit 10 kraakovens, 2 boilers, een fakkel en een hydrogeneringseenheid voor kraakbenzine. Strikt gesproken valt thermische kraking onder de organische bulkchemie. Op uitdrukkelijke vraag van de opdrachtgever worden de eenheden van deze naftakraker 3 mee in beschouwing genomen in deze sectorstudie. Gezien ze echter strikt gesproken eerder onder organische bulkchemie thuishoren (naftakrakers 1 en 2 van Fina Antwerp Olefins worden onder de sectorstudie organische bulkchemie gecatalogeerd), worden de emissies verbonden aan de eenheden van naftakraker 3 overal afzonderlijk weergegeven.

29

De productie van MTBE valt strikt gesproken onder de sector van de organische bulkchemicaliën. Deze eenheid wordt hier toch in beschouwing genomen omdat de producten ervan gebruikt worden voor bijmengen in de benzinepool, omdat de eenheid op de terreinen van de raffinaderij staat en omdat één van de voedingscomponenten (isobuteen) door de raffinaderij zelf wordt geproduceerd.

AMINAL – AMINABEL

35

Hoofdstuk 4: Omschrijving van de processen per raffinaderij

4.

Omschrijving van de processen per raffinaderij

4.1.

Algemene beschrijving karakteristieke raffinageprocessen

Het raffineren bestaat uit een opeenvolging van processen waarin ruwe aardolie in verschillende fracties wordt gescheiden, verschillende fracties van onzuiverheden worden ontdaan (zuiveren) en eventueel tot andere fracties worden omgezet (conversie). Uiteindelijk worden verschillende fracties gemengd tot eindproducten (blending): LPG, benzine, ((extra) zware) stookolie, keroseen en grondstoffen voor de petrochemische industrie. In wat volgt zal een beschrijving worden gegeven van verschillende processen binnen een raffinaderij. 4.1.1.

Samenstelling van ruwe aardolie

Ruwe aardolie is een complex mengsel van verschillende individuele koolwaterstoffen, elk met een verschillend aantal koolstof- en waterstofatomen, een verschillende structuur en als gevolg daarvan verschillende fysico-chemische eigenschappen. De verschillende individuele koolwater-stoffen kunnen worden onderverdeeld in verschillende klassen van componenten:

§

Paraffines: niet-cyclische, verzadigde koolwaterstoffen - al dan niet vertakt met brutoformule CnH2n+2

§

Olefines: niet-cyclische, onverzadigde koolwaterstoffen - al dan niet vertakt met brutoformule CnH2n+2-2m (m = aantal onverzadigde bindingen)

§

Naftenen: cyclische, verzadigde of onverzadigde koolwaterstoffen, al dan niet met zijketens op de ringstructuur met brutoformule CnH2n-2m (m = aantal onverzadigde bindingen)

§

Aromaten: cyclische, onverzadigde koolwaterstoffen met een aromatische ringstructuur, al dan niet met zijketens op de ring.

De zwaardere molecules van zowel de naftenen als aromaten kunnen verschillende ringen per molecule bevatten. Daarnaast komen in ruwe aardolie nog tal van onzuiverheden voor:

§

Hetero-atomen, zoals zwavel en stikstof, gebonden aan organische molecules;

§

Metalen, zoals Ni en V, gebonden aan organische molecules;

§

Water en zout, fysisch gemengd met de ruwe aardolie.

De samenstelling, zowel naar aandeel van de verschillende klassen van componenten als naar zwavel-, stikstof- en metaalgehalte, van ruwe aardolie verschilt sterk naargelang de oorsprong ervan. In Tabel 4-1 wordt een overzicht gegeven van het gehalte aan onzuiverheden in ruwe aardolie in functie van de herkomst ervan.

AMINAL – AMINABEL

37


Tabel 4-1: Gehalte onzuiverheden in ruwe aardolie in functie van de herkomst (JRC, 2001) Zwavelgehalte

V-gehalte (ppm wt)

Ni-gehalte (ppm wt)

(gew%) Midden-oosten Arabian heavy

2,9

70

22

Arabian light

1,9

24

5

Iranian heavy

1,7

68

21

Iranian light

1,5

55

17

Kuwait

2,5

33

10

Statfjord

0,3

1,5

0,7

Oseberg

0,2

1,6

0,8

1,6

37

12

Noordzee

Oeral

4.1.2.

Scheiden van ruwe aardolie (destillatiesectie)

De ruwe aardolie wordt in sommige gevallen eerst aan een ontzoutingsstap onderworpen. Na toevoegen van emulsie-brekende chemicaliën wordt een scheiding bewerkstelligd tussen de olie en het in de olie aanwezige water met daarin opgelost het zout. Het water wordt afgescheiden en voor verdere verwerking afgevoerd. Na het ontzouten volgt een eerste scheidingsstap. Deze eerste scheiding gebeurt door middel van destillatie onder atmosferische druk (atmosferische destillatie). De ruwe aardolie wordt in een reeks van warmtewisselaars en in een fornuis opgewarmd tot ongeveer 370°C, waarna ze in de destillatiekolom wordt geïnjecteerd. Binnen de destillatiekolom zijn op regelmatige plaatsen schotels aangebracht. Over de destillatiekolom heerst een temperatuursgradiënt (hogere temperatuur beneden dan boven). In de destillatiekolom doet zich een scheiding voor in verschillende fracties van componenten naargelang hun kookpunt. De dampen (lichtere componenten) stijgen op en de vloeistof (zwaardere componenten) stroomt naar beneden. Op de in de destillatiekolom aanwezige schotels doet zich een innig contact tussen vloeistof- en gasstroom voor, waarbij zwaardere componenten uit de gasfaze kunnen condenseren en lichtere componenten uit de vloeistoffaze kunnen verdampen. Op sommige platen wordt zo een fraktie met welbepaalde gewenste eigenschappen bekomen. Meestal worden volgende frakties afgescheiden:

§

Topfraktie: lichte componenten met kookpunt lager dan 55°C;

§

Lichte nafta (Straight run naphtha) met kookpunt tussen 55 en 180°C;

§

Keroseen (Jet fuel) met kookpunt tussen 180 en 220°C;

§

Diesel met kookpunt tussen 220 en 290°C;

AMINAL – AMINABEL

38


§

Atmosferische gasolie met kookpunt tussen 290 en 350°C;

§

Atmosferisch residu met kookpunt hoger dan 350°C.

Al deze frakties kunnen dan aan verdere zuiverings- en conversieprocessen worden onderworpen. De doorzet van de atmosferische destillatie wordt bepaald door het type ruwe aardolie dat wordt verwerkt. Het is ook de capaciteit van de atmosferische destillatie die in grote mate bepalend is voor de capaciteit van de raffinaderij omdat alle ruwe aardolie die verwerkt wordt doorheen de atmosferische destillatie wordt gestuurd. Het atmosferisch residu wordt in een fornuis heropgewarmd en onder verlaagde druk (vacuum) nogmaals gedestilleerd in de vacuumdestillatiekolom. Door de destillatie onder verlaagde druk uit te voeren verlaagd het kookpunt van de verschillende komponenten, waardoor de scheiding gemakkelijker wordt. Het principe van de scheiding is gelijk aan dit voor de atmosferische destillatie. In de vacuümdestillatie worden meestal volgende stromen afgescheiden:

§

Topfraktie: lichte vacuümgasolie;

§

Zware vacuümgasolie;

§

Vacuümresidu.

Ook deze frakties kunnen aan verdere zuiverings- en conversieprocessen worden onderworpen. Een recente ontwikkeling, die door de meeste raffinaderijen in Vlaanderen ook wordt toegepast, is het toevoegen van een pre-flash voor de atmosferische destillatie. Na de reeks warmtewisselaars wordt de voorverwarmde ruwe aardolie reeds in een eerste, kleinere destillatiekolom (pre-flash kolom) gescheiden in een vloeistof- en een gasfase. Enkel de vloeistoffaze wordt nog doorheen het fornuis gestuurd alvorens naar de atmosferische destillatie te gaan. De gasfase wordt ofwel in verschillende fracties gecondenseerd, waarna ze verder kan worden verwerkt (zuiverings- en conversieprocessen) ofwel in de atmosferische destillatiekolom gebracht op een hoger niveau dan de vloeistoffase. De voordelen van het installeren van een pre-flash kolom bestaan in een lager energieverbruik in het fornuis van de atmosferische destillatie en een verhoging van de doorzet van de raffinaderij. Een overzicht van de scheidingssectie van een raffinaderij wordt in Figuur 4-1 gegeven.

AMINAL – AMINABEL

39


Figuur 4-1: Schematische voorstelling van de preflash kolom, atmosferische destillatie en vacuümdestillatie samen met de verschillende fracties. Verdere verwerking

Topfractie

vloeistof Warmtewisselaars

Fornuis

Pre-flash kolom

a t m o s f e r i s c h e

d e s t i l l a t i e

Lichte nafta Keroseen Diesel

Gasolie

Atmosferisch residu

Fornuis

V a c u u m

d e s t i l l a t i e

Lichte vacuümgasolie

Zware vacuümgasolie

Vacuümresidu

AMINAL – AMINABEL

40


4.1.3.

Zuivering van verschillende fracties

Het zuiveren van verschillende fracties richt zich voornamelijk op het verwijderen van chemisch gebonden hetero-atomen (stikstof en voornamelijk zwavel) en metalen uit de verschillende fracties door middel van chemische reacties (ontzwaveling, hydrotreatment, hydro-desulphurisation). Het zuiveren kan zowel worden uitgevoerd op fracties die uit de destillatiesectie (zie 4.1.2) komen als op fracties die reeds een conversiestap (zie 4.1.4) hebben ondergaan. Meestal wordt voor de zuivering gebruik gemaakt van één of meerdere reactoren in serie waarbij zowel de metalen, als stikstof als zwavel worden verwijderd. De katalytische reacties gaan door bij verhoogde druk en temperatuur in aanwezigheid van een overmaat waterstof. De katalysator bestaat meestal uit een mengsel van oxides van kobalt, molybdeen en/of nikkel op een drager van aluminiumoxide. Naarmate de te behandelen fraktie zwaarder is (hoger kookpunt, hoger moleculair gewicht) wordt bij hogere druk en temperatuur gewerkt. Tabel 4-2 geeft een overzicht van bereiken van druk en temperatuur die voor de verwerking van de verschillende fracties wordt gebruikt. Tabel 4-2: Druk en temperatuur voor de zuivering van verschillende fracties. Temperatuur (°C)

Druk (bar)

Nafta

300 – 340

30 – 40

Diesel – atmosferische gasolie

300 – 400

40 – 70

Vacuümgasolie

350 – 400

50 – 120

> 400

180

Atmosferisch residu

Enkel de zwaardere fracties (vacuümgasolie en atmosferisch residu) bevatten aanzienlijke hoeveelheden metalen. Bij de zuivering van deze fracties bestaat de eerste reactor uit een minder actieve katalysator, die voornamelijk tot doel heeft om de metalen aanwezig in deze fracties te binden en aldus te verwijderen. Pas in de daarop volgende reactoren worden stikstof en zwavel verwijderd. In deze reactoren wordt stikstof omgezet tot ammoniak en zwavel tot H2S. Naast het verwijderen van stikstof en zwavel worden ook in geringe mate onverzadigde verbindingen (olefines, onverzadigde naftenen en aromaten) geheel of gedeeltelijk gehydrogeneerd en treden ook krakingsreacties (omzetting tot lichtere componenten) op. Na de verschillende reactoren wordt de stroom dan ook door middel van destillatie in verschillende fracties gescheiden. De lichtste, gasvormige fractie bevat aanzienlijke hoeveelheden H2S en wordt in de zwavelherwinnings-eenheid (zie 4.1.5.2) verwerkt alvorens bij het raffinaderijgas te worden bijgemengd.

AMINAL – AMINABEL

41


4.1.4. 4.1.4.1.

Omzetten van bepaalde fracties (conversie) Katalytische reforming

De katalytische reforming is erop gericht om nafta, afkomstig van ofwel de atmosferische destillatie (zie 4.1.2) ofwel de katalytische kraker, een hoger octaangetal te bezorgen en geschikt te maken als een mengcomponent voor benzine. Bij de katalytische reforming worden onvertakte paraffinische koolwaterstoffen (C6-C8) omgezet tot vertakte paraffinische koolwaterstoffen en tot aromaten. Bij deze omzetting tot aromaten wordt waterstof vrijgesteld die dan in de zuiveringsprocessen kan worden gebruikt. De katalytische reforming wordt uitgevoerd in drie tot vier reactoren die in serie zijn geplaatst. De reactoren zijn gevuld met een edelmetaalkatalysator (Pt, Pt/Re, Pt/Sn, ...) op een drager van aluminiumoxide. De edelmetaalkatalysator is gevoelig aan zwavel. Daarom wordt de nafta-voeding vooraf ontzwaveld. Voor de eerste reactor en tussen twee reactoren in wordt de naftastroom in een fornuis opgewarmd. De reformingsreacties gaan door bij een temperatuur van ongeveer 500°C en een verhoogde druk. Tijdens de reformingsreactie worden koolstofachtige residu's op de katalysator afgezet. Deze worden op regelmatige tijdstippen door afbranden verwijderd. Dit afbranden kan zowel continu als op regelmatige tijdstippen (semi-regeneratief) gebeuren. Bij de continue regeneratie (CCR) beweegt de katalysator zich langzaam doorheen de opeenvolgende reactoren en valt uiteindelijk in de regenerator, waar de koolstofachtige residu's worden verwijderd. Bij het semi-regeneratief proces worden de reactoren beurtelings uit dienst genomen waarna de katalysator wordt geregenereerd. Meestal wordt dan een back-up reactor voorzien die in de plaats van de reactor, die wordt geregenereerd, wordt ingeschakeld. Het hoge octaangetal van de productstroom wordt in hoofdzaak bekomen door het hoge gehalte aan aromaten, waaronder benzeen. Gezien de strengere productnormen op het aromatengehalte, en meer specifiek het benzeengehalte, in benzine, wordt meer een meer gebruik gemaakt van andere conversieprocessen om bepaalde stromen met hoog octaangetal en laag aromatengehalte aan te maken: isomerisatie, alkylering en polymerisatie. Een andere optie is om een reformaatsplitter (destillatiekolom) en een aromatenproductie of benzeensaturatie-eenheid toe te voegen. 4.1.4.2.

Isomerisatie

Bij de isomerisatie worden lichte onvertakte of monovertakte paraffines en olefines uit de nafta-fractie (C5-C6), omgezet tot meer vertakte paraffines of olefines met een hoger octaangetal. Dit proces gaat eveneens door bij verhoogde druk (20-30 bar) en temperatuur (200-300°C) over een katalysator (zeoliet, gechloreerd aluminiumoxide of zirconiumoxide30). Om koolstofafzetting op de katalysator tegen te gaan gebeurt de reactie in een

30

Niveau van druk en temperatuur in de reactoren zijn afhankelijk van het type katalysator dat wordt gebruikt.

AMINAL – AMINABEL

42


waterstofrijke atmosfeer, hoewel tijdens de isomerisatie weinig of geen waterstof wordt gevormd of verbruikt. 4.1.4.3.

Alkylatie

In de alkylatie worden lichte olefines (C3 - C5) gereageerd met isobutaan tot een mengsel van C7 - C9 isoparaffines met hoog octaangetal dat later wordt bijgemengd bij de benzinepool. De reactie gaat door in sterk zuur milieu bij een relatief lage temperatuur en licht verhoogde druk. Wanneer HF als katalysator wordt gebruikt wordt typisch bij een temperatuur van 25 - 45°C en een druk van 7 - 10 bar gewerkt. Bij het gebruik van zwavelzuur als katalysator wordt gewerkt bij een temperatuur van 5 - 15°C en dient de reactor gekoeld te worden. 4.1.4.4.

Polymerisatie

In de polymerisatie worden propyleen en butenen omgezet tot vertakte olefines in het C6 C9 bereik. De productstroom heeft een hoog octaangetal en wordt gebruikt als mengcomponent in de benzinepool. De katalysator in dit proces is meestal fosforzuur op een vaste drager. 4.1.4.5.

Hydrokraking

In de hydrokraking wordt vacuum gasolie omgezet tot lichtere fracties (gassen, nafta, kerosine, diesel, gasolie en fuel olie) met een hogere H/C-verhouding (hoofdzakelijk (iso)paraffines en naftenen). Het proces gaat door in opeenvolgende vast bed reactoren onder een waterstofdruk van 100 - 200 bar en bij een temperatuur van 340 - 425°C. De katalysator is van hetzelfde type als bij de ontzwaveling (Co/Mo op alumina). Meestal wordt gewerkt in een multibed systeem waarbij in de eerste reactor de metalen (Ni en V) worden verwijderd, in de daaropvolgende reactoren wordt de zwavel en de stikstof grotendeels verwijderd en pas in de laatste reactoren gaan de hydrokrakingsreacties door. 4.1.4.6.

Katalytische kraking

Bij de katalytische kraking wordt al dan niet ontzwavelde vacuum gasolie omgezet tot lichtere, hoofdzakelijk olefinische fracties (gassen, nafta, kerosine, diesel, gasolie en fuel olie) en koolstof die op de katalysator wordt afgezet. De reactie gaat door bij een temperatuur van 500°C en atmosferische druk. De katalysator wordt continu tussen de reactor en de regenerator van de katalytische kraker gecirculeerd. In de regenerator wordt de cokes (koolstofachtige residu's) met lucht van de katalysator afgebrand. Als gevolg van dit afbranden warmt de katalysator op. Deze warme katalysator wordt daarna terug naar de reactor gestuurd waar hij opnieuw met verse verdampte vacuum gasolie in contact wordt gebracht. De lichte olefines uit de katalytische kraker (C3 - C4) worden ofwel gebruikt als voeding voor de alkylatie of polymerisatie ofwel als voeding voor de petrochemie (kunststofproductie).

AMINAL – AMINABEL

43


De regenerator kan op twee manieren worden bedreven. Bij een regenerator met volledige verbranding (full combustion mode) wordt de cokes in de regenerator volledig omgezet tot CO2 en H2O (+ SO2, NOx). Bij een regenerator met onvolledige verbranding (partial combustion mode) wordt de cokes in de regenerator omgezet tot CO en H2O. Deze CO wordt daarna in een naverbrander verder verbrand tot CO2. Eventueel wordt in deze naverbrander een beperkte hoeveelheid raffinaderijgas bijgestookt. Het voordeel van een regenerator met onvolledige verbranding is dat het energetisch rendement hoger is als gevolg van de hogere temperatuur die in de naverbrander kan bereikt worden en de lagere NOx vorming. NOx wordt bij de regeneratie van de katalysator vrijwel uitsluitend gevormd door omzetting Nhoudende componenten aanwezig in de cokes. Het aandeel van thermische NOx, gevormd uit de stikstof aanwezig in de verbrandingslucht, is minimaal. Bij een regenerator met partiële verbranding wordt alle NOx in de regenerator gevormd. Door de aanwezigheid van reducerende componenten (CO) in het afgas wordt de NOx in de naverbrander gedeeltelijk gereduceerd tot N2, met een lagere NOx-uitstoot als gevolg. 4.1.4.7.

Visbreaking

Het residu van de vacuumdestillatie kan worden behandeld in een visbreaker. Deze stroom wordt daarom bij een druk van 8 bar op een temperatuur van 450-500°C gebracht. Als gevolg van deze hogere temperatuur breken de zware molecules in kleinere stukken. Ongeveer 10 - 15 % wordt zo omgezet tot gassen en een naftafractie. Het overblijvende residu heeft een lagere viscositeit bekomen en wordt meestal bijgemengd bij de zware stookolie. 4.1.4.8.

Merox

Een specifiek conversieproces is het Merox proces. Hierin worden de sulfidische componenten (R-SH; mercaptanen), die nog aanwezig zijn in de gedeeltelijk ontzwavelde keroseen, geoxideerd tot disulfides (R-S-S-R’). Reden voor deze additionele behandeling is om de geur van het product te verbeteren. Een volledige ontzwaveling van de keroseen fraktie wordt niet doorgevoerd omdat hierdoor de smerende eigenschappen van het keroseen, die net een gevolg zijn van de aanwezigheid van zwavelhoudende componenten, sterk zouden verminderen. Deze oxidatiereactie gaat door bij licht verhoogde druk (8 bar) en temperatuur (40°C) in aanwezigheid van lucht en een katalysator op kobaltbasis.

4.1.5. 4.1.5.1.

Overige en ondersteunende processen Bitumenproductie

Bepaalde zwaardere types ruwe aardolie leveren een vacuumresidu op dat bitumen vormt geschikt is voor de productie van bitumen. In sommige gevallen dient het vacuumresidu nog verder behandeld te worden om het meer geschikte eigenschappen voor bepaalde toepassingen (hogere hardheid en verwekingspunt) te bezorgen. Hiervoor worden de

AMINAL – AMINABEL

44


bitumen 'geblazen'. Het vacuumresidu wordt opgewarmd tot een 220°C en daarna wordt er lucht doorheen geblazen, waardoor zich dehydrogenerings- en polymerisatie-reacties in het mengsel voordoen. De afgassen worden gewassen en daarna in een incinerator naverbrand. Eén van de Vlaamse raffinaderijen produceert bitumen als hoofdproduct. Deze raffinaderij verwerkt enkel specifieke crudes. De lichtere fracties worden voor verdere verwerking verkocht aan andere raffinaderijen. 4.1.5.2.

Zwavelproductie

De lichte gassen (H2, C1 - C2) afkomstig van de atmosferische destillatie, de katalytische kraker, de visbreaker en de verschillende ontzwavelingseenheden komen samen in het restgasnet en bevatten aanzienlijke hoeveelheden H2S. Hierdoor kan het raffinaderijgas niet rechtsreeks als brandstof worden gebruikt omdat anders bij verbranding SO2 zou ontstaan. Het raffinaderijgas wordt daarom eerst door absorptie in organische amines van H2S ontdaan. Meestal worden ook de afgassen van de zuurwaterstrippers in deze absorptiekolommen behandeld. Het H2S wordt uit de organische amines gedesorbeerd en de H2S-rijke stroom wordt in een Claus-eenheid omgezet tot elementaire zwavel. Bij deze omzetting wordt een gedeelte van het H2S verbrand tot SO2 waarna het H2S en SO2 over een katalysator reageren met vorming van elementaire zwavel. De omzetting tot zwavel is afhankelijk van het aantal katalysatorbedden en van het feit of al dan niet nog een restgasbehandeling (SCOT, SuperClaus) voorzien is. Het niet gereageerde H2S wordt in een incinerator tot SO2 geoxideerd alvorens in de atmosfeer te worden geloosd. 4.1.5.3.

Waterstofproductie en - zuivering

In een eenvoudige raffinaderij (hydroskimming) volstaat de waterstof, geproduceerd door de katalytische reformer, voor de ontzwaveling van de verschillende fracties. De waterstof dient ook niet voorgezuiverd te worden. Naarmate de raffinaderij complexer wordt, stijgt het waterstofverbruik (isomerisatie, hydrokraker, ..) en volstaat de waterstofproductie door de katalystische reformer niet langer. Er dienen dan ook alternatieve bronnen van waterstof aangeboord te worden. In sommige raffinaderijen wordt waterstof geproduceerd door middel van stoomreforming of partiële oxidatie. In deze processen worden koolwaterstoffen omgezet tot CO2 en H2 waarna de waterstof wordt afgescheiden en gezuiverd. Soms beschikken raffinaderijen over waterstofrijke zijstromen die enkel moeten gezuiverd worden. Meestal wordt hiervoor gebruik gemaakt van een drukgedreven scheiding over moleculaire zeven (PSA, Pressure Swing Adsorption). De techniek wordt vooral toegepast voor de verwijdering van kleinere hoeveelheden onzuiverheden (koolwaterstoffen, CO2, …) uit waterstofrijke stromen, zoals het afgas van de katalytische reforming of het afgas van de naftakrakers. De verontreinigde waterstofstroom wordt onder druk over een bed met moleculaire zeven (zeolieten) geleid. De kleinere waterstofmolecules gaan doorheen dit bed terwijl de grotere

AMINAL – AMINABEL

45


onzuiverheden op de moleculaire zeven adsorberen en tegengehouden worden. Eens het bed met moleculaire zeven verzadigd is met onzuiverheden, wordt de druk afgelaten waardoor de onzuiverheden desorberen (regeneratie). Deze stroom onzuiverheden wordt naar het raffinaderijgasnet of naar een fakkel geleid. Om een continue werking te verzekeren wordt meestal een opstelling met twee bedden in parallel voorzien. Terwijl het ene bed in productie is, is het andere in regeneratie. 4.1.5.4.

Etherificatie

Om het octaangetal van benzines verder te verhogen wordt vaak gebruik gemaakt van ethers (MTBE, ETBE, TAME). Deze kunnen extern worden aangekocht maar worden soms ook in de raffinaderij zelf geproduceerd omdat bepaalde grondstoffen (isobuteen, C5olefines) in voldoende hoeveelheden aanwezig zijn. Enkel de methanol dient in dat geval aangekocht te worden. De reactie gaat door bij licht verhoogde druk (15 bar) en een temperatuur van 50 - 70°C. Een edelmetaal op moleculaire zeef wordt hiervoor als katalysator gebruikt. 4.1.5.5.

Benzeensaturatie-eenheid

Recente Europese regelgeving legt een strikte limitatie op aan het benzeengehalte in benzines. Eén mogelijkheid om aan deze strengere regelgeving te voldoen is om het benzeen in het reformaat (afkomstig van de katalytische reformer en één van de mengcomponenten van benzine) om te zetten (te hydrogeneren of satureren) tot cyclohexaan. Hiervoor wordt het reformaat, afkomstig van de katalytische reforming van nafta, in een destillatiekolom gescheiden in een benzeenrijke (lichte) stroom en een benzeenarme (zwaardere) stroom. De benzeenarme stroom wordt rechtsreeks voor bijmengen in de benzinepool gebruikt. De benzeenrijke stroom wordt in een reactor in aanwezigheid van waterstof bij verhoogde druk (20-35 bar) en temperatuur (180-240°C) over een katalysator tot cyclohexaan gehydrogeneerd. Na afscheiden van de lichte componenten kan de cyclohexaanfraktie worden afgescheiden. De reststroom wordt voor de aanmaak van benzines gebruikt. De cyclohexaanfraktie kan als basisprodukt voor de petrochemie worden verkocht of wordt naar de isomeratie-eenheid gestuurd waar het octaangetal wordt verhoogd en het mengsel geschikt wordt voor bijmengen in de benzinepool. 4.1.5.6.

Aromatenplant

Een andere optie om aan de striktere specificaties voor het benzeen- en aromatengehalte in benzines te kunnen voldoen is het plaatsen van een eenheid die volledig op de produktie van basiscomponenten voor de petrochemie (benzeen, xylenen) is gericht. Het reformaat, afkomstig van de katalytische reforming van nafta, wordt hiervoor door destillatie gescheiden in een C5, C6 (benzeenrijk), C7, C8 (xyleenrijk) en C9 fraktie. De C5, C7 en C9 frakties worden opnieuw gemengd en voor bijmengen in de benzinepool gebruikt. De xyleenrijke fraktie wordt nogmaals gedestilleerd totdat een vrijwel zuivere xylenenstroom wordt geproduceerd, die voor verkoop als grondstof voor de petrochemie in aanmerking komt. De AMINAL – AMINABEL

46


benzeenrijke fraktie wordt via extractieve destillatie gescheiden in een aromatenarme stroom, die voor bijmengen in de benzinepool in aanmerking komt, en zuiver benzeen, dat voor inzet als grondstof voor de petrochemie in aanmerking komt. 4.1.5.7.

Naftakraker

Een naftakraker hoort in principe thuis onder de sector organische bulkchemie. Gezien één van de naftakrakers van Fina Antwerp Olefins op de terreinen van Fina Raffinaderij Antwerpen is gevestigd, een zekere mate van integratie met bepaalde eenheden (opslag, aromatenplant, C3-splitter) en utilities (stoomproduktie) bestaat en de emissies van deze naftakraker mee in de bubble berekening van de raffinaderij worden opgenomen, wordt deze mee in de sectorstudie raffinage opgenomen. In een naftakraker wordt ontzwavelde nafta omgezet tot petrochemische basisprodukten (ethyleen, propyleen, butenen, aromatenrijke kraakbenzine). Hiervoor wordt de naftavoeding voorverwarmd en, gemengd met stoom, in buisvormige reactoren die in fornuizen zijn opgehangen heel snel tot temperaturen boven 800°C opgewarmd. Onder invloed van deze hoge temperatuur breken de langere koolwaterstofketens van de nafta en worden lichte olefinische koolwaterstoffen gevormd. Na de kraakovens wordt het effluent afgeschrikt (gequenched) waardoor de kraakbenzine uitcondenseert. De gasvormige fractie van het effluent wordt op hogere druk gebracht en in een scheidingstrein door destillatie in de samenstellende individuele componenten gescheiden. De lichtste fractie bestaat uit een mengsel van methaan en waterstof, waarin zich nog sporen olefines (ethyleen, ethaan, propyleen, propaan, butenen, …) bevinden. Deze stroom is geschikt voor de produktie van zuivere waterstof door PSA, waarna de reststroom als stookgas voor de kraakovens wordt gebruikt. Als gevolg van de kraakreacties, die in de in de kraakovens opgehangen buizen doorgaan, worden koolstofachtige residu’s op de wanden van de buizen worden afgezet. Deze koolstofachtige residu’s worden op regelmatige tijdstippen door afbranden met een stoom/ lucht-mengsel verwijderd. Ondanks de aanwezigheid van een ontstoffingscycloon, geeft deze cokesverwijdering nog aanleiding tot een beperkte stofemissie. 4.1.5.8.

Zuurwater strippers

Procesafvalwater, dat in verschillende eenheden van de raffinaderij (o.a. ontzwaveling) wordt gegenereerd, wordt in zuur water strippers ontdaan van eventueel aanwezig H2S of NH3. Het gestripte water kan als proceswater bij de ontzouting van de ruwe aardolie worden ingezet. Voor de stripping wordt het zure water in een tank opgeslagen waar zich een afscheiding tussen koolwaterstoffen en zuur water voordoet. De koolwaterstoffractie wordt op regelmatige tijdstippen afgeroomd en in afzonderlijke tanks (slop tanks) opgeslagen. Het zuur water wordt daarna in een kolom gepompt waarin onderaan stoom wordt ingeblazen. Door het inblazen van stoom worden H2S en NH3 uit het zure water verwijderd (gestript). Door het inblazen van stoom wordt het water in de kolom opgewarmd, wat de desorptie van H2S en NH3 eenvoudiger maakt. De afgasstroom van de stripkolom, die naast stoom, H2S en

AMINAL – AMINABEL

47


NH3 ook nog koolwaterstoffen kan bevatten, wordt bijvoorkeur naar de zwavelrecuperatieeenheid gestuurd. Andere mogelijkheden zijn het afleiden van deze stroom naar een naverbrander of naar een zure fakkel. 4.1.5.9.

Damprecuperatie

Bij de verlading van vluchtige componenten (benzine, reformaat, benzeen, xylenen, …) wordt gebruik gemaakt van een damprecuperatie-eenheid om de emissie van VOS tegen te gaan. De luchtstroom, die bij het vullen van een tankwagen, treinwagon of schip bij het beladen vrijkomt, is verzadigd met koolwaterstoffen afkomstig van de vluchtige component die wordt beladen. Deze luchtstroom wordt gecollecteerd en naar een damprecuperatieeenheid gestuurd. Een eerste type damprecuperatie-eenheid bestaat uit een scrubber, waarin de luchtstroom worden gewassen met een zwaardere koolwaterstoffraktie (gasolie). Door dit intens contact lossen de vluchtige koolwaterstoffen in de gasolie op. De van koolwaterstoffen gezuiverde lucht wordt daarna geloosd. Eventueel kan deze lucht nog over een actief koolfilter worden gestuurd waarop de laatste sporen koolwaterstoffen worden geadsorbeerd. Een tweede type damprecuperatie-eenheid bestaat uit twee alternerend opererende actief koolfilters. De luchtstroom afkomstig van de belading wordt over een actief koolfilter geleid waarop de aanwezige vluchtige componenten adsorberen. Na verzadiging van de eerste actief koolfilter wordt de luchtstroom afkomstig van de belading over de tweede actief koolfilter gestuurd, terwijl de eerste filter wordt geregenereerd. Bij deze regeneratie worden de dampen gedesorbeerd en de ontstane luchtstroom met een hoge concentratie aan vluchtige koolwaterstoffen wordt in een warmtewisselaar gekoeld zodat de koolwaterstoffen condenseren en kunnen gerecupereerd worden. Gezien geen enkel recuperatiesysteem 100% efficiënt werkt geeft de werking van de damrecuperatie-eenheid aanleiding tot geleide emissies van VOS. Daartegenover staat dat als gevolg van het inschakelen van een damprecuperatie-eenheid bij het vullen van vrachtwagens (en lichters) de niet-geleide beladingsverliezen significant worden gereduceerd. 4.1.5.10.

Opslag

Zowel de ruwe aardolie, als sommige tussenprodukten en de eindprodukten worden in tanks opgeslagen. Voor de opslag van gasvormige componenten (LPG, propaan, butaan) wordt gebruik gemaakt van sferen, waarin de opslag onder druk gebeurt. De vloeibare produkten worden in opslagtanks opgeslagen, waarbij voor de meest vluchtige produkten gebruik wordt gemaakt van intern of extern vlottende daken en voor de minder vluchtige produkten meestal voor vast dak tanks wordt geopteerd. Een extern vlottend dak tank bestaat uit een dak dat bovenop de vloeistof in de tank drijft en mee met het niveau in de tank op en neer beweegt. Tussen de rand van het vlottend dak en de wand van de tank zijn (enkele of dubbele) dichtingen aangebracht om

AMINAL – AMINABEL

48


verdampingsverliezen tegen te gaan. Extern vlottende dak tanks worden hoofdzakelijk gebruikt voor de opslag van ruwe aardolie en nafta. Een intern vlottend dak tank is gelijk aan een extern vlottend dak tank maar de tank is bovendien ook nog voorzien van een vast dak. De aanwezigheid van een vast dak vermijdt dat koolwaterstoffen, die onvermijdelijk toch in beperkte mate vrijkomen, door de wind worden meegespoeld. Intern vlottende daken worden meestal alleen toegepast voor de opslag van heel vluchtige componenten die bovendien aanzienlijke hoeveelheden gevaarlijke stoffen bevatten (reformaat, kraakbenzine, zuiver benzeen, …) Bij een vast dak tank is het dak van de tank vast met de tankmantel verbonden. Deze tanks worden meestal enkel gebruikt voor de opslag van minder vluchtige produkten omdat de dampruimte tussen vloeistofoppervlak verzadigd wordt met dampen van de opgeslagen vloeistof en deze dampen onder invloed van veranderingen in het vloeistofniveau in de tank (als gevolg van vullen van de tank of van temperatuursverschillen tussen dag en nacht) uit de tank worden gedreven en zo een bron van VOS emissies vormen. 4.1.5.11.

Fakkels

Als gevolg van noodsituaties en bij het opstarten en stilleggen van bepaalde installaties kunnen aanzienlijke hoeveelheden brandbaar gas vrijkomen, die niet kunnen worden gestockeerd en dus op een gecontroleerde en veilige manier moeten worden verwerkt. Hiervoor wordt in raffinaderijen en in de petrochemie gebruik gemaakt van fakkels. In een fakkel worden de brandbare gassen verbrand op grote afstand (niet in de onmiddellijke omgeving + op grote hoogte) van de te beschermen werknemers en installaties. In de Vlaamse raffinaderijen staan in totaal 7 fakkels (inclusief fakkel NC3).

AMINAL – AMINABEL

49


4.2. 4.2.1.

Beschrijving van de Vlaamse raffinaderijen Fina Raffinaderij Antwerpen

Fina Raffinaderij Antwerpen beschikt over twee atmosferische destillatie-eenheden, één waarin hoofdzakelijk laagzwavelige en één waarin hoofdzakelijk hoogzwavelige crude wordt gedestilleerd. Het atmosferisch residu van de kolom waarin de laagzwavelige crude wordt verwerkt, wordt eerst in een vacuumdestillatie verder gescheiden en daarna in een visbreaker verwerkt. Het atmosferisch residu van de kolom waarin de hoogzwavelige crude wordt verwerkt gaat naar een ontzwaveling/milde hydrokraking (ARDS). De raffinaderij beschikt verder over een ontzwaveling voor nafta, diesel en gasolie. De katalytische reforming met continue regeneratie werd recent uitgebreid met een aromaten-extractieeenheid. De regeneratoren van de twee katalytische krakers werken met onvolledige verbranding en naverbrander. De lichte olefines van de katalytische kraking kunnen in de alkylatie verder verwerkt worden tot en fraktie die geschikt is voor bijmengen in de benzine pool. Daarnaast levert ook de isomerisatie stromen voor de benzinepool aan. De raffinaderij beschikt over een eigen MTBE productie. De raffinaderij beschikt verder over een zwavelherwinningseenheid met SCOT.

AMINAL – AMINABEL

50


Tabel 4-3: Detailbeschrijving van de processen in FRA. Proces

Eenheid

Procesconfiguratie Raffinage

Atmosferische destillatie

CDU - 53

Atmosferische destillatie toren, 2 ontzouters, warmtewisselaars, preflash toren, fornuis, zijstroom strippers.

CDU - 63

Atmosferische destillatie toren, 2 ontzouters, warmtewisselaars, preflash toren, fornuis, zijstroom strippers.

Vacuum destillatie

VDU - 66

Vacuumtoren, 3 fornuizen, warmtewisselaars, vacuum-equipment.

Ontzwaveling

Nafta ontzwavelingseenheid (Desulfurisation hydrotreating - DHT) - 64

Reactor, warme hoge druk afscheider, koude hoge druk afscheider, koude lage druk afscheider, recycle compressor, fornuis, butaanafscheider, splitter, warmtewisselaars.

Nafta ontzwavelingseenheid (Desulfurisation hydrotreating - DHT) - 74

Reactor, hoge druk afscheider, recycle compressor, fornuis, butaanafscheider, splitter, reboiler fornuis, warmtewisselaars.

Keroseen ontzwavelingseenheid (Hydro desulfurisation - HDS) - 41

3 reactoren, 2 hoge druk afscheiders, fornuis, stripper, terugvoer absorber, recycle compressor, make-up compressor, warmtewisselaars.

Keroseen ontzwavelingseenheid (Hydro desulfurisation – HDS) - 73 LCO ontzwavelingseenheid (Hydro desulfurisation - HDS) – 51

Reactor, hoge druk afscheider, lage druk afscheider, recycle compressor, fornuis, make-up compressor, stripper, warmtewisselaars.

Gasolie ontzwavelingseenheid (Hydro desulfurisation - HDS) - 61

Reactor, hoge druk afscheider, lage druk afscheider, recycle compressor, fornuis, make-up compressor, stripper, LDF stripper, warmtewisselaars.

Ontzwaveling atmosferisch residu (ARDS) 81

2 reactietreinen. Per trein: 3 reactoren, reactorfornuis, warme hoge druk afscheider, koude hoge druk afscheider, recycle compressor, recycle amine wash, warme lage druk afscheider, warmtewisselaars. Centraal: 2 koude lage druk afscheiders, RFG31 aminescrubber, H2-make up compressor, main fraktionator, zijstroom strippers.

Katalytische reforming

31

72

4 reactoren, reactorfornuis, regenerator, circulation gas compressor, light ends compressor,

RFG = Raffinaderijgas

AMINAL – AMINABEL

51


Proces

Eenheid

Procesconfiguratie afscheiders, butaanafscheider.

Alkylatie

Alkylatie met voedingsvoorbehandeling (EHPN) - 69

Hydrogenatie reactor, propaanafscheider, isobutaanafscheider, HF-reactor, zuurafscheider, hoofd afscheider, reboiler fornuis, HF-stripper.


Katalytische kraking - 31

Katalytische kraking: Fornuis, reactor, regenerator, CO-boiler, hoofd fractionator, katalyst afscheider, gas compressor, 2 gas absorbers, CCS stripper, butaanafscheider, LCCS/HCCSsplitter, warmtewisselaars.

C3C4-Merox - 32 LCCS/HCCS-Merox32 - 31

C3C4-Merox: C3C4 aminescrubber, coalescer, loog circulatie, loog extractor, loog bezinkvat, water wash, oxidiser, disulfide afscheider, wasbenzine bezinkvat, warmtewisselaar. LCCS/HCCS-Merox: 2 wastreinen. Per wastrein: loog voorwas, mengvat, bezinkvat, zandfilter. Centrale luchtcompressor.

Katalytische kraking - 67 C3C4-Merox - 67 Benzine-Merox - 67

Katalytische kraking: Fornuis, reactor, regenerator, CO-boiler, hoofd fractionator, katalyst afscheider, gas compressor, 2 gas absorbers, RFG amine wash, CCS stripper, butaanafscheider, LCCS-splitter, MCCS/HCCS-splitter. C3C4-Merox:loog voorwas, extractor, amine opslagvat, amine absorber, waterwas, oxidiser, disulfide afscheider, wasbenzine bezinkvat, warmtewisselaar. Benzine-Merox: LCCS-wastrein: loog voorwas, mengvat, loog afscheider, Merox katalysator, zandfilter, LCCS flash drum, absorber. MCCS-wastrein33: loog voorwas, mengvat, loog afscheider, Merox katalysator, zandfilter. Centrale lucht compressor.

Minalk-Merox - 37

Reactor

Visbreaking

71

Fornuis, nakraker, hoofd fractionator, stripper, gas compressor, afscheidingsvaten, warmtewisselaars, splitter, afscheider.

Merox

(ATK-MEROX) -35

Loog bezinkvat, zandfilter, lucht compressor, merox reactor, afscheider, waterwas, zoutfilter, kleifilter, loog voorwas, warmtewisselaars.

H2S Absorptie-eenheden

H2S-absorptie (een totaal van 11 amine-absorbers ingeplant op de verschillende eenheden, raffinaderijgasnetwerk en restgasbehandeling), 3 amine-regeneratoren, 2 3-straps Claus-

Bitumenproductie Zwavelrecuperatie

Amine behandelingseenheden 56,77,88

32

LCCS = Light Cat Cracked Spirit, HCCS = Heavy Cat Cracked Spirit.

33

MCCS = Mid Cat Cracked Spirit

AMINAL – AMINABEL

52


Proces

Eenheid

Procesconfiguratie

Zwavelherwinningseenheden 57,58

eenheden, zwavelontgasser, Scot-eenheid, (reserve Clausrestgas naverbrander).

Restgasbehandeling (SCOT-) eenheid 86

Efficiëntie zwavelrecuperatie na de Claus-eenheid +/- 96%, na de SCOTT-eenheid +/99,8%.

Waterstofrecuperatie

PSA34 - 82

Oliefilter, 3 neerslagvaten, spoelgascompressor.

Gaseenheid

53

Zoutfilter, loog bezinkvat, loog wasvat, coalescer, loog wasvat, splitter, deethaniser, warmtewisselaars.

65

Splitter, ethaanafscheiderr, DEA-coalescer, loog wasvat, loog coalescer, bezinkvat, absorber, warmtewisselaars.

tweetraps

compressor,

12

adsorbers,

buffervat,

Utility-eenheden Koelwatersysteem

14/97

Cogeneratie

Electrabel financiert de inplanting van drie 42 MWe productie-modules op FRA. De raffinaderij zorgt voor de implementatie van de daarbij geproduceerde zeer hoge druk stoom in haar stroomnet.

Zuurwaterbehandeling

3 zuurwaterstrippers (totale capaciteit 145m3/u).

Afvalwaterzuivering

Raffinaderij-afvalwater - 15

Olieafscheider (API), vlokafscheider, flotatie, zandfilter, biofilters, slibontwatering.

Naftakraker-afvalwater - 95

CPI- en vlokafscheider, flotatie, slibontwatering (filterpers). Het betreft hier een voorbehandeling. Verdere afvalwaterbehandeling en lozing gebeurt door Fina Antwerp Olefins.

Loogbehandelingseenheid

9/95

Verzadigd loog opslagvat, scrubber, lage en hoge druk voedingspmopen, reaktor, afscheider.

Fakkelsysteem

1.

Naftakraker

2.

ARDS

3.

Raffinaderij


34

VRU - 49

Voor verlading van benzines, benzineproducten en aromaten in binnenvaartschepen en tankwagens. Het betreft de tankwagens beladen op het nabijgelegen KamionVulCentrum

PSA = Pressure Swing Adsorption

AMINAL – AMINABEL

53


Proces

Eenheid

Procesconfiguratie (KVC) uitgebaat door de distributiemaatschappij TotalFinaElf Belgium. Absorptie gevolgd door actief koolfilter.

Tankopslag terreinen raff. Petrochemie Aromateneenheid

Naftakraker

Reformaat fractioneringseenheid - 72-RFS

Reformaat splitter, xyleenkolom, Dehexaniserkolom, coalescer, reboiler furnace, warmtewisselaars.

C6-Hydrogenatie-eenheid - 73

Hydrogenatie reaktor, hoge druk afscheider, recycle compressor, stripper, warmtewisselaars.

Benzeen extractieve destillatie-eenheid -76

Extractieve destillatiekolom, stripperkolom, vacuum-equipment, warmtewisselaars.

Naftakraker 3 - 91

Kraakfornuizen, hoge drukstoom-boilers, pyrolise fractionator, pyrolise olie-stripper, quench toren, pygas stripper, gascompressor, H2S/CO absorber, gasoline stripper, gasdrogers, koelsysteem ‘cold box’, vloeistofdrogers, methaanafscheider stripper, methaanafscheiderr, PSA H2- purificatie, ethaanafscheiderr, acetyleen reactors, C2 drogers, C2 splitter, propaanafscheider, C3-MEOH droger, C3-MAPD convertor, C3 splitter, butaanafscheider.

Hydrogenatie-eenheid oliefractie naftakraker - 92

Reaktor, afscheider, depentaniser, dehexaniser, rerun-toren. Andere

Tankopslag Kallo

AMINAL – AMINABEL

54


Figuur 4-2: Blokschema FRA

AMINAL – AMINABEL

55


4.2.2.

Esso raffinaderij

De Esso raffinaderij bestaat uit een atmosferische en vacuumdestillatie. De nafta, kerosine en gasolie van de atmosferische destillatie worden ontzwaveld. De vacuumgasolie wordt ontzwaveld en mild hydrogekraakt in de gofiner alvorens naar de katalytische kraking te worden gestuurd. Het vacuumresidu kan tot bitumen worden verwerkt. Verder is er een katalytische reforming, een alkylatie en een polymerisatie. De polymerisatie levert vooral componenten voor de aanmaak van solventen. De raffinaderij beschikt over een stoomreformer voor de aanmaak van waterstof en een zwavelherwinningseenheid.

AMINAL – AMINABEL

56


Tabel 4-4: Detailbeschrijving van de processen in Esso. Proces

Eenheid



APS (C1)

Atmosferische destillatie toren, 2 ontzouters, warmtewisselaars, fornuis, zijstroom strippers.

Vacuum destillatie

VPS (R1)

Ontzwaveling

Nafta ontzwaveling - NHF/Crude light ends - CLE (N1)

NHF: Reactor, afscheider, stripper, warmtewisselaars, compressor.

Keroseen ontzwaveling - Kero hydrofiner KHF (D1)

Reactor, afscheider, stripper, warmtewisselaars, compressor.

Ontzwaveling lichte gasolie - LGO hydrofiner - LGO-HF (D1)


Ontzwaveling zware gasolie- HGO hydrofiner - HGO-HF (D1)


Katalyitsche reforming

Powerformer - POFO/POFO FRACT (N2)

5 reactoren, reactorfornuis, regenerator, regenerator fornuis, gascirculatie compressor, light ends compressor, wash kolom, stabilisatie kolom, splitter kolom.

Hydrokraking

Gofiner - GOF

6 reactoren, fornuis, warmtewisselaars, amine (MEA) wash recycle, recycle gas compressor.

Alkylatie

ALY/FEED PREP (L1)

H2SO4 alkylatie


FCCU/FCCU FRACT (V2)

Reactor + regenerator uitgerust met multi-cyclonen en filtersysteem op de stofopvang

Bitumenproductie

AOX

Bij het blazen van bitumen worden de afgassen gereinigd in een alkalische scrubber en in een naverbrander met warmterecuperatie (warmtedrager olie) geleid.

Zwavelrecuperatie

SRU

Amine-adsorptie (een totaal van 5 wastorens op ontzwavelingseenheden, LPG scrubber and RFG systeem), 2 amine regenerator kolommen, 2-traps Claus-eenheid, katalytische reductie restgasbehandeling, 2 restgas naverbranders.

CLE: ethaanafscheider, butaanafscheider, C3C4 amine wash, C3C4 splitter, nafta splitter, isopentaanafscheider, pentaanafscheider.

Efficiëntie zwavelrecuperatie na de Claus-eenheid +/- 95-96%, efficiëntie van de restgasbehandeling +/- 80%, totale efficiëntie +/- 99%. Waterstofproductie

AMINAL – AMINABEL

H2-PL

Ontzwaveling voeding, reformer fornuis, gaszuivering.

57


Proces

Eenheid

Procesconfiguratie

Gaseenheid Utility-eenheden Koelwatersysteem Stoomproductie Cogeneratie Zuurwaterbehandeling Afvalwaterzuivering

Zuur water strippers, API bekken, neutralisatie, flocculatie, flottatie en actief slibeenheid

Loogbehandelingseenheid Fakkelsysteem


1.

Raffinaderij

2.

Opslag en behandeling LPG en ethyleen

1.

Lichters en treinwagons

2.

Kamionvulcentrum

Tankopslag terreinen raff. Petrochemie Solventproductie

DAU 1, 2 en 3

Polymerisatie

HO Andere

Overslagterminal ethyleen

AMINAL – AMINABEL

AET

58


Figuur 4-3: Blokschema Esso

AMINAL – AMINABEL

59


4.2.3.


De raffinaderij van Petroplus beschikt over een atmosferische destillatie met pre-flash drum. De nafta wordt eerst ontzwaveld en daarna naar de katalytische reformer gestuurd. De dieselfracties van de atmosferische destillatie worden eveneens ontzwaveld. De raffinaderij beschikt ten slotte nog over een zwavelrecuperatie-eenheid.

AMINAL – AMINABEL

60


Tabel 4-5: Detailbeschrijving van de processen in Petroplus Refining Antwerp Proces

Eenheid



A-5

Atmosferische destillatie toren, ontzouter, warmtewisselaars, preflash-drum, fornuis, zijstroom strippers.

Ontzwaveling

Nafta ontzwaveling - Nafta hydrotreating – B-5D

Fornuis, reactor, hoge-druk afscheider, butaanafscheider, reboiler fornuis, hexaanafscheider.

Gasolie ontzwaveling - Gasoil hydrotreating – B6

Reactor, fornuis, hoge-druk afscheider, lage-druk afscheider, recycle compressor, stabilisatietoren, restgas compressor.


B-5R

Fornuis, 3 reactoren, hoge-druk afscheider, lage-druk afscheider, propaanafscheider, reboiler fornuis, recycle compressor.

Zwavelrecuperatie

B-8

DEA35 amine wash kolom, amine regeneratie kolom, 3-traps Claus-eenheid, ontgasser, naverbrander. Efficiëntie +/- 97,5%.

Gaseenheid

B-7

Stripper-absorber, rich-oil stripper, eindabsorptietoren, buffervat.

Utility-eenheden Koelwatersysteem Stoomproductie Fakkelsysteem Tankopslag terreinen raff.

35

Raffinaderij RFG wordt opgeslagen in 3 150m3 gascilinders. Het surplus wordt afgefakkeld.

DEA = diethanolamine

AMINAL – AMINABEL

61


Figuur 4-4: Blokschema Petroplus Refining Antwerp

AMINAL – AMINABEL

62


4.2.4.

BRC

De raffinaderij van BRC beschikt over een atmosferische destillatie met pre-flash kolom en een vacuumdestillatie. Het vacuumresidu wordt in een visbreaker verder behandeld. De straight run nafta van de atmosferische destillatie wordt ontzwaveld en vervolgens gesplitst in een lichtere stroom voor de isomerisatie en een zwaardere stroom voor de katalytische reforming. Het reformaat wordt sinds kort in een benzeenverzadigingseenheid verder behandeld om het benzeengehalte te verlagen door omzetting tot cyclohexaan. De gasolie van de atmosferische en de vacuumdestillatie wordt ontzwaveld. De raffinaderij beschikt over een zwavelrecuperatie-eenheid.

AMINAL – AMINABEL

63


Tabel 4-6: Detailbeschrijving van de processen in BRC. Proces

Eenheid



100

Atmosferische destillatie toren, warmtewisselaars, DEA wash kolom, 2 fornuizen, zijstroom strippers.

Vacuum destillatie

700

Vacuumkolom, 2 fornuizen.

Ontzwaveling

Nafta ontzwaveling - 200

Reactor, fornuis, afscheider, stripper kolom, warmtewisselaars.

Gasolie ontzwaveling - 600

Twee reactoren, fornuis, hoge-druk afscheider, lage-druk afscheider, butaanafscheider, fractionator, warmtewisselaars.

Katalytische reforming – 500

3 reactoren en fornuizen, fractionator.

Benzeensturatie – 500

Benzeen-fractionator, reactor.

Nafta fractionering – 300

Fractioneringstoren, fornuis.

Isomerisatie

1100

Reactor, elektrisch fornuis.

Zwavelrecuperatie

800/900

Twee DEA absorptie kolommen, centrale regeneratie kolom, claus reactor.

Visbreaking

1000

Fornuis, reactor, hoofd fraktionator, gasolie stripper.

Gaseenheid

400

Fraktionatie, amine wash kolom.


Utility-eenheden Koelwatersysteem Stoomproductie

5300

Zuurwaterbehandeling Afvalwaterzuivering Fakkelsysteem

Twee zuurwaterstrippers, bezinkbekken, olieafscheider, buffertank, doorsijpelende biofilter, slib scheidings lagune, olie/water scheider. Raffinaderij

Dampherwinningseenheid Tankopslag terreinen raff.

AMINAL – AMINABEL

64


Figuur 4-5: Blokschema BRC

AMINAL – AMINABEL

65


4.2.5.

Nynas

De raffinaderij van Nynas heeft vooral de productie van bitumen tot doel. De raffinaderij heeft een atmosferische destillatie met pre-flash drum en een vacuumdestillatie. De nafta-, diesel- en gasoliefracties, die worden afgescheiden, worden aan andere raffinaderijen verkocht voor verdere upgrading. De vacuumresidus van verschillende produktiemodes worden eventueel geblazen, onderling gemengd of gemengd met polymeren tot bitumen met gewenste eigenschappen bekomen worden. Gezien vrijwel geen raffinaderijgas wordt geproduceerd, is geen zwavelrecuperatie-eenheid aanwezig.

AMINAL – AMINABEL

66


Tabel 4-7: Detailbeschrijving van de processen in Nynas. Proces

Eenheid



AD1

Atmosferische destillatie toren, preflash-drum, fornuis, zijstroom strippers, bodem stripper, warmtewisselaars.

Vacuum destillatie

T101

Vacuum toren, fornuis, bodem stripper, vacuum equipment.

Bitumenproductie

Oxidatie-eenheid (semi-blowing-eenheid)

Reactor, ontgasser, luchtcompressor, thermisch oliesysteem, condensaat afscheider, naverbrander.

Bitume-upgrading (Bitumen Specialty Products)

Twee mengtanks, thermisch oliesysteem, molen. Utility-eenheden

Uitsmelteenheid

Afgassen worden behandeld in een natte gaswasser. De behandelde grond wordt gekomposteerd op een betonnen vloer met inkuiping.

Koelwatersysteem Stoomproductie Afvalwaterzuivering

Olie-afscheiders, flotatie, beluchting, biofilter, slibafscheiding en slibopslag.

Dampherwinningseenheid Tankopslag terreinen raff.

AMINAL – AMINABEL

67


Figuur 4-6: Blokschema Nynas

AMINAL – AMINABEL

68

Hoofdstuk 5: Socio-economische doorlichting van de sector

5.

Socio-economische doorlichting van de sector

De socio-economische doorlichting van de ‘Vlaamse’ raffinagesector spitst zich in een eerste fase toe op:

§

Het belang van de raffinagesector voor de Vlaamse economie, uitgedrukt in kengetallen (omzet, werkgelegenheid, jaarlijkse investeringen, horizontale en verticale structuur van handelsrelaties,…)

§

De internationale verwevenheid en structuur (aangeven beslissingscentra,…)

§

De sterke en zwakke kanten van de raffinaderijen die in het Antwerpse gelokaliseerd zijn.

Hierbij werden diverse bronnen aangesproken: jaarverslagen, jaarrekeningen, sectorverslagen en vooruitzichten, rapporten van de federatie, vragenlijst en interviews met de raffinaderijen, enz… Deze brede doorlichting zal in tweede instantie dienen voor het inschatten van de economische haalbaarheid van de voorgestelde emissiereductiemaatregelen. Het einddoel is niet een definitieve uitspraak te doen over de al of niet economische haalbaarheid, maar wel de aanwezige en beschikbare elementen aan te dragen waarmee de overheid rekening dient te houden bij de verdere vormgeving van haar milieubeleid. De economische haalbaarheid wordt in hoofdstuk 9 geëvalueerd.

AMINAL – AMINABEL

69


5.1.

Omzet

Tabel 5-1: Omzet in de sector van de raffinaderijen in Vlaanderen (1997-2000). Omzet

(in duizend €)

1997

1998

1999

2000

163 387

164 849

184 433

188 449

n.b.

n.b.

2 723 086

5 196 493


320 303

313 387

318 568

400 522

Nynas NV (incl. verkoopskantoor)

134 210

102 653

124 765

205 330


251 067

15 989

12 296

22 261

SECTOR

868 966

596 878

3 363 147

6 013 054

Belgian Refining Corporation NV Esso BVBA (Petroleumdivisie)

Bron: jaarrekeningen.

BRC, FRA en Petroplus zijn ‘processing’-maatschappijen, wat wil zeggen dat ze geen eigenaar zijn van de grondstoffen (ruwe aardolie) en de eindproducten. Deze maatschappijen ontvangen een ‘processing-fee’ voor het raffineren. Petroplus is pas vanaf 1998 een ‘processing’-maatschappij (toen nog Universal Refining), wat de hoge omzet in 1997 t.o.v. 1998 verklaart. ESSO en NYNAS zijn geen processingmaatschappijen en zijn dus wel eigenaar van de grondstoffen en de eindproducten. Daardoor is de omzet (in verhouding tot de verwerkingscapaciteit) ook een veelvoud van die van de andere raffinaderijen. De omzet kan dus niet gebruikt worden om de raffinaderijen onderling te vergelijken. Deze kan wel gebruikt worden om de evolutie voor de sector weer te geven. Waarbij vooral de omzetstijging in 2000 t.o.v. 1999 (79%) opvalt. Dit is vooral het gevolg van stijgende marktprijzen36.

5.2.

Tewerkstelling

Tabel 5-2: Gemiddeld aantal werknemers in de sector van de raffinaderijen in Vlaanderen (19972000). Gemiddeld aantal werknemers (in voltijdse equivalenten) 37

SECTOR

1997

1998

1999

2000

1 964

1 961

1 947

1 928

Bron: jaarrekeningen en gesprekken met raffinaderijen.

36

Bron: Jaarverslag Esso BVBA en jaarverslag 2000 BPF.

37

Voor de Nynas en de Esso raffinaderij werden voor alle jaren het aantal werknemers op de raffinaderij (productie en onderhoud) van het jaar 2000 gebruikt die mondeling werden doorgegeven door beide raffinaderijen. Dit omdat de gegevens in de jaarrekeningen voor Nynas NV en Esso BVBA niet enkel raffinageactiviteiten bevatten maar respectievelijk ook verkoopsactiviteiten en petrochemische activiteiten.

AMINAL – AMINABEL

70


De directe tewerkstelling in de raffinagesector in Vlaanderen is vrij constant (zie Tabel 5-2). De industriële bedrijven in de haven van Antwerpen stellen bijna 30.000 arbeiders en bedienden te werk38. Ongeveer 7% daarvan is tewerkgesteld in de vijf raffinaderijen in Vlaanderen. Zowel FRA als Esso BVBA (incl. chemische devisie) behoorden in 1999 tot de 10 belangrijkste bedrijven qua tewerkstelling in de haven van Antwerpen.39 Wat betreft de directe externe tewerkstelling (uitgezonderd turn around en grote nieuwe projecten) werden niet van alle raffinaderijen cijfers ontvangen. De percentages directe externe tewerkstelling t.o.v. directe tewerkstelling variëren van 11 tot 50% wat het moeilijk maakt om een inschatting te maken voor de ganse sector. Voor inschatting van de indirecte tewerkstelling (contractors, vervoer, opslag, leveranciers chemicaliën, …) werd een vraag gesteld aan de verschillende raffinaderijen of de veronderstelling van Roland Berger & Partner (1997) die de indirecte tewerkstelling inschat als een factor vier t.o.v. de directe tewerkstelling een correcte inschatting is. De raffinaderijen konden akkoord gaan met deze factor vier als inschatting voor de indirecte tewerkstelling. Gebaseerd op deze inschatting zijn 7700 personen voor hun werkgelegenheid indirect afhankelijk van de raffinage-activiteit in Vlaanderen.

5.3.

Investeringen

Tabel 5-3: Investeringen in materiele en immateriele vaste activa in de sector van de raffinaderijen in Vlaanderen (1997-2000). Investeringen in materiele en immateriele vaste activa

(in duizend €)

1997

1998

1999

2000

Belgian Refining Corporation NV

3 055

10 491

32 016

7 780

Esso BVBA (Petroleum- en chemische divisie)

29 239

32 306

22 591

16 676


27 010

49 085

90 749

90 032

n.b.

4 793

3 800

7 532

194

3 772

12 614

13 909

59 499

100 447

157 971

135 929

Nynas NV (incl. verkoopskantoor) Petroplus Refining Antwerp NV SECTOR

40

Bron: jaarrekeningen.

De investeringen in de raffinagesector zijn sinds 1997 sterk gestegen. De investeringen in 2000 bedragen bijna 136 miljoen €, waarvan twee derde voor rekening van FRA.

38

Bron: www.portofantwerp.be

39

Bron: Nationale Bank van België (2001), Het economisch belang van de haven van Antwerpen, boekjaar 1999.

40

90 à 95% van de investeringen zijn toe te schrijven aan de raffinage-activiteiten (bron: boekhoudafdeling Nynas NV)

AMINAL – AMINABEL

71


Niet van alle raffinaderijen werd een overzicht verkregen van de milieu-investeringen voor de periode 1997-2000. Om toch een beeld te krijgen van de milieu-investeringen in de sector van de raffinaderijen voor de periode 1997-2000 werd met de verkregen gegevens een (gewogen gemiddeld) percentage milieu-investeringen t.o.v. totale investeringen berekend: dit bedraagt 9,5%.

5.4.

Toegevoegde waarde41

De toegevoegde waarde is het verschil tussen de productiewaarde en de intermediaire prijzen die betaald worden aan andere bedrijven die halfafgewerkte producten of grondstoffen leveren. De toegevoegde waarde meet de bijdrage van de onderneming tot de nationale welvaart. De toegevoegde waarde wordt berekend door optelling van de personeelskosten, de afschrijvingen, de voorzieningen en de waardeverminderingen, de financiële kosten, de belastingen en taksen en het resultaat van het boekjaar. Tabel 5-4: Toegevoegde waarde in de sector van de raffinaderijen in Vlaanderen (1997-2000). Toegevoegde waarde

(in duizend €)

1997

1998

1999

2000


148 679

151 836

166 915

178 066

Esso BVBA

416 833

442 404

343 887

563 207


235 123

233 966

240 392

269 924

Nynas NV

18 771

14 185

7 072

27 163


21 692

194

134

1 404

841 097

842 586

758 400

1 039 764

SECTOR Bron: jaarrekeningen.

De sector van de raffinaderijen was in 1999 de tweede belangrijkste sector op het gebied van toegevoegde waarde in de haven van Antwerpen. Zowel Esso BVBA, FRA als BRC behoorden in 1999 tot de 10 belangrijkste bedrijven qua toegevoegde waarde in de haven van Antwerpen. 42

5.5.

Leveranciersafhankelijkheid

Alle raffinaderijen verkrijgen hun ruwe aardolie via de eigen groep. Veelal wordt met vaste contracten gewerkt. Drie van de vijf raffinaderijen zijn processing-maatschappijen en werken dus op maakloon. Deze processingmaatschappijen zijn zeer afhankelijk van de huidige 41

De toegevoegde waarde wordt als volgt berekend: rubriek 62+617+630+631/4+635/7+640/8-649+70/64 (of -64/70)-740.

42

Bron: Nationale Bank van België (2001), Het economisch belang van de haven van Antwerpen, boekjaar 1999. In deze studie wordt als sector de petroleumindustrie genomen (waarbij ook andere bedrijven die met petroleum te maken hebben dan raffinaderijen worden meegenomen maar die relatief klein zijn in verhouding tot de raffinaderijen).

AMINAL – AMINABEL

72


leveranciers omdat zij over geen aankooporganisatie beschikken. Eén van de raffinaderijen die niet op maakloon werkt, geeft aan dat enkel binnen de groep ruwe aardolie kan aangekocht worden.

5.6.

Klantafhankelijkheid

De drie processing-maatschappijen zijn geen eigenaar van de afgewerkte producten; de afgewerkte producten worden dus niet door de raffinaderij zelf verkocht. De processingmaatschappijen beschikken dus niet over een eigen verkooporganisatie. Indien het maaklooncontract zou wegvallen moeten de raffinaderijen zelf een verkooporganisatie oprichten om de afgewerkte producten te verkopen. De twee niet processing-raffinaderijen geven aan dat zowel binnen als buiten de eigen groep verkocht kan worden.

5.7.

Concurrentie

Door de raffinaderijen wordt aangegeven dat de concurrentie zich hoofdzakelijk binnen Europa bevindt. Voor bepaalde producten (zoals naftenisch olie) is er ook concurrentie buiten Europa. Voor de meeste ander producten (benzine, diesel, …) is er concurrentie mogelijk indien de raffinagemarges tussen de verschillende regio’s veel verschillen43 waardoor het interessant kan zijn om afgewerkte producten naar andere regio’s te verschepen. Maar deze situatie is eerder uitzonderlijk.

5.8.

Financiële situatie

Voor de berekening van de verschillende financiële ratio’s werd gebruik gemaakt van de jaarrekeningen van de raffinaderijen. De jaarrekening van Esso BVBA omvat zowel de petroleum- als de chemische divisie, de jaarrekening van Nynas NV omvat eveneens het verkoopskantoor in Zaventem. Ratio’s worden berekend om de liquiditeit, de solvabiliteit en de rentabiliteit van de sector van de raffinaderijen in Vlaanderen in te schatten. Er wordt telkens een gemiddelde ratio (= som van de ratio’s van de vijf raffinaderijen gedeeld door vijf) en een gewogen gemiddelde ratio (= som van de vijf tellers van de ratio van de raffinaderijen gedeeld door de som van de vijf noemers van de ratio van raffinaderijen) berekend.

43

Indien het verschil in raffinagemarge tussen de regio’s groot genoeg is om de transportkosten te dekken en toch nog voldoende winst over te houden.

AMINAL – AMINABEL

73


5.8.1.

Liquiditeit

Als liquiditeitsmaat wordt de current ratio gebruikt. Current ratio

=

Beperkte vlottende activa44 ¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾ Vreemd vermogen op korte termijn45

De current ratio geeft weer of een bedrijf kan voldoen aan zijn korte termijn verplichtingen, wat van levensbelang is voor een onderneming. Een current ratio die kleiner is dan één wijst op een krappe liquiditeitssituatie. Wanneer de ratio groter is dan 1,546 kan men spreken van een goede liquiditeitssituatie. Tabel 5-5: Current ratio voor de sector van de raffinaderijen in Vlaanderen (1997-2000). Current ratio 1997

1998

1999

2000

Gemiddelde

0,88

0,97

0,77

0,71

Gewogen gemiddelde

1,11

1,34

1,20

0,74

Er werd een gemiddelde en gewogen gemiddelde current ratio berekend voor de vijf raffinaderijen in Vlaanderen. Uit de berekening van het gemiddelde blijkt dat een aantal raffinaderijen een relatief beperkte liquiditeit hebben. De berekening van het gewogen gemiddelde geeft hogere ratio’s, waaruit kan besloten worden dat de grotere raffinaderijen een betere liquiditeit hebben. Voor het jaar 2000 is de gewogen gemiddelde ratio een stuk lager dan de andere jaren omdat een groot deel lange termijnschulden in 2001 moeten terugbetaald worden (= schulden op lange termijn die binnen het jaar vervallen). 5.8.2.

Solvabiliteit

Als maat voor de solvabiliteit wordt de volgende verhouding gebruikt: Eigen vermogen * 100 ¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾ Totaal vermogen Algemeen wordt aangenomen dat het eigen vermogen van een onderneming minimaal 30% moet bedragen van het totaal vermogen. Indien dit percentage lager is dan 30% is het risico voor de schuldeisers veel te hoog.

44

Beperkte vlottende activa = voorraden en bestellingen in uitvoering, vorderingen op ten hoogste één jaar, geldbeleggingen, liquide middelen en overlopende rekeningen.

45

Vreemd vermogen op korte termijn = schulden op ten hoogste één jaar en overlopende rekeningen.

46

Hier wordt 1,5 als grens genomen omdat voorraden niet altijd even gemakkelijk liquide kunnen gemaakt worden.

AMINAL – AMINABEL

74


Tabel 5-6: Solvabiliteitsratio voor de sector van de raffinaderijen in Vlaanderen (1997-2000). Eigen vermogen/Totaal vermogen (%) 1997

1998

1999

2000

Gemiddelde

20,90

14,62

-3,87

6,68

Gewogen gemiddelde

18,82

19,40

16,13

13,60

De gemiddelde en gewogen gemiddelde solvabiliteitsratio is voor alle jaren duidelijk lager dan 30%. Deze ratio moeten binnen de sector van de raffinaderijen voorzichtig geïnterpreteerd worden. Een aantal raffinaderijen hebben immers leningen lopen bij hun moedermaatschappijen. Deze leningen komen op de balans bij de raffinaderijen als schulden voor, maar dat is wel een schuld aan de moedermaatschappij (interne schuldeiser). 5.8.3.

Rentabiliteit

Als maat voor de rentabiliteit werd gekozen voor een ratio t.o.v. het totaal vermogen. Er werd niet geopteerd voor een rentabiliteitsratio t.o.v. de omzet (winstmarge) omdat drie van de vijf raffinaderijen ‘processing’-maatschappijen zijn wat de omzet tussen de vijf raffinaderijen niet vergelijkbaar maakt (cf. supra). Rentabiliteit is het vermogen van ondernemingen om het geïnvesteerde vermogen winstgevend in te zetten. Een positief bedrijfsresultaat is onontbeerlijk voor de continuïteit van een bedrijf. Er werd voor volgende ratio geopteerd: Bedrijfsresultaat * 100 ¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾ Totaal vermogen Het bedrijfsresultaat is het resultaat exclusief financieel resultaat47, exclusief uitzonderlijk resultaat en exclusief belastingen. Tabel 5-7: Rentabiliteitsratio voor de sector van de raffinaderijen in Vlaanderen (1997-2000). Bedrijfsresultaat/Totaal vermogen (%) 1997

1998

1999

2000

Gemiddelde

16,23

-2,00

-7,82

7,22

Gewogen gemiddelde

6,74

10,91

5,77

12,29

De gemiddelde rentabiliteitsratio is zowel voor 1998 als 1999 negatief. De gewogen gemiddelde ratio is in 1998 en 1999 echter duidelijk positief. Dit wijst er op dat er één of 47

Geen invloed op de rentabiliteit door de wijze van financiering.

AMINAL – AMINABEL

75


meerdere bedrijven een negatief bedrijfsresultaat hebben maar dat de grootste raffinaderijen toch een positief bedrijfsresultaat hebben. De gewogen gemiddelde ratio in 2000 is met 12,29% duidelijk hoger dan de andere jaren. Dit is grotendeels te verklaren door de snellere stijging van de prijzen van de petroleumproducten in vergelijking met die van ruwe aardolie.48

5.9. 5.9.1.

Internationale dimensie Algemene situatie

In opdracht van de Europese Commissie heeft het studiebureau Roland Berger & Partner een studie49 uitgevoerd die de redenen aangeeft voor de lage rentabiliteit van de Europese raffinage-industrie. Gezien het feit dat olie een zeer belangrijke energiebron is in Europa, is de levensvatbaarheid van de raffinage-industrie van strategisch belang voor de competitiviteit van de totale Europese industrie en voor het verschaffen van concurrentiele prijzen aan de consumenten. Dit zijn de conclusies van de studie (in 1997):

§

“Zelfs in het meest gunstige scenario zal de Europese raffinagecapaciteit in de komende tien jaar bijna zeker de vraag overstijgen. Opportuniteiten door internationale handel zullen slechts een beperkte impact hebben op de Europese overcapaciteit.”

§

“Er is een surplus aan raffinagecapaciteit van 70 tot 100 miljoen ton per jaar (= een equivalent van 9 tot 13 raffinaderijen) in de Europese Unie.”

§

“De geschatte ‘return on capital employed’ na belastingen in de Europese raffinageindustrie is gemiddeld 4%. Dit is te laag voor de levensvatbaarheid van de industrie op lange termijn.”

§

“De bruto raffinagemarge in Noordwest Europa bedraagt gemiddeld 1,75 ECU per barrel voor de periode 1991-1996. 2,85 à 3,25 ECU per barrel is echter nodig voor een financieel gezonde industrie.”

§

“Overinvesteringen in ‘Catalytic Cracking’, gecombineerd met een stijgende dieselvraag ten koste van de benzinevraag heeft verder de productbalansen en raffinagemarges vertekend.”

§

“De kost van het sluiten van een raffinaderij is hoog en ontmoedigt het normaal economisch proces voor de correctie op overcapaciteit en lage rentabiliteit.”

§

“Een blijvende lage rentabiliteit in de lange termijn zal leiden tot investeringen in andere regio’s en andere sectoren. Een aantal raffinaderijen zal sluiten, maar dat zal niet

48

Bron: Jaarverslag 2000, Belgische Petroleumfederatie.

49

Roland Berger & Partner (1997) Study on oil refining in the European Community, prepared for European Commission, DG XVII/B2. London.

AMINAL – AMINABEL

76


voldoende zijn om de winstmarges significant te wijzigen. Tenslotte zal er zich een vicieuze cirkel ontwikkelen waarbij de Europese raffinagesector niet meer competitief zal zijn op de globale oliemarkt.”

§

“Het uitstellen van de nodige acties om de structurele problemen op te lossen, zal waarschijnlijk leiden tot meer pijnlijke herstructurering op een later tijdstip.”

§

“Het moeten produceren van brandstoffen met strengere specificaties om te voldoen aan de aspiraties van de Europese Unie zal een zeer grote last op het vlak van investeringen met zich meebrengen met weinig of geen opbrengst.”

§

“De raffinage-industrie is heel kapitaalintensief. De impact op de tewerkstelling in de Europese Unie, dat gedaald is gedurende de laatste jaren, is relatief klein en is al sedert vele jaren aan het dalen.”

De forse verzwakking van de conjunctuur in de VS en in Japan, die zich al in het voorjaar 2001 manifesteerde, zette zich in de tweede helft van het jaar door, mede door de aanslagen in New York. De activiteitsontwikkeling werd daardoor ook fors aangetast. Per saldo groeide de wereldeconomie in 2001 allicht slechts met 2,3%. Volgens het IMF is er dan sprake van een wereldrecessie. Door deze negatieve conjunctuur zullen bovenstaande conclusies, getrokken in 1997, weinig of niet wijzigen.

Volgende oplossingen werden voorgesteld in de studie waarbij vooral de nadruk werd gelegd op oplossingen die door de olieraffinaderijen zelf moeten genomen worden (in 1997):

§

“Een significante herstructurering van de Europese raffinage-industrie om de structurele overcapaciteit weg te werken. De nodige acties moeten van de industrie zelf komen.”

§

“De invoering van belastingdifferentiatie om de wijziging naar meer milieuvriendelijke brandstoffen aan te moedigen.”

§

“Een fonds gefinancierd door de industrie voor sluitingen.”

§

“Rechtzetting van verschillen tussen de verschillende lidstaten betreffende brandstofspecificaties en belastingen, en betreffende herstelnormen voor sluitingen.”

§

“Een stijgende transparantie in het rapporteren en verantwoorden van de resultaten van de raffinage-industrie in Europa.”

Deze conclusies dienen gezien te worden vanuit één perspectief, namelijk “Hoe de sector rendabeler maken?”. Dit is een macro-economisch perspectief en is daarom niet altijd gelijk aan het standpunt van de raffinaderijen. Niettemin, duidt de studie duidelijk enkele knelpunten aan die in de komende jaren tot een verschuiving van de productcapaciteit in Europa kunnen leiden. De conclusies in deze studie zijn echter te vaag om ze concreet toe te passen op lidstaatniveau.

AMINAL – AMINABEL

77


De Belgische Petroleumfederatie (BPF) merkt in zijn jaarverslag 2000 op, dat “…op wereldvlak, rekening houdend met de weinig inzetbare of heel specifieke restcapaciteiten, de totale raffinage capaciteit steeds minder een overschot lijkt te vertonen. Algemeen gezien is de benuttingsgraad van de raffinaderijen sterk gestegen. De fusies en overnames die verschillende wereldwijde groepen hebben gekenmerkt, hebben eveens een rol gespeeld in de rationalisatie van de raffinage-installaties.” In zijn jaarverslag 2000 merkt de BPF eveneens op dat de “gebruiksgraad van de raffinaderijen in Vlaanderen de laatste jaren hoog is en 88% bedraagt sinds 2 jaar”.

5.9.2.

Evolutie bruto raffinagemarge in Europa

De evolutie van de bruto raffinagemarge geeft een goed beeld weer van de evolutie van de winstgevendheid van de raffinage-activiteit. De bruto raffinagemarge wordt bepaald als de winst of verlies door de verwerking van een extra ‘barrel of crude oil’ (IEA, 2000). De bruto raffinagemarge wordt grotendeels bepaald door het verschil tussen de marktprijs van ruwe aardolie en de marktprijs van afgewerkte producten. Voor de berekening van de bruto raffinagemarge wordt enkel rekening gehouden met de kost van eigen stook en verliezen (+ eventuele volumewinst door de conversie-eenheden). Bij de berekening van de netto raffinagemarge worden de kaskosten en overheadkosten in rekening genomen (Roland Berger & Partner, 1997). Voor noordwest Europa wordt de Brent Rotterdam raffinagemarge het meest gebruikt. Er is een raffinage marge voor het type raffinaderij ‘hydroskimming’ (Petroplus) en voor het type raffinaderij ‘cracking’ (Esso, FRA). BRC zit ergens tussen beide types terwijl voor Nynas deze raffinagemarges helemaal niet gelden omdat zij hoofdzakelijk bitumen produceren (bitumen zijn niet opgenomen bij de berekening van de bruto raffinagemarge). Figuur 5-1 geeft de evolutie weer van de bruto raffinagemarges (Brent) voor zowel ‘hydroskimming’ als ‘cracking’ voor de periode 1990-2000. Beide marges vertonen een gelijkaardig verloop. Sedert 1990 kennen beide marges een overwegend dalend verloop met een serieuze duik in 1999 waarbij de’ hydroskimming’ marge zelfs negatief was. De prijzen van de ruwe aardolie waren in 1999 veel sneller gestegen dan het gemiddelde van de prijzen van de producten. Het jaar 2000 werd gekenmerkt door het omgekeerde verschijnsel.

AMINAL – AMINABEL

78


Figuur 5-1: Evolutie bruto raffinagemarges in Noord-West Europa.

Evolutie bruto raffinagemarges (1990-2000) NW Europe Brent (Hydroskimming) NW Europe Brent (Cracking)

4

3

Bruto raffinagemarge ($/bbl)

2

1

0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 -1 Bron: International Energy Agency (2001), Oil Market Report.

Er werd eveneens nagegaan of de evolutie van de bruto raffinagemarge een goede indicator is voor evolutie van de rentabiliteit van de raffinaderijen in Vlaanderen (vergelijking bruto raffinagemarge met rentabilteitsratio (bedrijfsresultaat/totaal vermogen)). Voor de nietprocessingmaatschappijen evolueert de rentabilteitsratio goed mee met de bruto raffinagemarge50. Voor de raffinaderijen die op maakloon werken is er weinig of geen verband tussen de rentabiliteitsratio en de bruto raffinagemarge. 5.9.3. 5.9.3.1.

Internationale verwevenheid Esso – Petroleumdivisie

De petroleumdivisie en de chemische divisie vormen samen Esso BVBA. Esso BVBA is 100% dochter van Exxon Mobil Corporation met hoofdzetel in Texas (Verenigde Staten). De Exxon Mobil groep heeft zowel ‘upstream’51 en ‘downstream’52 activiteiten als chemische activiteiten. De Exxon Mobil groep heeft wereldwijd meer dan 40 raffinaderijen. De Esso 50

Er werden correlaties berekend voor de periode 1997-2000, als er abstractie gemaakt wordt van jaren waar er relatief grote aanpassingen gebeurden aan het totaal vermogen dan werden correlaties bekomen van meer dan 90%.

51

Het zoeken naar en winnen van olie- en gasvoorraden aan land en op zee.

52

Productie en marketing.

AMINAL – AMINABEL

79


raffinaderij in Antwerpen is na de raffinaderij in Fawley (Groot-Brittanië) de grootste raffinaderij in Europa binnen de Exxon Mobil groep. (Bron: Exxon Mobil, Financial and Operating Review 2000) 5.9.3.2.

Fina Raffinaderij Antwerpen

Fina Raffinaderij Antwerpen is 100% dochter van de TotalFinaElf-groep met hoofdzetel in Parijs (Frankrijk). Net als de Exxon Mobil groep heeft de TotalFinaElf-groep zowel ‘upstream’ en ‘downstream’ activiteiten als chemische activiteiten. De TotalFinaElf-groep is 100% eigenaar van Fina Raffinaderij Antwerpen. Op het gebied van raffinage-capaciteit is TotalFinaElf, met 16% van de totale capaciteit, de marktleider in Europa. Fina Raffinaderij Antwerpen is samen met de raffinaderij in Normandië de grootste raffinaderij binnen de TotalFinaElf-groep. (Bron: TotalFinaElf, Annual Report 2000) 5.9.3.3.


Petroplus Refining Antwerp NV is 100% dochter van Petroplus International NV met hoofdzetel in Amsterdam. Petroplus International NV is een midstream-oliemaatschappij53 die zich concentreert op niches in de Europese energiemarkt. De kernactiviteiten zijn olie (raffinage en marketing) en logistiek. Het bedrijf biedt werk aan ruim 1100 medewerkers wereldwijd. Petroplus International NV bezit drie raffinaderijen in Europa, Petroplus Refining Antwerp maakt ongeveer 26% van de totale capaciteit uit. (Bron: www.petroplus.nl) 5.9.3.4.


National Petroleum Limited (Bermuda) is eigenaar van Belgian Refining Corporation NV. (Bron: jaarrekening 2000, Belgian Refining Corporation NV) 5.9.3.5.

Nynas NV

Nynas NV maakt deel uit van de Zweedse groep AB Nynäs Petroleum. AB Nynäs Petroleum is fifty-fifty in het bezit van de Venezuolaanse nationale oliegroep, Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) en het Finse petroleum- en chemiebedrijf Fortum (Neste). In tegenstelling tot “traditionele” aardoliemaatschappijen, die een ruim gamma olieproducten aanbieden, legt Nynas NV zich uitsluitend toe op bitumen. Nynas beschikt over 5 bitumenraffinaderijen in Europa, waarvan twee in Zweden (Nynäshamn en Göteborg), 2 in het Verenigd Koninkrijk (Dundee en Eastham) en de raffinaderij in Antwerpen. De Antwerpse bitumenraffinaderij neemt 25% van de totale bitumenproductie van de Nynas-groep voor zijn rekening. (Bron: www.nynas.com)

53

De term "midstream" wordt gebruikt voor dat gedeelte van de olieketen, gericht op raffinage van ruwe olie, opslag en groothandelsactiviteiten van olieproducten.

AMINAL – AMINABEL

80


5.10.

Besluiten

§

De sector van de petroleumraffinage is voor Vlaanderen en de haven van Antwerpen een belangrijke sector op socio-economisch vlak. Ongeveer 1900 werknemers zijn direct tewerkgesteld in de vijf raffinaderijen, in 2000 werd er voor 136 miljoen € geïnvesteerd en drie van de vijf raffinaderijen behoorden in 1999 tot de 10 belangrijkste bedrijven qua toegevoegde waarde in de haven van Antwerpen.

§

De financiële situatie van de Vlaamse raffinaderijen is volgens de berekende ratio’s zowel op korte (liquiditeit) als lange termijn (solvabiliteit) matig. Het weerstandsvermogen van de raffinaderijen moet echter bekeken worden in een breder perspectief. Er moet ook rekening gehouden worden met het weerstandsvermogen van de totale groep waartoe de raffinaderijen behoren.

§

De processing-raffinaderijen zijn op het vlak van levering van ruwe aardolie en afzet van afgewerkte producten volledig afhankelijk van de groep waartoe ze behoren (geen aankoop- en verkooporganisatie). De niet-processing-maatschappijen verkrijgen eveneens hun ruwe aardolie via de groep, de afgewerkte producten kunnen zowel binnen als buiten de groep verkocht worden.

§

De concurrentie situeert zich vooral op Europees vlak. De concurrentie met de Verenigde Staten en het Midden-Oosten is beperkt door de transportkosten voor het vervoer van afgewerkte producten.

§

De winstgevendheid van de Vlaamse raffinaderijen wordt in grote mate bepaald door de bruto raffinagemarge. De rendabiliteit is dus afhankelijk van de hoogte van de prijs van ruwe aardolie en de prijs van afgewerkte producten. Zowel ruwe aardolie als afgewerkte petroleumproducten worden verhandeld op wereldmarkten waar dus ook de prijs bepaald wordt. Een belangrijke strategie voor de raffinaderijen om meer winst te boeken, onafhankelijk van de evolutie van de prijzen, is het drukken van de productiekosten. Roland Berger & Partner (1997) stelt dat de huidige bruto raffinagemarges in Europa te laag zijn voor een financieel gezonde industrie. De bruto raffinagemarges evolueren sedert 1990 in dalende lijn met een dieptepunt in 1999 en een heropflakkering in 2000, wat zich ook vertaalde in respectievelijk zeer slechte en zeer goede winstcijfers voor de Vlaamse raffinaderijen.

§

De studie van Roland Berger & Partner in 1997 concludeerde dat de situatie van de raffinaderijen in een Europees perspectief verontrustend is (overcapaciteit en sluiting minder rendabele raffinaderijen). Voor de Vlaamse raffinaderijen werd door de BPF vastgesteld dat voor de recente jaren de gebruiksgraad van de hoog is.

§

De centrale ligging in Europa, de toegankelijkheid voor grote tankers en de aanwezigheid van de RAPL (Rotterdam Antwerp Pipeline) zorgen er voor dat de Antwerpse haven zeer strategisch gelegen is voor de Vlaamse raffinaderijen.

AMINAL – AMINABEL

81

Hoofdstuk 6: Emissie-inventarisatie

6.

Emissie-inventarisatie

6.1.

Algemene beschrijving vrijkomende emissies per proces

6.1.1.

Fornuizen en boilers

Het raffineren van ruwe aardolie is een energie-intensief gebeuren. In vrijwel alle processtappen dient, ondanks de hoge mate van energie-integratie (uitwisseling van warmte tussen de op te warmen en te koelen stromen in een proces) de voeding te worden opgewarmd door middel van fornuizen. Daarnaast bestaat in iedere raffinaderij een netto behoefte aan stoom. Deze stoom wordt centraal opgewekt in boilers en daarna via het stoomnet over de verschillende processen verdeeld. De laatste jaren wordt meer en meer gebruik gemaakt van cogeneratie voor de stoomproductie, waardoor eveneens een aanzienlijke hoeveelheid elektriciteit kan worden geproduceerd. Voor de energieproductie in fornuizen en boilers wordt gebruik gemaakt van zowel vloeibare als gasvormige brandstoffen. In de meeste gevallen wordt (zware) fuel olie als vloeibare brandstof gebruikt. Raffinaderijgas, een restgasstroom bestaande uit H2 en lichte koolwaterstoffen afkomstig van verschillende processen, vormt de hoofdmoot van de gasvormige brandstoffen. Bij tekort aan raffinaderijgas kan ook aardgas (afkomstig van het net) als gasvormige brandstof worden gebruikt. In Tabel 6-1 wordt een overzicht gegeven van het aantal fornuizen in de Vlaamse raffinaderijen, opgesplitst naar nominaal thermisch vermogen (MWth) en gebruikte brandstof (vloeibaar, gasvormig of gemengd). Voor de opdeling naar nominaal thermisch vermogen wordt een onderscheid gemaakt conform de indeling die in VLAREM, Titel II wordt gehanteerd (kleine, middelgrote en grote stookinstallaties). Binnen de raffinaderijen komen alleen middelgrote en grote stookinstallaties voor. In deze tabel worden de boilers en de fornuizen van de thermische kraker bij de Fina Raffinaderij Antwerpen afzonderlijk opgenomen. De fornuizen en boilers zijn bronnen van volgende polluenten:

§

SO2: de SO2 uitstoot wordt enkel bepaald door het zwavelgehalte in de gebruikte brandstoffen. Vloeibare brandstoffen zijn over het algemeen zwavelrijker dan gasvormige.

§

NOx: de NOx uitstoot wordt in hoofdzaak bepaald door de temperatuur in de brandervlam (thermische NOx) en in mindere mate door nog aanwezige stikstofhoudende componenten in de (vloeibare) brandstof.

§

Stof: de uitstoot van stof wordt bepaald door het asgehalte van de vloeibare brandstof en in mindere mate door de kwaliteit van de verbranding.

§

Metalen: de uitstoot van metalen (Ni en V) is voornamelijk een gevolg van het gebruik van vloeibare brandstoffen die nog sporen Ni en V bevatten.

AMINAL – AMINABEL

83


§

VOS: de uitstoot van VOS wordt bepaald door de volledigheid (kwaliteit) van de verbranding.

§

PAK's: de uitstoot van PAK's wordt bepaald door de kwaliteit van de verbranding.

§

Dioxines: de uitstoot van dioxines wordt bepaald door de kwaliteit van de verbranding, de verblijftijd van de rookgassen in het temperatuurstraject 250400°C, de aanwezigheid van chloor of chloride in de rookgassen en de aanwezigheid van katalytisch actieve elementen (Cu) in de rookgassen.

§

CO: de uitstoot van CO wordt bepaald door de kwaliteit van de verbranding en is een gevolg van onvolledige verbranding. CO dient niet in deze studie te worden opgenomen maar wordt voor de volledigheid wel vermeld als polluent.

De voornaamste polluenten zijn NOx (bij gebruik van zowel vloeibare als gasvormige brandstoffen) en SO2 en stof (voornamelijk bij gebruik van vloeibare brandstoffen). VOS, PAK's en dioxines worden enkel uitgestoten indien de kwaliteit van de verbranding onvoldoende is. Deze polluenten worden meestal zelfs niet meegenomen bij emissiemetingen.

Tabel 6-1: Fornuizen en boilers in Vlaamse raffinaderijen: overzicht. Aantal eenheden

Totaal thermisch vermogen (MW)

Fornuizen > 50 MW

Gasgestookt: 4

416,7

Gemengd gestookt: 6

683,5

Gasgestookt: 25

404,1

10 met low NOx branders

Gemengd gestookt: 25

474,0


Olie gestookt: 2

53,9


Ketels > 50 MW

Gemengd gestookt: 5

399,5

Ketels < 50 MW

Gasgestookt: 4

153,2

Fornuizen < 50 MW


Gemengd gestookt: 1

3,9

Olie gestookt: 2

20,3

Cogeneratie > 50 MW

Gasgestookt: 4

520,1

Fornuizen NC3 < 50 MW

Gasgestookt: 9

355,0


Fornuizen NC3 > 50 MW

Gasgestookt: 1

69,0


Ketels NC3 > 50 MW

Gasgestookt: 2

150,0


AMINAL – AMINABEL

84


6.1.2.

Zwavelrecuperatie-eenheid

Om de uitstoot van SO2 als gevolg van het verbranden van raffinaderijgas in fornuizen en boilers te beperken, wordt het raffinaderijgas vooraf ontzwaveld. Het raffinaderijgas wordt in belangrijke mate geproduceerd door verschillende ontzwavelingseenheden en bevat als gevolg hiervan belangrijke hoeveelheden H2S. Dit H2S wordt uit het raffinaderijgas geëxtraheerd en omgezet tot elementaire zwavel in de zwavelrecuperatie-eenheid (SRU of Claus-eenheid). Het rendement van deze omzetting tot elementaire zwavel is nooit 100% en hangt ondermeer af van de belasting van de eenheid, het aantal katalysatorbedden en het feit of al dan niet een nabehandeling is nageschakeld (SCOT, SuperClaus, ...). Gezien nooit een rendement van 100% wordt gehaald, is aan de uitlaat van de zwavelrecuperatie-eenheid nog steeds een hoeveelheid H2S in de afgassen aanwezig. Dit wordt in een naverbrander omgezet tot SO2 dat, samen met het SO2 dat reeds in de afgassen van de zwavelrecuperatieeenheid aanwezig is, in de atmosfeer wordt geloosd. In deze naverbrander wordt steeds een kleine hoeveelheid gasvormige brandstof (raffinaderijgas) bijgestookt. In vier van de vijf Vlaamse raffinaderijen is een zwavelrecuperatie-eenheid aanwezig. Twee van deze eenheden zijn uitgerust met een restgasbehandeling. Een eenheid haalt een rendement van 99,9%, een eenheid een rendement van 99% en de twee overige eenheden een rendement van 97,5%. 6.1.3.

Regenerator katalytische kraker (FCC)

In de regenerator van de katalytische kraker worden de cokes (koolstofachtige residu's), die tijdens de krakingsreactie op de katalysator werden afgezet, met lucht afgebrand. Een regenerator kan werken met volledige verbranding (full combustion mode), waarbij de cokes in één stap worden omgezet tot CO2. Een andere mogelijkheid is te werken met partiële verbranding (partial combustion mode), waarbij de cokes worden omgezet tot CO waarna de CO in een naverbrander verder wordt geoxideerd tot CO2. In de naverbrander kan eventueel raffinaderijgas worden bijgestookt. De regenerator van de katalytische kraker is een bron van volgende polluenten:

§

SO2: De voeding van de katalytische kraker bevat in meer of mindere mate zwavelhoudende componenten, afhankelijk van het type ruwe aardolie dat wordt verwerkt en van het feit of de voeding al dan niet ontzwaveld wordt. Dit heeft voor gevolg dat zwavel in de koolstofachtige residu's wordt ingebouwd en bij het afbranden als SO2 wordt vrijgesteld.

§

NOx: De voeding van de katalytische kraker bevat in meer of mindere mate stikstofhoudende componenten, afhankelijk van het type ruwe aardolie dat wordt verwerkt en van het feit of de voeding al dan niet voorbehandeld wordt. Dit heeft voor gevolg dat stikstof in de koolstofachtige residu's wordt ingebouwd, die bij het afbranden gedeeltelijk als NOx kan worden vrijgesteld. Daarnaast wordt nog in mindere mate thermische NOx gevormd uit de stikstof in de verbrandingslucht. Een regenerator met partiële verbranding levert een lagere NOx-uitstoot omdat het CO fungeert als reductans waardoor de NOx wordt omgezet tot N2.

AMINAL – AMINABEL

85


§

Stof: Door het heen en weer circuleren van de katalysator tussen de reactor en de regenerator ontstaan fijne katalysatordeeltjes die doorheen de afgasreiniging (meestal cyclonen) kunnen worden meegesleurd.

§

Metalen: Ni en V, die zich in de voeding van de katalytische kraker bevinden, worden gedeeltelijk in de cokes ingebouwd en gedeeltelijk door de katalysator zelf gebonden. Bij het afbranden van de cokes worden Ni en V vrijgesteld, terwijl de emissie van katalysatorstof eveneens tot de emissie van Ni en V aanleiding geeft.

§

PAK's: Door het feit dat koolstofachtige residu's worden afgebrand kan de vorming van sporen PAK's niet worden uitgesloten.

§

CO: Als gevolg van onvolledige verbranding bij een regenerator met volledige verbranding of van een minder goed werkende CO-boiler bij een regenerator met partiële verbranding kan CO worden geëmitteerd. CO dient niet in deze studie te worden opgenomen maar wordt voor de volledigheid wel vermeld als polluent.

In de Vlaamse raffinaderijen zijn 3 katalytische krakers in werking. Een werkt op een diep ontzwavelde voeding terwijl de twee andere op een gedeeltelijk ontzwavelde voeding werken. Bij twee katalytische krakers gebeurt de regeneratie door middel van partiële verbranding met nageschakelde CO-boiler, terwijl voor de derde eenheid de regenerator in full combustion mode wordt bedreven. 6.1.4.

Regenerator katalytische reformer

Tijdens de katalytische reforming worden koolstofachtige residu's op de katalysator afgezet, die op regelmatige tijdstippen door afbranden dienen verwijderd te worden. Hiervoor bestaan twee mogelijkheden. Ofwel beweegt de katalysator langzaam doorheen de reactoren van de reformer en wordt daarna naar een regeneratie gestuurd (continue regeneratie). Ofwel worden de reactoren op regelmatige tijdstippen uit dienst genomen om de katalysator te regenereren. Deze regeneratie verloopt in verschillende stappen: afbranden, nabranden en uiteindelijk herchloreren. De regeneratie van de katalysator is een bron van volgende polluenten:

§

Dioxines: De katalysator wordt door chloreren in de actieve toestand gebracht. Aan de naftavoeding worden steeds sporen gechloreerde koolwaterstoffen toegevoegd om de katalysator in zijn actieve toestand te houden. Daarom kan de aanwezigheid van chloor in de koolstofachtige residu's niet worden uitgesloten en kan het afbranden ervan tot dioxinevorming aanleiding geven.

§

PAK: Door het feit dat koolstofachtige residu's worden afgebrand kan de vorming van sporen PAK's niet worden uitgesloten.

§

VOS: Tijdens het afbranden kunnen aan de katalysator geadsorbeerde koolwaterstoffen worden gestript en als VOS worden geëmitteerd.

AMINAL – AMINABEL

86


§

SO2: De katalysator adsorbeert sterk zwavelhoudende componenten. Ondanks het feit dat de naftavoeding altijd wordt ontzwaveld, blijven steeds sporen zwavelhoudende componenten in deze voeding achter, die aan dat katalysator worden geadsorbeerd. Bij het afbranden van de koolstofachtige residu's van het katalysatoroppervlak worden deze zwavelhoudende componenten mee geoxideerd waardoor SO2 ontstaat.

§

NOx: Tijdens het afbranden kan thermische NOx ontstaan uit de stikstof van de verbrandingslucht.

§

Stof: Tijdens het afbranden worden beperkte hoeveelheden stof gegenereerd.

De vrachten afkomstig van het regenereren van de katalysator van de katalytische reforming zijn voor alle polluenten laag. Enkel voor die polluenten waarvoor de jaarlijkse vracht afkomstig van de raffinaderijen beperkt is (dioxines en PAK), is de bijdrage van de regeneratie van de katalysator van de katalytische reformer tot de totale uitstoot van de raffinagesector significant. Vier van de vijf Vlaamse raffinaderijen beschikken over een katalytische reformer. In een geval wordt gebruik gemaakt van een systeem van continue regeneratie, terwijl voor de drie andere eenheden de reactoren op regelmatige tijdstippen voor regeneratie uit dienst worden genomen. 6.1.5.

Blazen van bitumen

In sommige gevallen dient het vacuumresidu (bitumen) van de vacuumdestillatie nog verder behandeld te worden om het meer geschikte eigenschappen (hogere hardheid, hoger verwekingspunt) voor bepaalde toepassingen te bezorgen. De bitumen worden tot 200250°C voorverwarmd en in een reactor gepompt waarna er lucht wordt doorheen geblazen. Een gedeelte van de bitumen oxideert en de temperatuur in de reactor loopt als gevolg van deze oxidatie op tot 300°C. Bij deze hoge temperatuur doen zich polymerisatie-reacties in de bitumenmassa voor waardoor de struktuur van het eindprodukt significant wordt gewijzigd en het als gevolg van deze struktuurwijziging de gewenste eigenschappen bekomt. De afgassen van de reactor, waarin de bitumen worden geblazen, worden in een naverbrander met energierecuperatie verbrand. In deze naverbrander wordt soms een kleine hoeveelheid raffinaderijgas bijgestookt. Het blazen van bitumen is een bron van volgende polluenten: ·

SO2: Bij oxidatie van zwavelhoudende componenten in de bitumen wordt SO2 vrijgesteld.

·

NOx: Bij oxidatie van stikstofhoudende componenten in de bitumen wordt NOx gevormd (brandstof NOx). In de naverbrander kan ook thermische NOx worden gevormd.

·

Stof: Onvolledige verbranding in de naverbrander van eventueel meegesleurde bitumendruppels kan tot emissie van stof aanleiding geven.

AMINAL – AMINABEL

87


·

6.1.6.

CO: Onvolledige verbranding van koolwaterstoffen in de naverbrander kan tot CO emissie aanleiding geven. CO dient niet in deze studie te worden opgenomen maar wordt voor de volledigheid wel vermeld als polluent. Fakkels

Als gevolg van noodsituaties en bij het opstarten en stilleggen van bepaalde installaties kunnen aanzienlijke hoeveelheden brandbaar gas vrijkomen, die niet kunnen worden gestockeerd en dus op een gecontroleerde en veilige manier moeten worden verwerkt. Hiervoor wordt in raffinaderijen en in de petrochemie gebruik gemaakt van fakkels. In een fakkel worden de brandbare gassen verbrand op grote afstand van de te beschermen werknemers en installaties. De fakkels kunnen een bron zijn van volgende polluenten:

§

SO2: Wanneer de aangeboden gassen zwavelhoudende componenten bevatten, worden deze bij de verbranding omgezet in SO2.

§

NOx: Wanneer de aangeboden gassen stikstofhoudende componenten bevatten, worden deze bij de verbranding gedeeltelijk omgezet tot NOx (brandstof NOx). In de vlam van de fakkel wordt ook thermische NOx gevormd uit de stikstof van de verbrandingslucht. De vorming van thermische NOx is functie van de vlamtemperatuur (soms tot 1100°C) en dus van de calorische waarde van het aan de fakkel aangeboden gasmengsel.

§

Stof: Als gevolg van onvolledige verbranding (de zuurstof voor de verbranding wordt onttrokken aan de omgevingslucht) kan roetvorming (stof) optreden. De roetvorming wordt onder andere beïnvloed door het aangeboden debiet en de windsnelheid ter hoogte van de fakkeltip.

§

VOS: Als gevolg van onvolledige verbranding wordt een gedeelte van de aangeboden koolwaterstoffen slechts partieel of helemaal niet verbrand. De hoeveelheid onverbrande koolwaterstoffen wordt onder andere beïnvloed door het aangeboden debiet en de windsnelheid ter hoogte van de fakkeltip.

§

CO: Als gevolg van onvolledige verbranding wordt een gedeelte van de in koolwaterstoffen gebonden koolstof omgezet tot CO en niet tot CO2. CO dient niet in deze studie te worden opgenomen maar wordt voor de volledigheid wel vermeld als polluent.

In de Vlaamse raffinaderijen staan in totaal 7 fakkels. De emissies van fakkels kunnen, gezien de grote hoogte en de hoge vlamtemperatuur, niet of slechts heel moeilijk gemeten worden. Daarom worden de emissies meestal berekend aan de hand van emissiefactoren. Over de emissies van fakkels is in werkelijkheid weinig bekend in de literatuur. Voornamelijk omwille van het grote aantal factoren die het verbrandingsrendement bepalen, is het moeilijk om een uitspraak te doen over de residuele emissies als gevolg van verbranding van

AMINAL – AMINABEL

88


afgassen in fakkels. Als belangrijke factoren die de werkelijke residuele emissies bepalen, citeren we o.a.: §

de variabiliteit van het aangeboden afgas, zowel qua samenstelling als qua hoeveelheid;

§

de constructie van de fakkeltip;

§

de luchtinjectie (kritische hoeveelheid nodig om roetvorming te vermijden of reduceren);

§

atmosferische omstandigheden.

In ideale omstandigheden kan het fakkelrendement 99,9% bedragen. In de praktijk echter wordt deze waarde niet systematisch toegepast voor de berekening van de residuele emissies uitgespreid op jaarbasis. Voor het bijschatten van de fakkelemissies voor die raffinaderijen die geen fakkelemissies opgeven, wordt gebruik gemaakt van een rekenmethode ontwikkeld door TNO. Volgens deze methode kunnen drie condities worden onderscheiden, namelijk: Conditie A:

normale goede werking van de fakkel: ongestoorde verbranding van beheersbare afgasstromen, bij gunstige weersomstandigheden, van gassen met een voldoende hoog calorisch vermogen, waarbij de roetvorming wordt beperkt door stoominjectie of luchtinjectie;

Conditie B:

de fakkelbelasting bedraagt meer dan 10% van de normale ontwerpbelasting, of het calorisch vermogen ligt tussen 6.000 en 10.000 kJ/Nm³, of de windsnelheid op fakkelhoogte ligt tussen 20 en 40 m/s, of de stoom- of luchtinjectie werkt niet zodat een duidelijke roetontwikkeling is waar te nemen;

Conditie C:

de calorische waarde van de afgassen is lager dan 6.000 kJ/Nm³, of de windsnelheid op fakkelhoogte is groter dan 40 m/s, of de waakvlammen branden niet, tenzij de verbranding van de fakkelgassen waarneembaar doorgaat.

Volgens de TNO methode kan, voor continu goed onderhouden fakkels - bij ontstentenis van nadere gegevens - algemeen worden aangenomen dat over een langere periode conditie A geldt (gedurende 90% van de tijd), dan conditie B (gedurende 9% van de tijd) en conditie C slechts gedurende 1% van de tijd. De te hanteren emissiefactoren voor de berekening van fakkel-emissies worden in onderstaande Tabel 6-2 samengevat.

AMINAL – AMINABEL

89


Tabel 6-2: Emissiefactoren voor berekening van fakkelemissies. Emissiefactor Conditie A

Conditie B

1%

20%

VOS (als CH4)

0,1%

2%

Gassen

SO2

100%

100%

worden

CO

NOx (als NO2)

Conditie C

onverbrand Brandstof

20%

10%

Thermisch

9 g/GJ

4,5 g/GJ

0,03%

3%

Roet

geëmitteerd

De emissiefactor voor CO is de geëmitteerde koolstof in CO gebonden als percentage van de koolstof in de brandbare componenten van het fakkelgas. De emissiefactor voor VOS is de geëmitteerde koolstof in VOS gebonden als percentage van de in koolwaterstoffen gebonden koolstof in het fakkelgas. De emissiefactor van stikstofoxides uit brandstof is de geëmitteerde stikstof in stikstofoxides gebonden als percentage van de in stikstofverbindingen (exclusief N2) gebonden stikstof in het fakkelgas. De emissiefactor voor thermische stikstofoxides is de geëmitteerde stikstof in stikstofoxides gebonden uitgedrukt in g/GJ. De emissiefactor voor roet is de geëmitteerde koolstof in roet aanwezig als percentage van de koolstof in de brandbare componenten van het fakkelgas. 6.1.7.

Fugitieve procesverliezen

Aan de dichtingen van pompen en compressoren en ter hoogte van flenzen, kleppen, overdrukventielen en monsternamepunten kunnen zich kleine of grote lekken voordoen, waardoor VOS worden vrijgesteld. De hoeveelheid VOS die worden vrijgesteld zijn functie van:

§

Het aantal en type van de lekkende onderdelen;

§

De grootte van het lek;

§

De aard van de lekkende component (gasvorming, vloeistof met lage of hoge vluchtigheid);

§

De werkingscondities (druk en temperatuur).

AMINAL – AMINABEL

90


De fugitieve verliezen worden via een telling van het aantal verschillende componenten bepaald. Indien geen gegevens beschikbaar zijn over het aantal lekkende componenten of over de grootte van het lek wordt gebruik gemaakt van gemiddelde emissiefactoren. Indien metingen voorhanden zijn van de concentratie aan VOS in de omgevingslucht in de nabijheid van een component kan gebruik gemaakt worden van de lek/niet-lek methode of kunnen bedrijfseigen componentspecifieke correlaties worden opgesteld. Tabel 6-3 vat de gemiddelde emissiefactoren en de emissiefactoren bij gebruik van de lek/niet-lek methode samen. Tabel 6-3: Emissiefactoren (gemiddelde en volgens lek/niet-lek methode) voor de berekening van de fugitieve verliezen op basis van het aantal componenten (US EPA, 1995). Component

Lekkend

Gemiddelde

medium

emissiefactor

Comg < 10 000 ppmv

Comg > 10 000 ppmv

kg/uur/stuk

kg/uur/stuk

kg/uur/stuk

Gas

0,0268

0,0006

0,2626

Lichte vloeistof

0,0109

0,0017

0,0852

Zware vloeistof

0,00023

0,00023

0,00023

Lichte vloeistof

0,114

0,012

0,437

Zware vloeistof

0,021

0,0135

0,3885

Compressor

Gas

0,636

0,0894

1,608

Veiligheidsventiel

Gas

0,16

0,0447

1,691

Verbindingen

Alle

0,00025

0,00006

0,0375

Open eind kleppen

Alle

0,0023

0,0015

0,01195

Monstername

Alle

0,015

Kleppen

Pompdichting

Lek/niet-lek emissiefactor

De berekening van de fugitieve emissies gebeurt voor alle raffinaderijen door middel van een telling of een schatting van het aantal componenten per eenheid in combinatie met de gemiddelde emissiefactoren. Voor een inschatting van het aantal componenten per eenheid wordt gebruik gemaakt van de resultaten van een studie van Concawe (1987). Voor sommige eenheden in bepaalde raffinaderijen is reeds een bepaling door middel van de lek/niet-lek methode doorgevoerd. Hieruit is gebleken dat de bekomen emissies via de lek/niet-lek methode lager zijn dan deze berekend via de gemiddelde emissiefactoren. 6.1.8.

Tankopslag

Het opslaan van ruwe aardolie, tussenprodukten een afgewerkte produkten geeft eveneens aanleiding tot emissies van VOS. Bij de verliezen als gevolg van opslag wordt een onderscheid gemaakt tussen de standverliezen en de werkingsverliezen. De standverliezen doen zich voor als gevolg van dagelijkse wijzigingen in klimatologische omstandigheden (dag/nacht temperatuur, zonneschijn, …). Bij vast dak tanks doet zich onder invloed van

AMINAL – AMINABEL

91


temperatuursverschillen een uitzetten of inkrimpen van de vloeistof in de tanks voor. Bij uitzetten van de vloeistof wordt met dampen verzadigde lucht, die zich boven de vloeistof bevindt, uit de tank gedreven. Bij vlottend dak tanks doen de verliezen zich voor aan de verschillende dichtingen als gevolg van het op en neer bewegen van het vlottend dak met het inkrimpen en uitzetten van de vloeistof. De werkingsverliezen bij vast dak tanks zijn een gevolg van het uitdrijven van met dampen beladen lucht bij het vullen van de tanks. Bij vlottend dak tanks zijn de werkingsverliezen een gevolg van het leegtrekken van de tanks waarbij restmateriaal op de wanden van de tanks, boven het vlottend dak, achterblijft en kan verdampen. Voor de berekening van de tankverliezen wordt gebruik gemaakt van correlaties opgesteld door het API (American Petroleum Institute) (TNO, 1993). Hierin wordt rekening gehouden met volgende emissiebepalende factoren :

§

Aard van het opgeslagen product (vluchtigheid, dampspanning, …);

§

Type opslagtank (vast dak, extern vlottend dak, intern vlottend dak, …);

§

Toestand van de opslagtank (dichtingen, aard schildering, kleur, aanwezigheid isolatie, …);

§

Klimatologische omstandigheden.

Rekening houdend met het bovenstaande lijstje van emissiebepalende factoren werd een indeling naar type opslagtanks en opgeslagen product gemaakt, waarbij vooral de vluchtigheid van de producten en het type opslagtank doorslaggevend was (Tabel 6-4). Daarnaast werd bij deze indeling ook rekening gehouden met de mogelijkheid tot het nemen van emissiereductiemaatregelen op deze tanks. Uit recente contacten met één van de raffinaderijen blijkt dat het aantal vlottend dak tanks met dubbele dichting waarschijnlijk onderschat werd en aan de vast dak tanks werden toegewezen. De totale emissie en het totaal aantal tanks werd hierdoor echter niet beïnvloed. Dit betekent wel dat de mogelijke emissiereductie voor vlottend dak tanks met dubbele dichting licht werd onderschat. Gezien het hier gaat om maatregelen die tegen een vrij hoge eenheidsreductiekost kunnen gerealiseerd worden, worden de conclusies van deze studie hierdoor niet significant beïnvloed. Tabel 6-4: Indeling van de opslagtanks naar tanktype en type opgeslagen product. Intern vlottend dak

Extern vlottend dak – enkele dichting

Extern vlottend dak – dubbele dichting

Vast dak

Ruwe aardolie

9

20

1

Nafta

15

54

4

3

21

3

122

Keroseen Gasolie

4

Zwaardere fracties

288

Slops Specifieke componenten

AMINAL – AMINABEL

1

4

10

11

92


De opdeling naar de verschillende frakties is hier puur gebeurd op basis van de in de raffinagesector gehanteerde destillatietrajecten. Wettelijke definities ontbreken volledig in Vlaanderen. ·

Nafta: Kooktraject 55-180°C. Omvat naast de ruwe (ex atmosferische destillatie) en ontzwavelde nafta ook produkten die uitgaande van nafta in raffinaderijen worden gemaakt en hetzelfde kooktraject hebben (reformaat, benzine, …) alsook individuele componenten die uit nafta worden gewonnen (benzeen, xylenen, cyclohexaan, …).

·

Keroseen: Kooktraject 180-220°C. Omvat hoofdzakelijk de fraktie die voor aanmaak van vliegtuigbrandstoffen wordt gebruikt.

·

Gasolie: Kooktraject 220-350°C. Omvat hoofdzakelijk de frakties voor aanmaak van huisbrandolie, diesel voor motorvoertuigen en industriële stookolie.

·

Zwaardere componenten: Onder de zwaardere fracties worden onder andere fuel olie, vacuümgasolies, teer, bitumen, … ondergebracht. De meeste van deze componenten worden bij verhoogde temperatuur opgeslagen.

Intern vlottend dak tanks worden enkel gebruikt voor de opslag van specifieke componenten, die heel vluchtig, sterk geurend en/of toxisch zijn. Voorbeelden hiervan zijn de opslag van benzeen en van pentaanfracties.

6.1.9.

Belading

Momenteel beschikken 3 van de 5 raffinaderijen over een dampherwinningseenheid die bij de belading van benzines en benzinecomponenten, nafta en lichte destillaten op trucks, spoorwegwagons en lichters worden ingezet. Daarnaast gebeurt ook een gedeelte van de truckbeladingen met diesel via de dampherwinning. In 1 raffinaderij is een dampherwinningseenheid voorzien bij de belading van bitumen. 1 raffinaderij beschikt niet over een dampherwinning omdat in deze raffinaderij geen benzine, conform de bepalingen van VLAREM II, afdeling 5.17.4, wordt verladen. In Tabel 6-5 wordt een overzicht gegeven van het aandeel van de beladingen dat met inzet van damprecuperatie gebeurt. De beladingen van het bedrijf dat niet over een damprecuperatie beschikt worden hierbij afzonderlijk vermeld.

AMINAL – AMINABEL

93


Tabel 6-5: Overzicht van de beladingen (2000) opgesplitst naar transportmodus samen met het gebruikt van de VRU. Component

Totaal belading (ton)

Aandeel met VRU (%)

Lichters

3 528 809

94,5

Trucks

745 902

96,1

Trein

63 185

100

1 685 149

0

Lichters (inrichting met dampherwinning)

315 200

0

Lichters (inrichting zonder dampherwinning)

536 608

Zeeschepen

143 892

0

Benzeen

Lichters

138 000

100

Xyleen

Lichters

327 000

92,9

Zeeschepen

34 000

0

2 456 626

21,8

742 880

0

1 157 499

57,3

Benzine

Vervoersmodus

Zeeschepen Nafta + reformaat

Lichte destillaten

Lichters Zeeschepen

Diesel

Trucks

2000 dient als een overgangsjaar gezien te worden gezien de VRU in 1 van de raffinaderijen in opstart was en dus nog niet op zijn volle capaciteit benut werd. De beschikbare capaciteit op de VRU wordt in eerste instantie ingezet bij de belading van bezines en gevaarlijke componenten. Wanneer capaciteit vrij is, worden in eerste instantie de meest vluchtige fracties (nafta, reformaat) via VRU beladen wanneer de uitrusting van het ontvangend recipiënt dit toelaat. Pas daarna komen de minder vluchtige frakties in aanmerking. Dit uit zich duidelijk bij de belading van trucks, waarop in hoofdzaak benzine en diesel worden beladen en waar het gebruik van de VRU bij dieselbeladingen meestal lager is omwille van onvoldoende capaciteit op de VRU of omwille van het nog niet uitgerust zijn van de trucks voor belading met VRU. De belading van zeeschepen gebeurt momenteel nog niet via dampherwinning omwille van het feit dat dit nog niet in de internationale regelgeving is opgenomen en dat als gevolg daarvan de zeeschepen nog niet voor belading via dampherwinning uitgerust zijn. De emissies als gevolg van belading zijn een gevolg van het uitdrijven van met koolwaterstoffen beladen dampen bij het vullen van een recipiënt (tankwagen, spoorwegwagon, lichter, zeeschip). Voor het berekenen van de beladingsemissies wordt gebruik gemaakt van door API opgestelde correlaties (TNO, 1993): Voor de belading van vrachtwagens en spoorwegwagons: AMINAL – AMINABEL

94


Lb = S

0,016 Pv MW V T Waarbij :

Lb : het beladingsverlies (ton/jaar) V : volume beladen vloeistof (m³) T : jaargemiddelde temperatuur (284 K; TNO 1993) Pv : dampdruk bij de jaargemiddelde opslagtemperatuur (mm Hg) MW : moleculair gewicht van de vrijgestelde dampen (g/mol) S : beladingsfactor, afhankelijk van wijze van belading (top of bodem) en van het feit of het recipiënt voor belading al dan niet gereinigd werd.

Voor de belading van lichters en zeeschepen:

Lb = a 10 -5 Pv MW V Waarbij:

Lb: het beladingsverlies (ton/jaar) V: volume beladen vloeistof (m³) Pv: dampdruk bij de jaargemiddelde opslagtemperatuur (mm Hg) MW: moleculair gewicht van de vrijgestelde dampen (g/mol) a: beladingsfactor, afhankelijk van het feit of het recipiënt voor belading al dan niet gereinigd werd.

Deze methode wordt ook toegepast indien door een raffinaderij de emissies als gevolg van belading niet worden opgegeven. 6.1.10.

Afvalwaterzuivering

Hemelwater, dat in de tankparken neervalt, is soms licht verontreinigd met koolwaterstoffen en wordt via zogenaamde API-putten naar de waterzuivering afgevoerd. In sommige installaties komt procesafvalwater vrij dat eveneens met koolwaterstoffen beladen is en naar de afvalwaterzuivering wordt gevoerd. Gezien koolwaterstoffen een lagere densiteit hebben dan water vormen ze een film op het wateroppervlak van de API-putten en de waterzuivering. Als gevolg van het grote contactoppervlak met de lucht kan verdamping vanuit deze film optreden. Voor de berekening van deze verdampingsverliezen wordt gebruik gemaakt van de Litchfield correlatie (Concawe, 1987): Verlies = -6.6339 + 0,0319 Tomg – 0,0286 T10% + 0,2145 Tw Waarbij: Verlies: fraktie van de inkomende koolwaterstoffen die verdampt (vol%) Tomg: gemiddelde omgevingstemperatuur (°F) T10%: temperatuur waarbij 10% van de inkomende koolwaterstoffen

AMINAL – AMINABEL

95


overdestilleerd (°F) TW: temperatuur van het afvalwater (°F)

AMINAL – AMINABEL

96


6.2.

Sectoremissies 1990-2010

6.2.1.

Methodiek

De inventarisatie van de sectoremissies gebeurt aan de hand van verschillende bronnen. Tabel 6-6 geeft een overzicht: Tabel 6-6: Gebruikte bronnen voor emissie-inventarisatie

Emissiejaarverslagen 1996-2000

Emissies 2000

Emissies 1990-1999

X

X

Databank VMM 1990-1999

Emissie 2010 (BAU)

X

Bevraging sector

X

X

X

MER’s

X

X

X

In het REF-scenario blijven de emissies 10 jaar lang identiek aan de emissies in het jaar 2000; in het BAU- scenario is dat niet zo. Voor dit scenario worden de emissies voor 2010 als volgt ingeschat. Voor de uitwerking van het BAU-scenario wordt gesteund op drie milieu-effect rapporten van verschillende raffinaderijen waarin toekomstprojecties worden gemaakt naar doorzet, product-specificaties en productiehoeveelheden. Deze worden in belangrijke mate gerealiseerd door middel van debottlenecking van bestaande eenheden (capacity creep). Daarnaast worden voor de toekomst ook nog 2 gasolie ontzwavelingseenheden en 1 isomerisatie eenheid bijgeplaatst. Enquêtering bij de verschillende raffinaderijen leverde geen bijkomende informatie op met betrekking tot wijzigingen in doorzet, productspecificaties en productiehoeveelheden, zodat kan worden gesteld dat de situatie waarschijnlijk niet in belangrijke mate zal wijzigen ten opzichte van de situatie 2000 of de toekomstsituatie beschreven in de verschillende MER’s. Ten opzichte van de situaties beschreven in de MER’s werden volgende aanpassingen aangebracht voor het berekenen van het BAU-scenario: ·

Sinds het opstellen van de MER’s zijn 3 fornuizen overgeschakeld van het gebruik van een mengsel van vloeibare en gasvormige brandstoffen naar het gebruik van gasvormige brandstoffen en zijn low NOx branders op deze fornuizen geïstalleerd.

·

Sinds het opstellen van de MER’s is het aandeel vloeibare brandstof in één van de gemengd gestookte fornuizen tot 5% teruggedrongen.

·

In één van de MER’s werd uitgegaan van een zwavelgehalte in de vloeibare brandstof van 1,7 %, ten einde de milieu-impact naar SO2 toe maximaal te kunnen inschatten. Voor deze studie werd uitgegaan van een zwavelgehalte van 1% in de vloeibare brandstof van de desbetreffende raffinaderij.

AMINAL – AMINABEL

97


·

Twee van de raffinaderijen hebben een verbintenis om voor 2010 alle vlottend dak tanks uitgerust met enkele seals uit te rusten met dubbele seals.

·

Van 1 raffinaderij is geweten dat een aantal tanks tegen 2010 uit dienst zullen worden genomen.

Op basis van de gegevens van 2000 en de situaties beschreven in de verschillende MER’s kunnen volgende doorzetten en productiehoeveelheden voor 2000 en 2010 worden afgeleid (Tabel 6-7). Tabel 6-7: Doorzet en produtie van de Vlaamse raffinaderijen in 2000 en in 2010 (BAU-scenario). Doorzet/produktie 2000 (ton)

Doorzet/produktie 2010 (ton)

JGP (%)

Doorzet Ruwe aardolie Laagzwavelig

9 785 797

12 616 313

Hoogzwavelig

10 167 068

12 898 224

Niet gespecifieerd

17 854 560

17 854 560

532 575

551 880

Andere voedingsstromen

+ 1,37

Productiehoeveelheden Nafta

3 182 906

2 949 089

Benzine

6 566 104

8 064 663

Keroseen

3 146 823

5 165 739

+ 5,08

Gasolie (Diesel, huisbrand)

11 684 602

13 899 720

+ 1,75

Fuel olie

8 076 641

9 388 850

+ 1,52

Bitumen

956 520

847 417

- 1,20

Andere

742 167

742 167

Zwavel

277 418

383 112

+ 1,23

+3,28

Uit deze tabel volgt een jaarlijks groeipercentage van de doorzet met 1,37%. Bij de toekomst-scenario’s wordt voor West-Europa tot 2006 een jaarlijkse groeipercentage van 1,94 % vooropgezet, wat iets hoger is. Voor alle produktstromen, met uitzondering van bitumen wordt een stijging in productiehoeveelheid voorzien voor 2010. De stijging voor benzine en nafta samen is beperkter dan de stijging voor keroseen en gasolie. De hieruit afgeleide jaarlijkse groeipercentages voor nafta + benzine (+1,23%), keroseen (+5,04%) en gasolie (+1,75%) volgen de bij de toekomstscenario’s aangegeven tendenzen in jaarlijkse groei-percentages van 0,7 % voor benzine, 2,7 % voor keroseen en 2,3 % voor diesel. Hierbij moet opgemerkt worden dat een raffinaderij bij het blenden van de verschillende fracties nog kan bijsturen. Zo kan een gedeelte van de zwaardere fracties, die bij de

AMINAL – AMINABEL

98


aanmaak van keroseen worden gebruikt, ook in de gasoliepool worden bijgemengd. Dit brengt een onderlinge verschuiving tussen beide fracties met zich mee. Naast de wijzigingen in productiehoeveelheden doen zich ook nog belangrijke wijzigingen in de productspecificaties voor. In het recente verleden hebben een aantal raffinaderijen reeds ingespeeld op strengere specificaties rond aromatengehalte (vooral benzeen) in benzines. In twee raffinaderijen werden de laatste jaren desaromatiseringseenheden voor reformaat bijgeplaatst, terwijl in andere de katalytische reformer onder minder strenge condities wordt bedreven om het aromatengehalte in de reformaatfractie te beperken. Naar de toekomst toe zal vooral worden ingespeeld op het zwavelgehalte van benzine en diesel. Dit gebeurt in eerste instantie door de ontzwavelingscapaciteit te laten toenemen (meer performante katalysatoren of strengere werkingscondities in bestaande eenheden, bijplaatsen van ontzwavelings-eenheden) en uit zich in een sterke stijging van de zwavelproductie tegen 2010. Met betrekking tot de berekening van de emissiesituatie in het BAU-scenario wordt hieronder ingegaan op de assumpties die tot de berekening van de emissiesituatie aanleiding hebben gegeven. Deze assumpties hebben voornamelijk betrekking op de relevante emissiebronnen van de raffinaderij : -

Fornuizen: verbruik van vloeibare en gasvormige brandstoffen en gewogen gemiddeld zwavelgehalte in deze brandstoffen. De bijkomende fornuizen voor de nieuwe ontzwavelingseenheden zullen allemaal gasgestookt zijn.

-

Regenerator katalytische kraker: doorzet van de katalytische krakers.

-

Claus eenheid: zwavelproduktie en rendement.

-

Opslagtanks: aantal en type tanks

-

Wijzigingen in procesvoering

-

Fakkels: afgefakkelde hoeveelheden

Met betrekking tot de fornuizen wordt in Tabel 6-8 en Tabel 6-9 een overzicht gegeven van het brandstof-verbruik en het gewogen gemiddelde S-gehalte in de verschillende brandstoffen voor het REF en het BAU scenario. Hierbij is voor de fornuizen de indeling gevolgd die ook bij het uitwerken van emissiereducerende maatregelen op de fornuizen werd gehanteerd. De stijging in het raffinaderijgasverbruik kan worden geproduceerd door de stijgende doorzet van de katalytische krakers (voornaamste raffinaderijgasproducent) en door de bijkomende onzwavelingseenheden. Als gevolg van debottlenecking op twee van de drie katalytische krakers in de Vlaamse raffinaderijen wordt de doorzet van de katalytische krakers met ongeveer 17% verhoogd van 18 420 ton/SD tot 21 520 ton/SD. Deze verhoging heeft voor gevolg dat het rookgasdebiet afkomstig van de regeneratoren van de katalytische krakers met ongeveer 32% stijgen van 355 500 Nm³/uur tot 470 300 Nm³/uur.

AMINAL – AMINABEL

99


Tabel 6-8: Brandstofverbruik (inclusief gemiddeld zwavelgehalte) voor de verschillende types fornuizen in het REF scenario. Aantal

Low NOx

Totaal nominaal thermisch vermogen

Gemiddeld zwavelgehalte MW

Fuel olie hoogzwavelig

Fuel olie

Vloeibare brandstof laagzwavelig

Raffinaderijgas

Aardgas

Stookgas NC3

3,2

1

0,1

0,027

ton/jaar

ton/jaar

ton/jaar

ton/jaar

ton/jaar

ton/jaar

6285

127 704

9754

Fornuizen Dual branders

5 10

Gasbranders

539,2 X

8

149 740

580,6

39 371 116 995

108 613

278,7

124 996

15 892

268 896

6 639

21

X

502,4

10 (NC3)

X

420,6

291 060

Oliebranders

2

53,9

24 307

418

184

18

Gas & oliebranders

10

170

25 921

4364

38 716

287

113,1

29 734

334

16 855

3224

54 062

4

X

Boilers en WKK Boilers

WKK Totaal

AMINAL – AMINABEL

9

431,7

2 (NC3)

X

4

X

92 774

8 582

150

40 470 15 489 149 740

344 591

228 082 14 625

740 026

269 254

331 530

100


Tabel 6-9: Brandstofverbruik (inclusief gemiddeld zwavelgehalte) voor de verschillende types fornuizen in het BAU scenario. Aantal

Low NOx

Totaal nominaal thermisch vermogen

Gemiddeld zwavelgehalte MW

Fuel olie hoogzwavelig

Fuel olie

Vloeibare brandstof laagzwavelig

Raffinaderijgas

Aardgas

Stookgas NC3

3,2

0,87

0,13

0,014

ton/jaar

ton/jaar

ton/jaar

ton/jaar

ton/jaar

ton/jaar

6 285

149 457

9 754

Fornuizen Dual branders

5 9

Gasbranders

539,2 X

9

149 740

475,2

63 227 64 867

98 295

298,6

139 865

15 892

555 102

6 639

26

X

704,3

10 (NC3)

X

420,6

416 200

Oliebranders

1

6

2 483

418

Gas & oliebranders

10

170

33 476

6 024

33 600

88,8

33 360

2 340

27 360

2 685

64 044

3

X

18 287

Boilers en WKK Boilers

WKK Totaal Wijziging

AMINAL – AMINABEL

9

431,7

2 (NC3)

X

4

X

50 183

8 582

150

40 470 34 646

228 020

149 740

282 242

17 752

1067723

269 192

456 670

=

- 18,09

+ 21,38

+ 44,28

-0,02

+ 37,75

101


De hogere zwavelproductie resulteert onherroepelijk in een hogere SO2-emissie van de zwavelrecuperatie-eenheid, hoewel deze stijging minder dan proportioneel is gezien in twee raffinaderijen de hogere doorzet een stijging van het rendement van de (overgedimensioneerde) Claus-eenheid van 95 tot 97,5% met zich meebrengt. Een stijging van de zwavelproductie met 38%, vertaalt zich zo dus slechts in een stijging van de SO2uitstoot van de Claus-eenheid met 13,4%. De geïnstalleerde capaciteit voor zwavelproductie (Claus eenheden) is voldoende om de stijgende zwavelproductie als gevolg van bijkomende ontzwavelingscapaciteit op te vangen. De amine-capaciteit (absorbers voor het uitwassen van H2S dat daarna richting Claus eenheden wordt gestuurd) is ontoereikend. In de toekomst zullen dus bijkomende amine-eenheden moeten bijgeplaatst worden maar dergelijke eenheden zijn niet emissie relevant. De geplande aanpassingen aan het tankpark (installeren van dubbele dichtingen en uit dienst nemen van bepaalde tanks) zal aanleiding geven tot volgende indeling van de opslagtanks naar tanktype en type opgeslagen product voor het REF (Tabel 6-10) en het BAU scenario (Tabel 6-11). Tabel 6-10: Indeling van de opslagtanks naar tanktype en type opgeslagen product (REF scenario) Intern vlottend dak



Vast dak

Ruwe aardolie

9

20

1

Nafta

15

54

4

3

21

3

122

Keroseen Gasolie

4

Zwaardere fracties

288


1

4

10

11

Tabel 6-11: Indeling van de opslagtanks naar tanktype en type opgeslagen product (BAU scenario) Intern vlottend dak



Vast dak

Ruwe aardolie

6

23

1

Nafta

3

64

4

3

20

3

119

Keroseen Gasolie

4

Zwaardere fracties

288


AMINAL – AMINABEL

5

10

11

102


Als gevolg van het doorvoeren van het gasoline upgrading project binnen één raffinaderij zullen de emissies van VOS afkomstig van de gemeroxte lichte fraktie van de katalytische kraker, nu goed voor 712,5 ton VOS per jaar komen te vervallen. Voor de emissies als gevolg van affakkelen werd voor het BAU-scenario uitgegaan van de gemiddelde vrachten voor de periode 1996-2000. 6.2.2. 6.2.2.1.

SO2-emissies Situatie 2000

Emissies van fornuizen en boilers De emissies van fornuizen en boilers worden berekend aan de hand van het zwavelgehalte van de gebruikte brandstoffen. In alle raffinaderijen wordt het zwavelgehalte van alle gebruikte brandstoffen op heel regelmatige basis gemeten, zodat deze berekeningsmethode de meest zekere waarde van de SO2-emissies van alle raffinaderijen als gevolg van het stoken in fornuizen en boilers oplevert. De enige input, die voor deze berekening nodig is, is het verbruik aan de verschillende brandstoffen (ton/jaar) en het zwavelgehalte in deze brandstoffen (gew%). In de Vlaamse raffinaderijen worden, ingedeeld op basis van het zwavelgehalte, 3 types vloeibare en 5 types gasvormige brandstof gebruikt (Tabel 6-12). Het opgegeven zwavelgehalte in Tabel 6-12 is een gewogen gemiddelde op basis van brandstofverbruik in ton/jaar. Zowel binnen éénzelfde raffinaderij als tussen de raffinaderijen onderling zijn er kleine verschillen in zwavelgehalte voor éénzelfde type brandstof. Tabel 6-13 geeft een overzicht van de jaarlijkse SO2-uitstoot van fornuizen, boilers en cogeneratie. De SO2-uitstoot als gevolg van de werking van de fornuizen en de boilers van de thermische kraker van Fina Raffinaderij Antwerpen worden afzonderlijk gespecifieerd.

AMINAL – AMINABEL

103


Tabel 6-12: Zwavelgehalte in vloeibare en gasvormige brandstoffen gebruikt in de raffinaderijen (2000). Zwavelgehalte Brandstof

Gewogen gemiddelde

Min … max

gew%

gew%

Zware fuel olie

3,2

2,0 … 5,0

Fuel olie

1,0

0,53 … 1,81

Ontzwavelde fuel olie

0,1

0,07 … 0,12

Raffinaderijgas hoogzwavelig

0,12

0,044 … 0,12

Raffinaderijgas laagzwavelig

0,01 … 0,015

Zuur gas

2,35 vol%

1,3 … 10 vol%

Aardgas

0

0

Stookgas NC3

< 0,01

Tabel 6-13: SO2-uitstoot als gevolg van het verbruik aan gasvormige en vloeibare brandstoffen in fornuizen, boilers en cogeneratie-eenheden in de raffinaderijen (2000). SO2-uitstoot ton/jaar Fornuizen raffinaderij Boilers raffinaderij Cogeneratie raffinaderij Totaal raffinaderij

14 860,1 935,6 2,2 15 797,9

Fornuizen NC3

0

Boilers NC3

0

Totaal NC3

0

Procesemissies Binnen de raffinaderijen geven 3 processen aanleiding tot de emissie van SO2:

§

Katalytische kraker: bij de continue regeneratie van de katalysator (afbranden van cokes) wordt de in de cokes gebonden zwavel omgezet tot SO2 en geëmitteerd. De berekening van de SO2 emissies gebeurt voor iedere raffinaderij aan de hand van correlaties tussen het zwavelgehalte in de voeding van de katalytische kraker en de SO2-concentratie in de afgassen van de regenerator. Deze correlaties worden opgesteld aan de hand van uitgebreide meetcampagnes, worden

AMINAL – AMINABEL

104


regelmatig geupdated en geverifieerd door erkende deskundigen in de discipline ‘Lucht’ in het kader van het berekenen van de bubble-emissies.

§

Zwavelrecuperatie-eenheid: het niet omgezette H2S wordt in de incinerator omgezet tot SO2 en samen met het niet omgezette SO2 geëmitteerd. Berekening van de SO2-uitstoot gebeurt ofwel aan de hand van de jaarlijkse zwavelproductie, verrekend met het rendement van de zwavelrecuperatie-eenheid ofwel aan de hand van regelmatige emissiemetingen op de schouw van de zwavelrecuperatieeenheid.

§

Blazen van bitumen: bij het blazen van bitumen worden zwavelhoudende componenten in de bitumen geoxideerd tot SO2.

In Tabel 6-14 worden de SO2-emissies als gevolg van de verschillende processen weergegeven.

Tabel 6-14: Procesemissies van SO2 door de Vlaamse raffinaderijen in 2000. Proces

SO2-uitstoot ton/jaar

Katalytische kraker

3 794,4

Zwavelrecuperatie

4 082,1

Blazen van bitumen

12,3

Emissies door fakkels Als gevolg van noodsituaties of bij het starten en stilleggen van installaties worden soms gassen afgefakkeld. De SO2-emissie als gevolg van het affakkelen gebeurt aan de hand van het afgefakkelde debiet (gemeten of ingeschat) en het zwavelgehalte in de afgefakkelde gassen (gemeten of ingeschat). Tabel 6-15 geeft een overzicht van de emissies als gevolg van het affakkelen. De emissies van de fakkel van de thermische kraker van Fina Raffinaderij Antwerpen wordt afzonderlijk in rekening gebracht. Tabel 6-15: SO2-emissies door de Vlaamse raffinaderijen in 2000 als gevolg van affakkelen. Proces

SO2-uitstoot ton/jaar

Fakkels raffinage Fakkel NC3

AMINAL – AMINABEL

2 547,0 0,0

105


Totaal emissies In Tabel 6-16 wordt een overzicht gegeven van de totale SO2-emissies voor 2000 door de Vlaamse raffinaderijen. Tabel 6-16: SO2- uitstoot door de Vlaamse raffinaderijen in 2000. SO2-uitstoot (ton/jaar)

Aandeel (%)

14 860,1

56,6

935,6

3,6

2,2

< 0,1

Katalytische kraker

3 794,4

14,5

Zwavelrecuperatie

4 082,1

15,6

12,3

< 0,1

2 547,0

9,7

26 233,7

100

Fornuizen NC3

0

0

Boilers NC3

0

0

Fakkel NC3

0

0

Fornuizen raffinaderij Boilers raffinaderij Cogeneratie raffinaderij

Asfaltproductie Fakkels raffinage Totaal

VMM (2001) geeft een jaarvracht aan SO2 op voor de raffinagesector in 2000, gebaseerd op 4 van de 5 raffinaderijen, van 26 131 ton. Het verschil is, naast een aantal afrondingsfouten als gevolg van herrekeningen, voornamelijk te wijten aan: ·

In de inventarisatie in deze studie zijn de SO2-emissies als gevolg van calamiteiten (affakkelen van H2S) niet in rekening gebracht. Hierdoor zijn 341,7 ton SO2 emissies in deze inventarisatie niet in rekening gebracht.

·

Eén raffinaderij brengt de SO2-emissie als gevolg van de zeer lage concentratie aan zwavel in het diep ontzwavelde raffinaderijgas niet in rekening in het emissiejaarverslag. In de inventarisatie in deze studie is deze bron van SO2 wel mee in rekening gebracht, wat een meeruitstoot van 80,4 ton/jaar betekent. Deze correctie werd ook voor de historische emissies tot 1996 in rekening gebracht, wat leidt tot meeruitstoten van 76 (1996), 71,3 (1997), 70,5 (1998) en 71,9 ton (1999).

·

Eén raffinaderij specifieert geen fakkelemissies. In het MER wordt een jaarlijks afgefakkelde hoeveelheid van 10 000 ton ingeschat. Wanneer ervan wordt uitgegaan dat de afgefakkelde gassen dezelfde samen-stelling hebben als het raffinaderijgas, levert dit een jaarlijkse bijkomende SO2-uitstoot van 28 ton/jaar op. Deze meeruitstoot werd voor de periode 1990 tot 2000 in rekening gebracht.

AMINAL – AMINABEL

106


·

6.2.2.2.

De SO2-emissies van de raffinaderij, die niet in de sectoremissies van VMM is opgenomen, bedragen 305,8 ton. Deze emissie is voor meer dan 99% toe te schrijven aan het gebruik van vloeibare brandstoffen in fornuizen en boilers. Evolutie van de SO2-emissies: 1990 – 2010

In Figuur 6.1 wordt een overzicht gegeven van de evolutie van de SO2-emissies sinds 1990. In deze figuur wordt ook de ingeschatte emissiesituatie voor 2010 opgenomen Naast effecten van doorzetwijzigingen op de SO2-emissie (cfr.infra) zijn een aantal significante sprongen als volgt te verklaren: ·

Vanaf 1993 werd in de Esso raffinaderij een gasgestookte cogeneratie-eenheid operationeel waardoor het aandeel van de gemengd gestookte boilers in de stoomproduktie sterk terugviel.

·

In 1994 werd in de Fina raffinaderij het fuel oil upgrading project (FOUP) operationeel. Binnen het FOUP-project werd het atmosferisch residu voorafgaand aan de katalytische kraker verregaand ontzwaveld. Dit leidde tot een daling van de SO2-uitstoot bij de regeneratie van de katalytische kraker en tot een lager zwavelgehalte in de fuel olie die in de raffinaderij wordt verstookt. Daarnaast werd de amine-capaciteit sterk uitgebreid, met als gevolg een lager zwavelgehalte in het raffinaderijgas en het niet langer moeten bijstoken van bepaalde zuur gas stromen in fornuizen. De minder uitstoot van de fornuizen als gevolg van bovenstaande maatregelen werden gedeeltelijk gecompenseerd door de uitstoot van de nieuwe fornuizen die voor het FOUP-project moesten worden gebouwd. Enkele oude Claus-eenheden werden vervangen door twee nieuwe, grotere Clauseenheden met een staartgasbehandeling met een rendement van 99,8%. De emissiereductie die door dit verhoogd rendement van de zwavelrecuperatieeenheden wordt bereikt, wordt gedeeltelijk gecompenseerd door een verviervoudiging van de zwavelproductie.

·

Vanaf 1998 werd een strengere bubble-norm voor SO2 van kracht (2000 mg/Nm³ werd 1300 mg/Nm³), wat zich heeft geuit in een stijgend gebruik van gasvormige brandstoffen en van fuel olie met een lager zwavelgehalte.

Over de laatste jaren zijn binnen de raffinaderijen continu eenheden bijgebouwd of werden eenheden onder steeds strengere condities, wat meestal een hoger brandstofverbruik op de bijbehorende fornuizen betekent, bedreven. Dit alles met het oog op het voldoen aan de steeds strengere productspecificaties en op een verhogen van de doorzet. Ondanks dit alles is de specifieke SO2-uitstoot sinds 1995 continu gedaald. De specifieke SO2-uitstoot wordt hier bepaald als het aantal kg SO2 dat per ton doorzet (aardolie + intermediaire componenten van andere raffinaderijen) wordt uitgestoten. Ook binnen het BAU-scenario wordt een verdere daling van de specifieke SO2-uitstoot berekend (Figuur 6.2).

AMINAL – AMINABEL

107


Figuur 6.1: Evolutie van de SO2-emissie voor de raffinagesector tussen 1990 en 2000 en emissieprognose voor 2010.

60000,0

Vracht SO2 (ton/jaar)

50000,0

40000,0

30000,0

20000,0

10000,0

0,0

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2010

Overige

0,2

0,1

0,5

0,9

1,4

3,5

2,2

3,1

1,9

0,0

0,0

Fakkels

1981,1

1736,2

1795,1

1784

1980

1846

681

2721

1472

2547,0

1626

93,1

83,3

70,8

57

110

23

18

12

15

12,3

12

Naverbranding Claus

5265,0

5253,0

5709,0

7032

4691

3247

4606

4892

3912

4082,1

4628

Regeneratie FCC

5290,0

7418,0

8578,0

7829

5877

6574

6034

5235

3663

3794,4

6596

0,0

0,0

0,0

Blazen bitumen

0,9

3,5

6,2

3,7

1,2

35,2

2,2

2,2

Stoomketels

10570,4 11216,6 11592,3

6525

5583

4774

5001

1197

986

935,6

845

Fornuizen

19750,7 20375,7 22743,5

22623

19947

26512

27838

16672

15871

14860,1

13345

Cogeneratie

AMINAL – AMINABEL

108


Figuur 6.2: Evolutie van de specifieke SO2-emissie en prognose voor het BAU-scenario.

1600,0

Specifieke SO2 emissie (g/ton doorzet)

1400,0

1200,0

1000,0

800,0

600,0

400,0

200,0

0,0 SO2

AMINAL – AMINABEL

1990

1991

1992

1993

1451,5

1407,1

1547,3

1448,7

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2010

1302,2

1208,8

1197,7

803,9

717,0

684,2

616,0

109


6.2.3.

NOx-emissies

6.2.3.1.

Situatie 2000

Emissies van fornuizen en boilers Het verstoken van vloeibare en gasvormige brandstoffen in fornuizen en boilers geeft aanleiding tot de vorming van NOx als gevolg van:

§

Brandstof NOx: de aanwezigheid van sporen N-houdende componenten in (hoofdzakelijk) vloeibare brandstoffen kan aanleiding geven tot NOx-vorming bij oxidatie. Het aandeel brandstof NOx is beperkt, gezien het lage N-gehalte in de vloeibare brandstoffen.

§

Thermische NOx: door de hoge vlamtemperaturen in fornuizen en boilers wordt stikstof uit de verbrandingslucht tot NOx geoxideerd. De hoeveelheid NOx wordt hoofdzakelijk door de vlamtemperatuur gestuurd maar is ook afhankelijk van het type brandstof. De thermische NOx levert de belangrijkste bijdrage tot de NOx-uitstoot van fornuizen en boilers.

De uitstoot van NOx wordt bepaald op basis van regelmatige metingen aan de verschillende fornuizen en boilers, conform de bepalingen van VLAREM, titel II. Gezien de oorsprong van de NOx varieert de concentratie in de afgassen van de verschillende fornuizen en boilers over een vrij breed bereik. Tabel 6-17 geeft de totale NOx-uitstoot als gevolg van de werking van fornuizen en boilers. De NOx-uitstoot als gevolg van de werking van de fornuizen en boilers van de thermische kraker van Fina Raffinaderij Antwerpen worden afzonderlijk gespecifieerd. Tabel 6-17: Totale NOx-uitstoot als gevolg van de werking van fornuizen en boilers in 2000 voor de Vlaamse raffinaderijen. NOx-uitstoot ton/jaar Fornuizen raffinaderij

4 552,0

Boilers raffinaderij

669,9

Cogeneratie raffinaderij

766,4

Totaal raffinaderij

5 988,3

Fornuizen NC3

918,0

Boilers NC3

75,0

Totaal NC3

993,0

AMINAL – AMINABEL

110


Procesemissies Binnen de raffinaderijen geven 3 activiteiten aanleiding tot vorming van NOx. Het gaat in alle gevallen om verbrandingsprocessen.

§

Katalytische kraking: bij het afbranden van de cokes van de katalysator in de regenerator wordt eveneens NOx gevormd. De NOx wordt zowel gevormd door oxidatie van stikstof gebonden aan de cokes (brandstof NOx) als door oxidatie van stikstof uit de verbrandingslucht (thermische NOx). De berekening van de uitstoot gebeurt op basis van regelmatige emissiemetingen op de afgassen van de regenerator van de katalytische kraker.

§

Zwavelrecuperatie-eenheid: in de naverbrander van de zwavelrecuperatie-eenheid, waar de niet geconverteerde H2S wordt omgezet tot SO2, wordt eveneens NOx gevormd. De NOx wordt zowel gevormd uit N-houdende componenten in de te behandelen gasstromen (NH3, organische amines, …) als door oxidatie van stikstof uit de verbrandingslucht (thermische NOx). Bij één van de raffinaderijen zijn geen NOx-metingen op de schouw van de zwavelrecuperatie-eenheid beschikbaar. De concentratie wordt dan gelijk genomen als deze bij een andere raffinaderij met een gelijkaardige zwavelrecuperatieeenheid.

§

Blazen van bitumen: bij het blazen van bitumen komen in beperkte mate NOx vrij als gevolg van oxidatie van stikstofhoudende componenten in de bitumen en oxidatie van stikstof uit de lucht bij het blazen zelf of in de naverbrander.

In Tabel 6-18 worden de NOx-emissies als gevolg van de verschillende processen weergegeven. Tabel 6-18: Procesemissies van NOx door de Vlaamse raffinaderijen in 2000. Proces

NOx-uitstoot ton/jaar

Katalytische kraker

1 316,4

Zwavelrecuperatie

41,1

Blazen van bitumen

1,3

Emissies door fakkels Waar nodig worden de NOx-emissies van de fakkels bijgeschat. Voor de berekeningsmethode van fakkelemissies volgens de TNO-methode voor de verschillende componenten wordt verwezen naar 6.1.6. Gezien geen gegevens voorhanden zijn over het gehalte in stikstofverbindingen gebonden stikstof in de gassen die worden afgefakkeld, wordt ervan uitgegaan dat enkel thermische NOx wordt gevormd. Voor de afgefakkelde gassen wordt aangenomen dat de calorische waarde gelijkaardig is aan deze van raffinaderijgas (± 40,4 MJ/Nm³ - 48,1 MJ/kg). AMINAL – AMINABEL

111


Op basis van de afgefakkelde hoeveelheden in de verschillende raffinaderijen, wordt volgende NOx uitstoot voor 2000 berekend (Tabel 6-19). De uitstoot van de fakkel van de naftakraker van Fina Raffinaderij Antwerpen wordt afzonderlijk vermeld. Tabel 6-19: NOx uitstoot als gevolg van het affakkelen in 2000. Proces

NOx-uitstoot ton/jaar

Fakkels raffinage

76,1

Fakkel NC3

24,0

Totaal emissies In Tabel 6-20 wordt een overzicht gegeven van de totale jaargemiddelde NOx-uitstoot voor 2000 door de Vlaamse raffinaderijen. Tabel 6-20: Jaargemiddelde NOx- uitstoot door de Vlaamse raffinaderijen in 2000. NOx-uitstoot (ton/jaar)

Aandeel (%)

4 552,0

61,3


669,9

9,0


766,4

10,3

Katalytische kraker

1 316,4

17,7

Zwavelrecuperatie

41,1

0,6

Asfaltproductie

1,3

< 0,1

Fakkels raffinage

76,1

1,0

7 423,2

100

Fornuizen NC3

918,0

90,3

Boilers NC3

75,0

7,4

Fakkel NC3

24,0

2,4

1 017,0

100

Fornuizen raffinaderij

Totaal

Totaal NC3

VMM (2001) geeft een jaarvracht aan NOx op voor de raffinagesector in 2000, gebaseerd op gegevens van 4 van de 5 raffinaderijen, van 7430 ton. De inventarisatie van VMM laat de emissies van NC3 buiten beschouwing, omwille van het feit dat deze activiteit in een andere sector (basischemie) is opgenomen. Het verschil is, naast een aantal afrondingsfouten als gevolg van herrekeningen, voornamelijk te wijten aan:

AMINAL – AMINABEL

112


·

De waarde voor de NOx-uitstoot voor schoorsteen 124 van de Fina Raffinaderij Antwerpen in het emissiejaarverslag is verkeerd. De reële NOx-emissie voor dit emissiepunt is 121,7 ton lager.

·

Eén raffinaderij specifieert geen fakkelemissies. In het MER wordt een jaarlijks afgefakkelde hoeveelheid van 10 000 ton ingeschat. Wanneer ervan wordt uitgegaan dat de afgefakkelde gassen dezelfde samenstelling hebben als het raffinaderijgas, levert de berekening via de TNO-methode een jaarlijkse bijkomende NOx-uitstoot van 4,1 ton/jaar op. Deze meeruitstoot werd voor de periode 1990 tot 2000 in rekening gebracht.

·

De NOx-emissies van de raffinaderij, die niet in de sectoremissies van VMM is opgenomen, bedragen 108,5 ton. Deze emissie is voor meer dan 99% toe te schrijven aan het gebruik van vloeibare brandstoffen in fornuizen en boilers.

6.2.3.2.

Evolutie van de NOx-emissies : 1990 – 2010

In Figuur 6.3 wordt een overzicht gegeven van de evolutie van de NOx-emissies sinds 1990. In deze figuur wordt ook de ingeschatte emissiesituatie voor 2010 opgenomen. Naast effecten van doorzetwijzigingen op de NOx-emissie (cfr.infra) zijn een aantal significante sprongen als volgt te verklaren: ·

Het opstarten van naftakraker 3 binnen de Fina raffinaderij in 1991 heeft aanleiding gegeven tot een bijkomende NOx-emissie afkomstig van de fornuizen, stoomketels en de fakkel van de naftakraker.

·

Vanaf 1993 werd in de Esso raffinaderij en vanaf 2000 in de Fina raffinaderij een gasgestookte cogeneratie-eenheid operationeel waardoor enerzijds het aandeel van de gemengd gestookte boilers in de stoomproduktie sterk terugviel en anderzijds een bijdrage van de cogeneratie-eenheden werd gegenereerd.

·

In 1994 werd in de Fina raffinaderij het fuel oil upgrading project (FOUP) operationeel. De voorbehandeling van de voeding van de katalytische krakers, voornamelijk met het oog op ontzwaveling, heeft ook een daling van stikstofhoudende componenten in deze voeding voor gevolg. Dit leidt tot een daling van de NOx-uitstoot van de regenerator van de katalytische krakers en tot een verlaging van het N-gehalte in de fuel olie voor de fornuizen (minder thermische NOx). Deze vermindering wordt te niet gedaan door de meeruitstoot van de fornuizen van de reactoren van het FOUP project.

·

Een verstrengen van de bubble norm voor NOx van 900 tot 450 mg/Nm³ vanaf 1998 heeft niet direct effecten geressorteerd op de emissies van de raffinaderijen.

Over de laatste jaren zijn binnen de raffinaderijen continu eenheden bijgebouwd of werden eenheden onder steeds strengere condities, wat meestal hogerte fornuistemperaturen en een hoger brandstofverbruik op de bijbehorende fornuizen betekent, bedreven. Dit alles met het oog op het voldoen aan de steeds strengere productspecificaties en op een verhogen

AMINAL – AMINABEL

113


van de doorzet. Ondanks dit alles is de specifieke NOx-uitstoot van de raffinage activiteit (emissies NC3 niet mee in rekening gebracht) sinds 1995 continu gedaald. De specifieke NOX-uitstoot wordt hier bepaald als het aantal kg NOX dat per ton doorzet (aardolie + intermediaire componenten van andere raffinaderijen) wordt uitgestoten. Als gevolg van de bijkomende installaties stijgt de specifieke NOx-emissies licht in het BAU-scenario (Figuur 6.4).

AMINAL – AMINABEL

114


Figuur 6.3: Evolutie van de NOx-emissie voor de raffinagesector tussen 1990 en 2000 en emissieprognose voor 2010 12000,0

Vracht NOx (ton/jaar)

10000,0

8000,0

6000,0

4000,0

2000,0

0,0

1990

1991

Fakkel NC3

0

11,5

23

23

23

23

25

11,9

23,1

24,0

22,5

Boiler NC3

0

70

140

140

140

140,5

183,3

146,1

112,1

75,0

102,1

Fornuis NC3

0

413,5

827

827

827

859,4

951,5

841,2 1046,5 918,0 1505,8

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2010

Overige

4,0

2,0

7,3

13,0

5,6

2,6

2,5

4,2

1,5

0,0

0,0

Fakkels

39,9

39,9

39,9

40

49

46

30

49

48

76,1

54

Blazen bitumen

26,2

14,1

8,7

10

10

2

1

1

1

1,3

1

73,3

31,8

33,6

Naverbrander Claus Regeneratie FCC

2065,0 1722,0 1758,0 0,0

0,0

0,0

76

49

40

51

76

53

41,1

83

2683

1662

926

1181

1497

1520

1316,4

1801 836,1

423,0

236,0

468,0

505,5

427,0

458,5

766,4

Stoomketels

2062,1 1903,1 1703,3

1248

1316

1064

1255

1025

778

669,9

612

Fornuizen

5552,2 5676,6 5733,5

4936

4224

5170

5335

4857

4826

4552,0

5370

Cogeneratie

AMINAL – AMINABEL

1992

115


Figuur 6.4: Evolutie van de specifieke NOx-emissie en prognose voor het BAU-scenario (emissies NC3 niet inbegrepen).

350,0

Specifieke NOx uitstoot (g NOx/ton doorzet)

300,0

250,0

200,0

150,0

100,0

50,0

0,0 NOx

1990

1991

1992

1993

332,0

286,7

284,5

297,9

AMINAL – AMINABEL

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2010

257,4

217,0

226,6

207,6

212,3

193,6

199,4

116


6.2.4.

Stofemissies

6.2.4.1.

Situatie 2000

Emissies van fornuizen en boilers De verbranding van (voornamelijk) vloeibare en gasvormige brandstoffen in fornuizen en boilers geeft aanleiding tot emissie van stof. Dit stof is afkomstig van het asgehalte van de vloeibare brandstof (hoe zwaarder de fuel, hoe hoger het asgehalte) en van onvolledige verbranding (roetvorming, enige stofbron bij gasvormige brandstoffen). Tabel 6-22 geeft de gemiddelde jaarvracht in 2000 weer. De stofemissies van de gasgestookte fornuizen en boilers van de thermische kraker van Fina Raffinaderij Antwerpen worden afzonderlijk opgenomen. Er wordt eveneens gevraagd om een inschatting te maken voor de emissies van PM10 en PM2,5 voor deze sector. In een recent rapport van IIASA (Lükewille et al, 2001) worden een aantal literatuurgegevens rond het aandeel van PM10 en PM2,5 in de totale stofuitstoot bij verbranding samengevat. Tabel 6-21 geeft een overzicht. Deze tabel werd aangevuld met gegevens van Remus (2000). Voor de inschatting van het aandeel PM2,5 en PM10 voor fornuizen en boilers werd gebruik gemaakt van volgende factoren: ·

Zware fuel olie en gas: 88% PM2,5 en 95% PM10

·

Fuel olie: 12% PM2,5 en 50% PM10

·

Gasvormige brandstoffen: 100 gew% PM2,5.

De berekende vrachten voor PM2,5 en PM10 dienen als indicatief te worden beschouwd. De evolutie van het aandeel PM2,5 in de reeks zware fuel olie – fuel olie – gas lijkt onwaarschijnlijk, wat betekent dat ofwel het aandeel voor fuel olie onderschat ofwel het aandeel voor zware fuel olie overschat is. Momenteel loopt een onderzoek door Vito naar de uitstoot van PM2,5 door verschillende bronnen. Gegevens van dit onderzoek zijn nog niet voorhanden. Ook over de verdeling van de stofemissies van de regenerator van de katalytische kraker over PM10 en PM2,5 ontbreken alle gegevens.

AMINAL – AMINABEL

117


Tabel 6-21: Literatuurgegevens rond het aandeel PM10 en PM2,5 in de totale stofemissie van verbrandingsprocessen. Bron

Brandstof

Aandeel PM2,5

Aandeel PM10

Referentie

Boilers

Zware fuel olie

52 %

71 %

EPA (1998)

Fornuizen

Zware fuel olie

56 %

86 %

EPA (1998)

Fornuizen

Zware fuel olie

76 %

92 %

Lützke (1987)

Elektriciteitsproductie Zware fuel olie + fornuizen Fornuizen – vollast Fornuizen vollast

–

75 % van PM10

Berdowski et al (1997)

Zware fuel olie

66 %

93 %

Remus (2000)

geen Zware fuel olie

84 %

99 %

Remus (2000)

Fuel olie

12 %

50 %

EPA (1998)

Fornuizen

Elektriciteitsproductie Fuel olie

43 % van PM10

APEG (1999)

Fornuizen

25 % van PM10

APEG (1999)

Fuel olie

Industriële boilers - Zware fuel olie en volllast gas

71 – 87 %

87 – 93 %

Remus (2000)

Industriële boilers – Zware fuel olie en geen vollast gas

87 – 89 %

96 – 97 %

Remus (2000)

Boilers + fornuizen

Gas

100%

Berdowski et al (1997) + APEG (1999)

Tabel 6-22: Totale stofuitstoot als gevolg van de werking van fornuizen en boilers in 2000 voor de Vlaamse raffinaderijen, indicatieve waarden voor PM2,5 en PM10. Stofuitstoot

PM2,5

PM10

ton/jaar

ton/jaar

ton/jaar

878

597

715

129,8

19

67

7,7

8

8

1 026,0

624

790

Fornuizen NC3

4,2

4

4

Boilers NC3

0,6

1

1

Totaal NC3

4,8

5

5

Fornuizen raffinaderij Boilers raffinaderij Cogeneratie raffinaderij Totaal raffinaderij

AMINAL – AMINABEL

118


Procesemissies Binnen de raffinaderijen geven 4 activiteiten aanleiding tot vorming van stof:

§

Katalytische kraking: als gevolg van de continue circulatie van de katalysator tussen de reactor en de regenerator, worden fijne deeltjes van de katalysator afgeschuurd die daarna met de rookgassen van de regenerator doorheen de rookgasreiniging worden meegesleurd. De berekening van de uitstoot gebeurt op basis van regelmatige emissiemetingen op de afgassen van de regenerator van de katalytische kraker.

§

Zwavelrecuperatie-eenheid: in de naverbrander van de zwavelrecuperatie-eenheid, waar de niet geconverteerde H2S wordt omgezet tot SO2, wordt eveneens stof gevormd. Bij één van de raffinaderijen zijn geen stofmetingen op de schouw van de zwavelrecuperatie-eenheid beschikbaar. De concentratie wordt dan gelijk genomen als deze bij een andere raffinaderij met een gelijkaardige zwavelrecuperatie-eenheid.

§

Blazen van bitumen: bij het blazen van bitumen komen in beperkte mate stof vrij.

§

Thermische kraker Fina Raffinaderij Antwerpen: bij het afbranden van de cokes, die zich op de wanden van de buizen van de kraker tijdens het proces afzet, wordt stof gegenereerd. De stofemissies bij het afbranden van de cokes van de thermische krakers op de raffinaderij van Fina Raffinaderij Antwerpen worden afzonderlijk opgenomen.

Over het aandeel van de PM 2,5 in de procesemissies voor stof zijn geen gegevens bekend. In Tabel 6-23 wordt de stofuitstoot als gevolg van de verschillende processen weergegeven. Tabel 6-23: Procesemissies van stof door de Vlaamse raffinaderijen in 2000. Proces

Stofuitstoot ton/jaar

Katalytische kraker

441,3

Zwavelrecuperatie

14,9

Blazen van bitumen

0,1

Totaal Decoking fornuizen NC3

456,3 1,50

Emissies door fakkels Waar nodig worden de stofemissies van de fakkels bijgeschat. Voor de berekenings-methode van fakkelemissies volgens de TNO-methode voor de verschillende componenten wordt verwezen naar 6.1.6. Op basis van de afgefakkelde hoeveelheden in de verschillende raffinaderijen, wordt volgende stofuitstoot voor 2000 berekend (Tabel 6-24). De uitstoot van de fakkel van de naftakraker van Fina Raffinaderij Antwerpen wordt afzonderlijk vermeld.

AMINAL – AMINABEL

119


Tabel 6-24: Stofuitstoot als gevolg van het affakkelen in 2000. Proces

Stofuitstoot ton/jaar

Raffinage

128,50

Fakkel NC3

44,00

Totaal emissies In Tabel 6-25 wordt een overzicht gegeven van de totale jaargemiddelde stofuitstoot voor 2000 door de Vlaamse raffinaderijen. Tabel 6-25: Jaargemiddelde stofuitstoot door de Vlaamse raffinaderijen in 2000, indicatieve waarden voor PM2,5. Stofuitstoot

Aandeel

Uitstoot PM2,5

Aandeel

ton/jaar

%

ton/jaar

%

878

55,2

597

95,7

129,8

8,1

19

3,0

7,7

0,5

8

1,3

Katalytische kraker

441,3

27,4

Zwavelrecuperatie

14,9

0,9

Blazen bitumen

0,1

< 0,1

128,5

8,0

1 600,3

100

624

100

Fornuizen NC3

4,2

8,3

4

80,0

Boilers NC3

0,6

1,2

1

20,0

Decoking fornuizen NC3

1,5

< 0,1

Fakkel NC3

44,00

87,5

Totaal NC3

50,3

100

5

100

Fornuizen raffinaderij Boilers raffinaderij Cogeneratie raffinaderij

Fakkels raffinage Totaal

VMM (2001) geeft een jaarvracht aan stof op voor de raffinagesector in 2000, gebaseerd op 4 van de 5 raffinaderijen, van 1544 ton. De emissies van NC3 zijn hierin niet opgenomen. Het verschil is, naast een aantal afrondingsfouten als gevolg van herrekeningen, voornamelijk te wijten aan: ·

In één raffinaderij worden enekel stofmetingen op de gemengd gestookte fornuizen, vallend onder de grote stookinstallaties, gemeten. De gemiddelde stofconcentratie voor deze fornuizen wordt gebruikt om de stofemissie van de

AMINAL – AMINABEL

120


kleinere gemengd gestookte fornuizen in te schatten, wat een meeruitstoot van 9,7 ton oplevert. ·

In twee raffinaderijen wordt geen stofemissie van fakkels opgegeven. Bijschatting via de TNO-methode levert een meeruitstoot van 23,5 ton op. Deze bijschatting werd ook voor de historische emissies (1990-1999) doorgevoerd.

·

De stofemissies van de raffinaderij, die niet in de sectoremissies van VMM is opgenomen, bedragen 16,4 ton. Deze emissie is voor meer dan 99% toe te schrijven aan het gebruik van vloeibare brandstoffen in fornuizen en boilers.

6.2.4.2.

Evolutie van de stofemissies: 1990 - 2010

In Figuur 6.5 wordt een overzicht gegeven van de evolutie van de stofemissies sinds 1990. In deze figuur wordt ook de ingeschatte emissiesituatie voor 2010 opgenomen. De historische emissiegegevens (1990-1992) dienen met de nodige omzichtigheid behandeld te worden. Deze zijn volledig gebaseerd op gegevens uit de VMM databank maar de emissies van fornuizen en boilers lijken, omwille van volgende redenen, eerder onderschat: ·

Het gebruik van vloeibare brandstoffen en de verhouding vloeibare tot gasvormige brandstoffen was in het verleden hoger dan in de huidige situatie. Vloeibare brandstoffen geven tot een hogere stofvorming aanleiding dan gasvormige brandstoffen.

·

De gebruikte vloeibare brandstoffen waren minder diepgaand ontzwaveld en hadden een hoger asgehalte dan de vloeibare brandstoffen die momenteel worden ingezet. Ook dit geeft aanleiding tot een hogere stofvorming.

·

Historisch werden vaak enkel op de grotere fornuizen, conform de bepalingen van de toenmalige wetgeving, stofmetingen uitgevoerd.

Omwille van bovenstaande redenen wordt de historiek van de specifieke stofemissie voor de raffinage activiteit slechts weergegeven vanaf 1996 (Figuur 6.5). In deze specifieke stofemissie van de raffinage activiteit zijn de emissies van NC3 niet meegenomen. Uit de evolutie van de historische emissies is een duidelijk effect waarneembaar van het verstrengen van de bubble norm voor stof van 250 naar 150 mg/Nm³ vanaf 1998. Voor het BAU scenario wordt een duidelijke vermindering van zowel de totale als de specifieke stofemissie doorgerekend. Deze is ondermeer het gevolg van een verhoogd aandeel van het gebruik van gasvormige brandstoffen.

AMINAL – AMINABEL

121


Figuur 6.5: Evolutie van de stofemissie voor de raffinagesector tussen 1990 en 2000 en emissieprognose voor 2010. 2000,0 1800,0

Stof vracht (ton/jaar)

1600,0 1400,0 1200,0 1000,0 800,0 600,0 400,0 200,0 0,0

1990

1991

1992

Decoking NC3

0

0,75

1,5

1,5

1,5

Fakkel NC3

0

15

30

30

50,1

Boiler NC3

0

2,076

4,152

0,8

12,9

1994

1995

1996

1997

0

9,351 18,702

1998

1999

2000

2010

1,5

1,5

1,5

1,5

22,2

9,9

44

45

6,3

0,2

0,56

0,6

2,2

53,3

32,2

1,6

4,21

6

Overige

0,9

1,0

3,6

1,2

1,1

1,6

0,9

0,0

0,0

Fakkels

72,8

72,8

72,8

85

66

77

82

128,5

88

Blazen bitumen

0,7

0,8

3,5

3

0

0

1

0,1

0

Claus

0,4

0,4

0,4

5

5

5

3

15,0

7

631,0

412,0

452,0

320

189

455

352

441,3

442

Fornuis NC3

Regenerator FCC

AMINAL – AMINABEL

1993

Cogeneratie

0,0

0,0

0,0

1,0

1,8

0,4

0,9

7,7

8,5

Stoomketels

191,3

204,2

181,7

266

314

71

55

129,8

61

Fornuizen

632,0

449,2

622,5

1015

1188

882

915

888,5

858

122


Figuur 6.6: Evolutie van de specifieke stofemissie sinds 1996 en extrapolatie voor het BAU scenario.

50,0

Specifieke stofemissie (g stof/ton doorzet)

45,0 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 Stof

AMINAL – AMINABEL

1996

1997

1998

1999

2000

2010

47,7

47,9

39,0

38,9

42,0

33,4

123


6.2.5.

VOS-emissies

6.2.5.1.

Situatie 2000

Fugitieve procesemissies Fugitieve emissies zijn een gevolg van kleine lekverliezen aan verschillende componenten die aanwezig zijn in de raffinaderij (kleppen, pompdichtingen, flenzen, …). Het gemiddeld lekverlies per component is laag maar het grote aantal componenten en de vrijwel continue operatie zijn verantwoordelijk voor een aanzienlijke VOS-vracht op jaarbasis. Tabel 6-26: Fugitieve procesemissies in de raffinaderijen. Fugitieve procesverliezen ton/jaar Raffinaderij

5 115,3

NC 3

363,0

Verliezen als gevolg van opslag De verliezen als gevolg van opslag worden opgesplitst naargelang de gevolgde indeling naar tanktype en naar type product (Tabel 6-4). Bovenop deze emissies van opslagtanks valt binnen één raffinaderij nog een aanzienlijke vracht van 712,5 ton VOS per jaar te noteren, afkomstig van de ontgassing tijdens tussenopslag van gemeroxte lichte fractie afkomstig van een katalytische kraker. Deze bron zal in de toekomst verdwijnen. Tabel 6-27: Tankemissies in functie van tanktype en type opgeslagen product (ton/jaar) Intern vlottend dak



Vast dak

Ruwe aardolie

42,3

106,2

10,0

Nafta: Raffinaderij

312,1

813,5

274,0

NC3

32,1 4,2

69,3

0,8

54,1

Keroseen Gasolie

1,7

Zwaardere fracties

668,9


AMINAL – AMINABEL

0,1

10,8

21,7

12,4

124


De adem- en werkingsverliezen van de opslagtanks bij de verschillende raffinaderijen zijn verantwoordelijk voor volgende uitstoot aan VOS op jaarbasis:

Tabel 6-28: Emissies als gevolg van adem- en werkingsverliezen van opslagtanks Opslagverliezen ton/jaar Raffinaderij

2 402,1

Ontgassing gemeroxte LCCS

712,5

NC 3

32,1

Verliezen als gevolg van belading De belading van trucks, spoorwegwagons, lichters en zeeschepen geeft aanleiding tot volgende VOS-uitstoot op jaarbasis: Tabel 6-29: Emissies als gevolg van belading Beladingsverliezen ton/jaar Raffinaderij

2 141,0

Fugitieve verliezen ter hoogte van de waterzuivering De verdamping van koolwaterstoffen ter hoogte verantwoordelijk voor volgende VOS-vracht:

van de waterzuivering is op jaarbasis

Tabel 6-30: Fugitieve verliezen ter hoogte van de waterzuivering Fugitieve verliezen WZI ton/jaar Raffinaderij

804,4

Fakkelemissies Het verbrandingsrendement van een fakkel is nooit 100%. Als gevolg van deze onvolledige verbranding wordt steeds een gedeelte van de koolwaterstoffen onverbrand als VOS geëmitteerd. Dit geeft aanleiding tot volgende jaarvrachten:

AMINAL – AMINABEL

125


Tabel 6-31: VOS-emissies als gevolg van het affakkelen Fugitieve verliezen fakkels ton/jaar Fakkels raffinaderij

557,1

Fakkels NC3

169,9

Deze emissies werden bijgeschat uitgaande van een VOS-emissie van 1% van de totale doorzet. Geleide emissies Bij de geleide emissies van VOS in de raffinaderijen maken de emissies van de dampherwinningseenheden, die bij de belading van vluchtige produkten worden ingezet, en afkomstig van de fornuizen de hoofdmoot uit. Kleinere bronnen zijn de regeneratie van de katalysatoren bij katalytische kraking en katalytische reforming, maar hun aandeel is beperkt. Tabel 6-32: Geleide emissies van VOS Geleide VOS-uitstoot ton/jaar Dampherwinning

36,9

Fornuizen

15,4

Varia

0,9

Totaal emissies Tabel 6-33 geeft een overzicht van de totale uitstoot van VOS door de Vlaamse raffinaderijen in 2000. VMM (2001) geeft een jaarvracht aan VOS op voor de raffinagesector in 2000, gebaseerd op data van 4 van de 5 raffinaderijen, van 10 618 ton. Dit cijfer omvat wel de fugitieve en de opslagverliezen gelinkt met NC3 (die niet in het emissiejaarverslag worden afgesplitst). Het verschil is, naast een aantal afrondingsfouten als gevolg van herrekeningen, voornamelijk te wijten aan: ·

Het niet in rekening brengen van de VOS emissies van fakkels in 3 van de 5 raffinaderijen. Rekening houdend met een uitstoot van VOS van 1% van het afgefakkelde debiet (conform de TNO methode), levert dit een meeruitstoot van 529,2 ton op. Hiervan zijn 169,9 ton toe te schrijven aan de fakkel van NC3. Deze bijschatting werd ook voor de historische emissiesituatie uitgevoerd.

·

Het bijschatten van de opslagverliezen voor P2 en P3 componenten voor één raffinaderij levert een meeruitstoot van 82,5 ton op. Deze bijschatting werd ook voor de historische emissiesituatie uitgevoerd.

AMINAL – AMINABEL

126


·

Het herrekenen van de opslagverliezen voor één raffinaderij aan de hand van de Tanks software, levert een meeruitstoot van 160,4 ton op ten opzicht van de inschatting in het emissiejaarverslag. Deze bijschatting werd ook voor de historische emissiesituatie uitgevoerd.

·

Het bijschatten van de beladingsverliezen voor P2 en P3 componenten voor één raffinaderij levert een meeruitstoot van 46 ton op. Deze bijschatting werd ook voor de historische emissiesituatie uitgevoerd.

·

De VOSemissies van de raffinaderij, die niet in de sectoremissies van VMM is opgenomen, bedragen respectievelijk 136,2 ton voor de fugitieve procesverliezen, 391,7 ton voor de opslagverliezen, 162 ton voor de beladingsverliezen en 70,9 ton voor de verliezen ter hoogte van de waterzuivering.

Tabel 6-33: Totale VOS-uitstoot door de Vlaamse raffinaderijen in 2000. Uitstoot VOS

Aandeel

ton/jaar

%


5 115,3

43,4

Opslagverliezen

2 402,1

20,4

712,5

6,0

2 141,0

18,2

Fugitieve emissies WZI

804,4

6,8

Dampherwinningseenheden

36,9

0,3

Fornuizen

15,4

0,1

Varia

0,9

< 0,1

Fakkels

557,1

4,7

Totaal

11 785,6

100

Fugitieve procesverliezen NC3

363,0

64,2

Opslagverliezen NC3

32,1

2,7

Fakkel NC3

169,9

1,4

Totaal NC3

565,0

100

Ontgassing gemeroxte LCCS Beladingsverliezen

AMINAL – AMINABEL

127


6.2.5.2.

Evolutie van de VOS-emissies: 1990 - 2010

In Figuur 6.7 wordt een overzicht gegeven van de evolutie van de VOS-emissies sinds 1990. In deze figuur wordt ook de ingeschatte .emissiesituatie voor 2010 opgenomen. Naast de hierboven reeds vermelde aanpassingen aan de historische emissiesituatie, werden ook de tankemissies van twee raffinaderijen, waar de berekening vanaf 2000 op een betere manier werd doorgevoerd, aangepast. Bij raffinaderijen, waarvoor doorheen de jaren de tellingen van het aantal componenten zijn verbeterd, werden de historische diffuse emissies herrekend op basis van de meest recente resultaten van de tellingen. Uit de weergegeven evolutie van de historische emissies zijn een tweetal sprongen opvallend. Deze kunnen als volgt verklaard worden: ·

Binnen de Fina raffinaderij werd in 1994 een ontgassingsinstallatie voor de gemeroxte LCCS fractie van één van beide krakers gebouwd waardoor de opslagemissies significant werden gereduceerd.

·

Vanaf 1999 werden in 3 van de 5 raffinaderijen verschillende dampherwinningseenheden voor de belading van lichte componenten op trucks en lichters in dienst genomen. Dit leidde tot een significante reductie van de emissies als gevolg van belading.

Ondanks de stijgende doorzet is de specifieke VOS emissie over de jaren significant gedaald (Figuur 6.8). Ook in het BAU scenario wordt met een verdere daling van zowel de totale als de specifieke VOS emissies rekening gehouden. Deze verdere daling zal voornamelijk toe te schrijven zijn aan een verdere reductie van de emissies als gevolg van opslag en belading. Verschillende vlottend dak tanks, die momenteel nog met enkele seals zijn uitgerust, zullen naar de toekomst toe met dubbele seals worden uitgerust. Emissies van de gemeroxte LCCS binnen een raffinaderij zullen komen te vervallen. Daarnaast zullen ook meer beladingen met behulp van dampherwinning worden uitgevoerd en zal de efficiëntie van de dampherwinningseenheden nog verder verhoogd worden.

AMINAL – AMINABEL

128


Figuur 6.7: Evolutie van de VOS-emissie voor de raffinagesector tussen 1990 en 2000 en emissieprognose voor 2010. 18000 16000

Vracht VOS (ton/jaar)

14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 VRU Fakkels (incl. NC3)

1990

1991

1992

1993

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2010

0

0

0

0

1994

0

0

0

0

37,4

36,9

37,4

339,6

424,6

509,6

509,6

559,6

590,6

727,0

559,8

294,339 589,035 538,93

885,475 841,875 841,875 841,875

841,875 885,575

871,3

801,5

765,1

804,4

735,4

Opslagtanks (incl. NC3) 5265,73 6228,67 5754,05 5329,29 4456,43 3733,93 3733,93 3733,93 Belading

3491,03 2994,3

2881,5

2944,9

3096,3

3146,7

2239,2

3733,93

3691,3

4440,8

2366,7

2141

1644

4873,01 5350,58 5350,58 5478,9

5350,58 5478,9

5478,9

5364,9

5331,9

5478,3

5462,3

WZI

Fugitief (incl. NC3)

AMINAL – AMINABEL

3674

129


Figuur 6.8: Evolutie van de specifieke VOS-emissie sinds 1990 en extrapolatie voor het BAU-scenario.

Specifieke VOS emissie (g VOS/ton doorzet)

600,0

500,0

400,0

300,0

200,0

100,0

0,0 VOS

1990

1991

1992

1993

534,6

506,2

496,2

502,2

AMINAL – AMINABEL

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2010

476,5

383,1

358,3

369,9

335,3

321,8

243,1

130


6.2.6.

Metalen

Emissies van fornuizen en boilers De verbranding van vloeibare brandstoffen in fornuizen en boilers geeft aanleiding tot emissie van Ni en V. Tabel 6-34 geeft de gemiddelde jaarvracht in 2000 weer.

Tabel 6-34: Totale uitstoot van Ni en V als gevolg van de werking van fornuizen en boilers in 2000 voor de Vlaamse raffinaderijen. Ni-uitstoot

V-uitstoot

ton/jaar

ton/jaar


12,59

25,81


0,60

1,06


0,00

0,00

13,19

26,87

Fornuizen NC3

0,00

0,00

Boilers NC3

0,00

0,00

Totaal NC3

0,00

0,00

Totaal raffinaderij

Procesemissies Binnen de raffinaderijen geeft 1 activiteit aanleiding tot emissies van Ni en V:

§

Katalytische kraking: Ni en V aanwezig in de voeding van de katalytische kraker worden in de cokes, die op de katalysator wordt afgezet, ingebouwd en bij het afbranden in de regenerator vrijgesteld. De katalysator zelf bindt ook een gedeelte van het Ni en V dat aanwezig is in de voeding zodat de emissie van katalysatorstof uit de regenerator eveneens een bron is van Ni en V uitstoot.

In Tabel 6-35 wordt de Ni- en V-uitstoot als gevolg van de regeneratie van de katalysator van de katalytische kraking weergegeven.

Tabel 6-35: Procesemissies van Ni en V door de Vlaamse raffinaderijen in 2000. Proces

Ni-uitstoot

V-uitstoot

ton/jaar

ton/jaar

Regeneratie katalytische kraker

0,65

1,32

Totaal

0,65

1,32

AMINAL – AMINABEL

131


Totaal emissies In Tabel 6-36 wordt een overzicht gegeven van de totale Ni- en V-uitstoot voor 2000 door de Vlaamse raffinaderijen. Tabel 6-36: Totale Ni- en V-uitstoot door de Vlaamse raffinaderijen in 2000. Ni-uitstoot

Aandeel

V-uitstoot

Aandeel

ton/jaar

%

ton/jaar

%


12,59

90,9

25,81

91,6


0,60

4,5

1,06

3,8

Katalytische kraker

0,65

4,7

1,32

4,7

13,90

100

28,19

100

Totaal

Het verschil met de cijfers van de VMM databank is toe te schrijven aan de Ni en V emissies van de vijfde raffinaderij, die nog niet in de emissiedata van 2000 is opgenomen. 6.2.6.2.

Evolutie van de Ni- en V-emissies: 1990 - 2010

Historische emissies van Ni en V zijn niet opgenomen in de VMM databank. Vandaar dat enkel een reconstructie kon worden gemaakt van de emissies vanaf 1996. De sterke dalingen in de uitstoot van Ni en V in 1998 zijn toe te schrijven aan het verstrengen van de bubble norm voor SO2. Als gevolg daarvan werd meer gasvormige (Nien V-vrije) brandstof en vloeibare brandstof met een lager S-gehalte gestookt. Als gevolg van het ontzwavelen van vloeibare brandstof daalt meestal ook het Ni- en V-gehalte van deze brandstof. Voor het BAU-scenario wordt een lagere Ni- en V- uitstoot berekend, waarbij de meeruitstoot van de regeneratoren van de katalytische kraker wordt overgecompenseerd door een minderuitstoot door de fornuizen en boilers als gevolg van een verhoogd gebruik van gasvormige brandstoffen.

AMINAL – AMINABEL

132


Figuur 6.9: Evolutie van de Ni-vracht sinds 1996 en extrapolatie voor het BAU-scenario

35000

30000

Ni vracht (kg /jaar)

25000

20000

15000

10000

5000

0 FCC

1996

1997

1998

1999

2000

2010

579

732

772

442

650

1184

Boilers

4781

4424

1186

436

600

245

Fornuizen

25555

21083

13196

10995

12590

9627

AMINAL – AMINABEL

133


Figuur 6.10: Evolutie van de V-vracht sinds 1996 en extrapolatie voor het BAU-scenario

70000

60000

V vracht (kg/jaar)

50000

40000

30000

20000

10000

0

1996

1997

1998

1999

2000

2010

FCC

971

1406

1280

835

1320

2544

Boilers

9961

11064

1026

937

1060

942

Fornuizen

43628

51249

17309

24594

25810

23018

AMINAL – AMINABEL

134

Hoofdstuk 6:Emissie-inventarisatie

6.2.7.

PAK’s

Over het algemeen worden weinig gegevens in verband met emissies van PAK ter beschikking gesteld. Eén raffinaderij geeft PAK emissies op bij de regeneratie van de katalysator van de katalytische reformer en van de katalytische kraker. PAK emissies ter hoogte van fornuizen worden nooit gemeten of gespecifieerd. Binnen de fugitieve emissies (fugitieve procesverliezen, opslagtanks, belading, waterzuivering) wordt meestal een aandeel PAK afgesplitst. Tabel 6-37 geeft een overzicht van de beschikbare gegevens rond PAK emissie voor 2000. Er zijn onvoldoende gegevens beschikbaar om de historische en toekomstige PAK emissies te reconstrueren. Tabel 6-37: Totale uitstoot van PAK door de raffinaderijen in 2000 – compilatie gegevens uit emissiejaarverslag. PAK-uitstoot (kg/jaar) Regeneratie reformer

4,4

Regeneratie FCC

0,1


16,8

Belading

1,0

Opslagtanks

1,5

WZI

5,6

Totaal

6.2.8. 6.2.8.1.

29,4

Dioxines Situatie 2000

Emissies van fornuizen en boilers Tot op heden zijn slechts een vijftal dioxinemetingen uitgevoerd bij drie verschillende raffinaderijen op grote, gemengd gestookte fornuizen. De resultaten van deze metingen variëren over twee grootte-ordes (0,00014 – 0,0486 ng TEQ/Nm³). Bij de berekening van de dioxine-uitstoot door de fornuizen en boilers in de Vlaamse raffinaderijen voor 2000 werd uitgegaan van de volgende hypothese dat enkel fornuizen waarin vloeibare brandstoffen worden gestookt mogelijks aanleiding geven tot de uitstoot van dioxines. De jaargemiddelde uitstoot wordt berekend aan de hand van mediaanwaarde (0,0030 ng TEQ/Nm³) van de 5 beschikbare meetresultaten in combinatie met het afgasdebiet van de fornuizen op vloeibare of gemengde brandstoffen voor iedere individuele raffinaderij. Tabel 6-38 geeft de totale dioxine-uitstoot als gevolg van de werking van fornuizen en boilers.

AMINAL – AMINABEL

135


Tabel 6-38: Totale dioxine-uitstoot als gevolg van de werking van fornuizen en boilers in 2000 voor de Vlaamse raffinaderijen. Dioxine-uitstoot mg TEQ/jaar Fornuizen raffinaderij

26,8


2,9


0,00

Totaal raffinaderij

29,7

Fornuizen NC3

0,00

Boilers NC3

0,00

Totaal NC3

0,00

Procesemissies Enkel bij het regenereren van de katalysator van de katalytische reformer (afbranden van de cokes) bestaat een potentieel voor dioxinevorming. Aan de naftavoeding van de katalytische reformer worden continu sporen chloorhoudende componenten toegevoegd die de katalysator in zijn meest actieve vorm moeten houden. Deze chloorhoudende componenten adsorberen eveneens aan de katalysator en kunnen reacties aangaan met de op de katalysator afgezette cokes, zodat bij het afbranden dioxines kunnen gevormd worden. Bij eenheden met discontinue regeneratie gebeurt de regeneratie in verschillende stappen sequentieel in de tijd: afbranden, nabranden en herchloreren waarbij de dioxineconcentratie in de afgassen verschilt naargelang de stap. Metingen bij één raffinaderij tijdens de verschillende stappen worden gebruikt als basis voor het bijschatten van de uitstoot bij andere raffinaderijen met een discontinue regeneratie. Bij eenheden met continue regeneratie gebeuren de verschillende stappen van de regeneratie op verschillende locaties binnenin de regeneratie-reactor. De afgassen van deze regeneratiereactor bevatten de dioxines die in de verschillende stappen worden vrijgesteld. Ook voor eenheden met continue regeneratie zijn meetresultaten beschikbaar. De dioxine-uitstoot als gevolg van de regeneratie van de katalysator van de katalytische reformer wordt in samengevat.

Tabel 6-39: Totale dioxine-uitstoot als gevolg van de katalysatorregeneratie bij de katalytische reforming. Proces

Dioxine-uitstoot mg TEQ/jaar

Regeneratie katalytische reformer

236,1

Totaal

236,1

AMINAL – AMINABEL

136


Totaal Emissies In Tabel 6-40 wordt een overzicht gegeven van de totale jaargemiddelde dioxine-uitstoot voor 2000 door de Vlaamse raffinaderijen. Tabel 6-40: Jaargemiddelde dioxine- uitstoot door de Vlaamse raffinaderijen in 2000. Jaargemiddelde dioxineuitstoot (mg TEQ/jaar)

Aandeel (%)

Stookemissies

29,7

11,2

Procesemissies

236,1

88,8

Totaal

265,8

100,0

VMM (2001) geeft een jaarvracht aan dioxines op voor de raffinagesector in 2000 van 221 mg. Het verschil is, naast een aantal afrondingsfouten als gevolg van herrekeningen, voornamelijk te wijten aan: ·

Emissies van fornuizen gestookt op olie of olie en gas werden in het kader van deze inventarisatie voor alle raffinaderijen bijgeschat. Dit leidt tot een meeruitstoot van 29,7 mg.

·

Emissies bij de regeneratie van de katalytische reforming werden in het kader van deze inventarisatie voor drie van de vijf raffinaderijen bijgeschat. Dit leidt tot een meeruitstoot van 15,5 mg.

6.2.8.2.

Evolutie dioxine-uitstoot : 1990 - 2000

Er zijn onvoldoende gegevens voorhanden om de historische en toekomstige dioxineemissies te reconstrueren.

AMINAL – AMINABEL

137


6.3.

Aanbevelingen bij het opmaken van emissiejaarverslagen

Gezien de raffinaderijen als gevolg van het gebruik van het bubble concept hun controlesysteem voor geleide emissies naar lucht voor de polluenten SO2, NOx, CO en stof op conformiteit met de bepalingen van VLAREM, titel II laten onderzoeken door een erkend deskundige in de discipline ‘Lucht’, zijn met betrekking tot de geleide emissies slechts enkele kleine opmerkingen te maken: ·

Het is aan te bevelen om ook de SO2-uitstoot als gevolg van de verbranding van raffinaderijgas (indien het S-gehalte in dit gas hoger is dan de detectielimiet) in rekening te brengen.

·

Het is aan te bevelen om ook op de kleinere, gasgestookte fornuizen (eenmalig) een stofmeting te laten uitvoeren.

De voornaamste aanbevelingen houden verband met de registratie van de diffuse emissies. Met betrekking tot de emissies van fakkels: ·

Het is aan te bevelen om de afgefakkelde hoeveelheden te registreren.

Met betrekking tot de emissies als gevolg van opslag: ·

Alle raffinaderijen gebruiken dezelfde correlatiemethode voor het berekenen van de tankverliezen, i.c. de door het American Petroleum Institute opgestelde methode die werd overgenomen door US EPA (Tanks software) en naar Europese eenheden geconverteerd door TNO in opdracht van de VROM. De grootheden die een belangrijke invloed uitoefenen op de tankemissies zijn de tank lay-out, de fysische eigenschappen van de opgeslagen produkten en de gehanteerde atmosferische omstandigheden (gemiddelde dagtemperatuur, gemiddeld dagnacht verschil, instraling van de zon, windsnelheid). Het hanteren van andere atmosferische omstandigheden kan tot afwijkingen op de berekende emissies tot 100% en meer aanleiding geven. Het is aan te bevelen om voor (bepaalde regio’s in) Vlaanderen de te gebruiken atmosferische omstandigheden vast te leggen zodat door iedereen dezelfde waarden worden gehanteerd.

·

Het is aan te bevelen om de emissies van alle opgeslagen produkten (ook P2 en P3, hoewel hun aandeel klein is) in de inventaris mee op te nemen.

Met betrekking tot de fugitieve procesverliezen: ·

Het is aan te bevelen om minstens een gedetailleerde telling van het aantal componenten uit te voeren en de fugitieve procesverliezen met behulp van de gemiddelde emissiefactoren in te schatten, eerder dan een inschatting van het

AMINAL – AMINABEL

138


aantal componenten te maken aan de hand van literatuurgegevens die uitgaan van een standaard lay-out. ·

Gezien het gemiddeld aantal lekkende componenten, die bij de gemiddelde emissiefactoren gehanteerd worden, blijkbaar aan de hoge kant zijn, is het aan te bevelen om minstens die componenten te bemeten die de hoogste bijdrage tot de fugitieve emissies leveren (kleppen, compressoren en pompen).

Met betrekking tot de overslagverliezen: ·

Het is aan te bevelen om de emissies van alle overgeslagen produkten (ook P2 en P3, hoewel hun aandeel klein is) in de inventaris mee op te nemen.

AMINAL – AMINABEL

139

Hoofdstuk 7: Emissiereductiemaatregelen

7.

Emissiereductiemaatregelen

In dit hoofdstuk worden de reeds geïmplementeerde en de nieuwe te implementeren emissiereductiemaatregelen weergegeven.

7.1.

Emissiereductiemaatregelen geïmplementeerd in de periode 19902000

In Tabel 7-1 wordt een overzicht gegeven van de belangrijkste historische emissiereductiemaatregelen en de ermee geassocieerde kosten. Voor het berekenen van de totaal gerealiseerde emissiereductie moet rekening gehouden worden met het gegeven dat bepaalde maatregelen, die op verschillende tijdstippen in het verleden zijn genomen, elkaar opheffen.

AMINAL – AMINABEL

141


Tabel 7-1: Overzicht historische emissiereductiemaatregelen en hiermee gerealiseerde emissiereductie (1990-2000). Maatregel

Emissiereductie (ton/jaar)

Kosten (1000 €)

SO2

NOx

Stof

Energie-efficiëntie maatregelen

3 000

420

180

?

Cogeneratie (2 raffinaderijen)

4 200

325

50

Investering : 3 230 + ?

Low NOx branders (zie ook Tabel 6-1)

VOS

25

Investering : 340

Diepe ontzwaveling raffinaderijgas

2 500

Investering : 4 100

Diepe ontzwaveling residu + optimalisatie zwavelherwinning

12 600

Investering : 732 200 (totaal) Werking : 10 100

Modificaties tankpark

1 422

Investering : 3 400

Ontgassing light cat cracked spirits

2 137

Investering : 1 300

Dampherwinning (zie ook par. 7.2.5.4)

1 873

Investering : 11 500

Ontzwaveling overhead atmosferische destillatie

500

FCC: toevoegen derde cycloon en gebruik attritiebestendige katalysator

120

Investering : 450

LDAR (zie ook par. 7.2.6.1)

200

Werking : 50

Afleiden veiligheidskleppen naar fakkel

470

Investering : 7 250

Minimalisatie van olie in het afvalwater-circuit

112

Afleiding ontgassing water alkylatie naar raffinaderijgasnet

588

Totaal54

54

22 800

770

350

Investering : 206

6 802

Voor het berekenen van de totaal gerealiseerde emissiereductie moet rekening gehouden worden met het gegeven dat bepaalde maatregelen, die op verschillende tijdstippen in het verleden zijn genomen, elkaar opheffen.

AMINAL – AMINABEL

142


7.2.

Nieuw te implementeren emissiereductiemaatregelen55

Hieronder worden de verschillende mogelijke emissiereductiemaatregelen weergegeven die zullen opgenomen worden in deze studie. De maatregelen zijn opgedeeld per raffinaderijeenheid. Een volledig overzicht van alle initieel beschouwde maatregelen, waarbij wordt aangegeven waarom bepaalde maatregelen niet in de modellering werden meegenomen, wordt gegeven in Tabel 7-4 . Voor de beschouwde emissiereductiemaatregelen wordt een technische fiche opgenomen, die, naast een korte omschrijving van de techniek, het reductiepotentieel en de nodige kostgegevens omvat. Daarnaast wordt per techniek ook een inschatting gegeven van het verbruik aan utilities (elektriciteit, koelwater, …) en een inschatting van de mogelijke effecten op de emissie van andere polluenten en op de CO2-emissie. Voor de berekening van de CO2-emissie wordt gebruik gemaakt van de IPCC-emissiefactoren (Tabel 7-2). Tabel 7-2: CO2-emissiefactoren en onderste verbrandingwarmte voor de verschillende vloeibare en gasvormige brandstoffen (IPCC). CO2 emissiefactor (kg/GJ) Gebaseerd op onderste verbrandingswarmte

Onderste verbrandingswarmte (GJ/ton)

(Extra) zware stookolie

77,37

40,19

Gas- en dieselolie

74,07

43,33

Raffinaderijgas

73,33

40,80

Aardgas

56,10

46,34

Voor de emissies van de elektriciteitsproductie wordt gebruik gemaakt van de gegevens rond uitstoot van CO2, SO2, NOx en stof door de klassiek productie in Vlaanderen waarbij wordt gecorrigeerd voor het aandeel klassieke productie in de totale elektriciteitsmix in België (39,4% in 2000) (Vito, Emis, 2000). Tabel 7-3 geeft een overzicht van de emissiefactoren voor de elektriciteitsproductie. De bijkomende emissie van SO2, NOx en stof kan verwaarloosd worden. Tabel 7-3: Emissiefactoren van het elektriciteitsverbruik in België. Emissiefactor klassieke productie

Emissiefactor totale productie

CO2

0,687 kg/kWh

0,271 kg/kWh

SO2

1,12 g/kWh

0,441 g/kWh

NOx

1,27 g/kWh

0,500 g/kWh

Stof

0,126 g/kWh

0,0496 g/kWh

55

In Bijlage 3 (Technische fiches REF) en Bijlage 4 (Technische fiches BAU) wordt een overzicht gegeven van de emissiereductiemaatregelen die opgenomen zijn in de modellering per proces.

AMINAL – AMINABEL

143


Tabel 7-4: Overzicht van de initieel beschouwde en de uiteindelijk voor het afleiden van de kostencurve weerhouden emissiereductiemaatregelen.

Maatregel Diep ontzwaveling voeding FCC

Regenerator met partiële verbranding

Opgenomen in modellering Nee

Nee

Opmerking ·

Reeds geïmplementeerd in 1 raffinaderij

·

Technisch niet zinvol in andere raffinaderijen

·


·

Onvoldoende gegevens voor doorrekening naar andere raffinaderijen. Andere raffinaderijen beschikten vroeger over een regenerator met partiële verbranding. Deze werkwijze werd verlaten omwille van te hoge CO emissies.

·

Niet beschouwd bij diep ontzwavelde voeding

DeSOx additief bij FCC

Ja

DeNOx additief bij FCC

Ja

Installeren Superclaus

Ja

·

Reeds geïmplementeerd in 2 raffinaderijen

Installeren TGCU na Superclaus

Ja

·

Reeds geïmplementeerd in 2 raffinaderijen

Installeren performantere TGCU na Superclaus

Ja

·


·

Enkel performantere TGCU met een rendement van 99,8% werd weerhouden.

Installeren DeSOx op afgas Claus

Ja

Installeren DeSOx op afgas Superclaus

Ja

Afleiden zuur gas naar ontzwaveling

Ja

·

Slechts toepasbaar in 1 raffinaderij

Optimalisatie van de energie-efficiëntie

Nee

·

Conform afspraken op stuurgroepvergadering valt een energieefficiëntiestudie buiten het bereik van deze studie

Omschakelen van zware fuel olie (>1% S) naar fuel olie (1%S)

Ja

AMINAL – AMINABEL

144


Maatregel

Opgenomen in modellering

Opmerking

Omschakelen van zware fuel olie (>1% S) naar gasolie (0,2%S)

Nee

·

De tussenstap naar fuel olie of gasolie met 0,6% S wordt niet beschouwd omdat de eenheidsreductiekost hoger ligt dan het overschakelen naar gasolie met 0,2% S.

Omschakelen van fuel olie (1%S) naar gasolie (0,2%S)

Nee

·

De tussenstap naar fuel olie of gasolie met 0,6% S wordt niet beschouwd omdat de eenheidsreductiekost hoger ligt dan het overschakelen naar gasolie met 0,2% S.

Omschakelen van zware fuel olie (>1%S) naar gas

Ja

Omschakelen van fuel olie (1%S) naar gas

Ja

Optimalisatie van bestaande fornuizen

Ja ·

Te duur in vergelijking met andere maatregelen zonder extra emissiereductie – maatregel dient gezien te worden in het kader van steeds verdergaande conversie van zware frakties.

Vervangen boilers door IGCC – productie van extra stookgas, stoom en Nee elektriciteit Vervangen boilers door cogeneratie

Ja

Gasgestookte fornuizen uitrusten met low NOx branders

Ja

Gasgestookte fornuizen uitrusten met ultra low NOx branders

Nee

·

Technisch niet haalbaar bij revamps omwille van limitaties op vlamlengte – wel een optie bij nieuwe fornuizen.

Oliegestookte fornuizen uitrusten met low NOx branders

Nee

·

Te hoge eenheidsreductiekost in vergelijking met overschakelen naar gas en installeren van low NOx branders - low NOx op oliestook laat enkel toe om het emissieniveau van 500-600 ppm naar 450 ppm terug te brengen.

·

Technisch niet haalbaar omwille van te lage temperaturen in de fornuizen.

Electrostatische ontstoffing op fornuizen Katalytische DeNOx (SCR) op fornuizen

Ja

Niet-katalytische DeNOx (SNCR) op fornuizen

Nee

AMINAL – AMINABEL

145


Maatregel Natte ontzwaveling (DeSOx) op fornuizen


Opmerking

Ja

Overschakelen op hoogzwavelige brandstof + natte ontzwaveling Nee (DeSOx) op fornuizen

·

Ruimtegebrek laat niet toe om bijkomende fornuizen van rookgasreiniging te voorzien + prijsverschil tussen hoogzwavelige en laagzwavelige brandstof is vrij gering.

Natte ontzwaveling (DeSOx) op regenerator FCC

Ja

Electrostatische ontstoffing op regenerator FCC

Ja

·

Leak detection and repair

Ja

·

In beperkte mate geïmplementeerd in 1 raffinaderij + in ontwikkeling in 2 andere raffinaderijen

Damprecuperatie bij belading van lichte producten op lichters en trucks

Ja

·

Reeds geïmplementeerd in 3 raffinaderijen – slechts implementeerbaar in 1 raffinaderij. Ook een damprecuperatie in één raffinaderij bij belading van bitumen.

Dubbele seals op tanks met extern vlottende daken met enkel seal

Ja

·

Toepasbaar op 15 tanks voor opslag van nafta en benzine-achtige componenten.

Bouw geodetisch dak op tanks met extern vlottende daken

AMINAL – AMINABEL

Ja

·

Toepasbaar op 9 tanks voor opslag van ruwe aardolie.

·

Toepasbaar op 4 tanks voor opslag van gasolie.

·

Toepasbaar op 1 tank voor opslag van slops.

·

Bouw van een geodetisch dak op tanks met enkele seals reduceert minder tegen een hogere eenheidsreductiekost dan het aanbrengen van dubbele seals. Deze optie wordt daarom enkel beschouwd op tanks met extern vlottende daken met dubbele seals.

·

Nafta en benzine-achtige componenten: 54 tanks met dubbele seals en 15 tanks met enkele seals na aanbrengen van dubbele seals.

·

Ruwe aardolie: 20 tanks met dubbele seals en 9 tanks met enkele seals na aanbrengen van dubbele seals.

146


Maatregel


Opmerking ·

Aanbrengen intern vlottend dak in vast dak tanks

Ja

·

Gasolie: 3 tanks met dubbele seals en 4 tanks met enkele seals na aanbrengen van dubbele seals.

·

Slops: 4 tanks met dubbele seals en 1 tank met enkele seals na aanbrengen van dubbele seals.

·

Toepasbaar op 1 tank voor opslag van ruwe aardolie.

·

Toepasbaar op 4 tanks voor opslag van nafta.

·

Toepasbaar op 21 tanks voor opslag van keroseen

·

Toepasbaar op 122 tanks voor opslag van gasolie.

·

Toepasbaar op 10 tanks voor opslag van slops.

·

Damprecuperatie voor tankemissies

Afdekken waterzuivering + afzuigen en behandelen lucht

AMINAL – AMINABEL

Nee

Keroseen: 3 tanks met dubbele seals.

·

Deze maatregel is niet toepasbaar bij de opslag van zwaardere producten die bij verhoogde temperatuur gebeurd (fuel olie, vacuümgasolie, teer, bitumen, marine diesel olie, …). Dit vertegenwoordigt 188 tanks. Niet toepasbaar op vlottend dak tanks.

·

Vereist uitbouwen van een vapor balancing systeem tussen alle vast dak tanks binnen 1 raffinaderij. Dergelijk systeem kan problemen veroorzaken bij verstopping (tank implosie).

·

Produkten opgeslagen in vast dak tanks zijn meestal weinig vluchtig, wat rendement van de eenheid niet ten goede komt.

Ja

147


Voor alle gegevens betreffende kosten en rendement wordt de datakwaliteit weergegeven. De datakwaliteit wordt weergegeven door het toekennen van een rating (A tot E)56: A

An estimate based on a large amount of information fully representative of the situation and for which all background assumptions are known.

B

An estimate based on a significant amount of information representative of most situations and for which most background assumptions are known.

C

An estimate based on a limited amount of information representative of some situations and for which background assumptions are limited.

D

An estimate based on engineering calculation derived from a very limited amount of information representative of only one or two situations and for which few of the background assumptions are known.

E

An estimate based on an engineering judgement derived only from assumptions.

7.2.1.

Fornuizen en boilers

Binnen elke raffinaderij worden aanzienlijke hoeveelheden brandstoffen verbruikt voor het stoken van fornuizen en boilers. Het verlagen van het zwavelgehalte in vloeibare brandstoffen en/of het overschakelen op gasvormige zijn mogelijke opties om de uitstoot te reduceren. Andere mogelijke maatregelen zijn het installeren van Low-NOX branders in de fornuizen en boilers, optimalisatie van de fornuizen/boilers en het installeren van een aantal end-of-pipe maatregelen (Ontstoffing, De-SOX, De-NOX). Er werd geopteerd om de fornuizen in te delen volgens soort branders (dual, gas en olie). Eveneens wordt een opsplitsing gemaakt naar Low-NOx en standaard branders (situatie 2000). Via deze indeling komen we tot 7 categorieën: 1. Fornuizen met dual standaard branders (Dual standaard fornuizen); 2. Fornuizen met dual Low-NOx branders (Dual Low-NOx fornuizen); 3. Fornuizen met standaard gasbranders (Gas standaard fornuizen); 4. Fornuizen met Low-NOx gasbranders (Gas Low-NOx fornuizen); 5. Fornuizen met oliebranders (Olie standaard fornuizen); 6. Fornuizen met standaard olie-, dual- en/of gasbranders (Mixed standaard fornuizen); 7. Fornuizen met Low- NOx olie-, dual- en/of gasbranders (Mixed Low-NOx fornuizen). De boliers werden als volgt ingedeeld: 1. Boilers met dualbranders (Dual boilers)

56

Bron: Costing methodology for BAT purposes (Vercaemst P., 2001).

AMINAL – AMINABEL

148


2. Boilers met olie- en/of gasbranders (Mixed boilers) Deze indeling in categorieën garandeert dat:

§

Binnen één categorie dezelfde procesgeïntegreerde emissiereductiemaatregelen kunnen toegepast worden.

§

De PI maatregelen binnen eenzelfde categorie een eenheidsreductiekost hebben die binnen een aanvaardbare marge liggen waardoor het verlies aan kosteneffectiviteit door het indelen in categorieën beperkt blijft57.

(PI)

Er werd nagegaan of de installatie van end-of-pipe (EP) maatregelen op fornuis/boiler-niveau of schoorsteen-niveau (indien meerdere fornuizen zijn aangesloten op één schoorsteen) haalbaar is. Voor fornuizen/boilers (schoorstenen) met een klein debiet (en/of lage emissies) worden geen EP maatregelen meegenomen in de modellering omdat de eenheidsreductiekost daar een stuk hoger ligt dan bij procesgeïntegreerde maatregelen58. Voor de fornuizen/boilers (schoorstenen) waar EP maatregelen theoretisch kosteneffectiever zijn dan PI maatregelen werd naggegaan of er op de site voldoende plaats beschikbaar is om de (verschillende) installatie(s) te plaatsen.

7.2.1.1.

Overschakelen naar laagzwavelige brandstoffen

Het stoken van brandstoffen in fornuizen en boilers is de belangrijkste bron van SO2-emissies in een raffinaderij. Doordat er een directe relatie is tussen het S-gehalte in de brandstoffen en de SO2-uitstoot is de eenvoudigste maatregel het gebruiken van brandstoffen met een lager S-gehalte. De weergegeven prijzen voor brandstofsubstitutie zijn gemiddelde historische prijzen die werden bepaald uit gegevens verkregen door de raffinaderijen, uit officiële productnoteringen (Platt’s Rotterdam) en uit statistieken (Eurostat), zie ook Bijlage 2: Brandstofprijzen.

57

Er werd eveneens nagegaan of een verdere indeling naar vermogen (MW) en/of aantal branders per fornuis nuttig zou zijn. Er is echter geen verband tussen het vermogen (MW) of het aantal branders per fornuis en de eenheidsreductiekost van PI maatregelen.

58

Voor een aantal fornuizen/boilers met een klein debiet (< 50 000 Nm3/uur) werd een eenheidsreductiekost berekend voor het verwijderen van SO2 en NOx met end-of-pipe maatregelen. Deze eenheidsreductiekosten werden vergelijken met de eenheidsreductiekosten van procesgeïntegreerde (PI) maatregelen. Daaruit bleek dat de eenheidsreductiekost van PI maatregelen een stuk lager ligt dan de eenheidsreductiekost van EP maatregelen.

AMINAL – AMINABEL

149


Overschakelen naar gas Maatregel 1: Overschakelen naar (aard)gas Omschrijving:

Vervangen van vloeibare brandstoffen in fornuizen/boilers door (aard)gas.

Aard maatregel:

Procesgeïntegreerd.

Toepasbaar op:

Brandstof: zware fuel fractie (3,2% S), fuel olie (1% S) en ontzwavelde fuel olie (gasolie <0,2% S). Proces: kan enkel toegepast worden op fornuizen/boilers met dualbranders. Deze maatregel kan eveneens toegepast worden op fornuizen/boilers met oliebranders indien deze vervangen worden door Low-NOx gasbranders (combinatie met maatregel 3).

Efficiëntie/ rendement

SO2

Er wordt uitgegaan van een S-gehalte van 0% bij aardgas. Dus geen SO2– emissies meer (A).

NOX

Geen chemische NOx meer bij het gebruik van aardgas. Op basis van gegevens van het N-gehalte in vloeibare brandstoffen, afkomstig van de verschillende raffinaderijen, werd volgende chemische NOx vorming berekend: -

Zware fuel fractie (3,2% S, 4000 ppm N): 4 600 g/ton (C) Fuel olie (1% S, 2500 ppm N): 2 875 g/ton (C) Gasolie (0,1% S, 200 ppm N): 395 g/ton (C)

Bij zware fuel en fuel olie werd uitgegaan van 35% conversie tot NO2 en bij ontzwavelde fuel olie van 60% conversie tot NO2. Stof Dioxines Nikkel Vanadium Kostprijs

Investeringskost

Emissie-concentratie (gemiddelde waarde) na implementatie van de maatregel: 2 mg/Nm3 (C). Er wordt geen dioxine-uitstoot verondersteld (A). Er wordt geen nikkel-uitstoot verondersteld (A). Er wordt geen vanadium-uitstoot verondersteld (A) Geen investeringskost, uitgezonderd indien nog geen aardgasaansluiting voorzien is. Dit is bij twee raffinaderijen het geval, de kostprijs voor een aardgasaansluiting wordt geschat op 1 miljoen € per raffinaderij (C)59. Voor één raffinaderij moet nog een leiding gelegd worden naar het ‘main gas line mixing station’. Kostprijs wordt geschat op 0,5 miljoen € (B).59

Operationele kost

De operationale kost is het verschil in kost tussen de huidige brandstof die gebruikt wordt en de kostprijs van aardgas. Volgende kostprijsverschillen worden gebruikt in deze studie60: -

Economische levensduur

Zware fuel fractie (3,2% S) -> aardgas: 1,9 €/GJ (C). Fuel olie (1% S) -> aardgas: 0,3 €/GJ (C). Gasolie (0,1% S) -> aardgas: -1,94 €/GJ (C).

Aardgasaansluiting + leiding: 15 jaar.

59

Deze kostprijzen moeten volledig toegewezen worden van zodra er één fornuis/boiler (aard)gas wordt verbruikt. Dit is onmogelijk om dit in MARKAL zo te modelleren. Daarom wordt deze investeringskost evenredig toeverdeeld over de fornuizen/boilers volgens verbruik van vloeibare brandstoffen.

60

Het BAU-scenario (cf. infra) wordt eveneens uitgewerkt met een verhoogde gasprijs (kostprijsverschillen 0,2 €/GJ hoger).

AMINAL – AMINABEL

150


Zware fuel fractie: -21,27 kg/GJ Gasolie: - 17,97 kg/GJ

Effect op CO2-emissies

Overschakelen naar fuel olie (1% S) Maatregel 2: Overschakelen naar fuel olie 1% S Omschrijving:

Vervangen van zware fuel fractie (3,2% S) als brandstof in fornuizen/boilers door fuel olie 1% S.

Aard maatregel:


Toepasbaar op:

Brandstof: zware fuel fractie (3,2% S). Proces: kan toegepast worden op fornuizen/boilers met dual- en oliebranders.


SO2

Er wordt uitgegaan van een S-gehalte van 3,2% bij zware fuel olie en een S-gehalte van 1% bij fuel olie (B).

NOX

Het gedeelte chemische NOx vermindert. Op basis van gegevens van het N-gehalte in vloeibare brandstoffen, afkomstig van de verschillende raffinaderijen, werd volgende chemische NOx vorming berekend: -

Zware fuel fractie (3,2% S, 4000 ppm N): 4 600 g/ton (C) Fuel olie (1% S, 2500 ppm N): 2 875 g/ton (C)

Bij zware fuel en fuel olie werd uitgegaan van 35% conversie tot NOx. Stof Dioxines Nikkel Vanadium Kostprijs

Investeringskost Operationele kost

Emissie-concentratie (gemiddelde waarde) na implementatie van de maatregel: 40 mg/Nm3 (C). De dioxine-uitstoot blijft onveranderd (A). Het nikkel-gehalte in fuel olie wordt geschat op 13 mg/kg (C). Het vanadium-gehalte in fuel olie wordt geschat op 21 mg/kg (C). Geen investeringskost. De operationale kost is het verschil in kost tussen zware fuel olie en fuel olie61: -

Zware fuel fractie (3,2% S) -> fuel olie (1% S): 1,6 €/GJ (C).


Niet van toepassing.


-

61

Het BAU-scenario (cf. infra) wordt eveneens uitgewerkt met een verhoogde gasprijs (kostprijsverschillen 0,2 €/GJ hoger).

AMINAL – AMINABEL

151


7.2.1.2.

Installeren van gasgestookte Low-NOx branders Maatregel 3: Gasgestookte Low-NOx branders

Omschrijving:

Vervangen van branders in fornuizen/boilers door gasgestookte Low-NOX branders.

Aard maatregel:


Toepasbaar op:

Op alle bestaande gasgestookte (aardgas en/of raffinaderijgas) fornuizen/boilers met standaard branders. Kan ook toegepast worden op de fornuizen met dual- en oliebranders, indien deze fornuizen volledig omgeschakeld worden naar gasvormige brandstoffen (combinatie met maatregel 1).


Kostprijs

NOX

Emissie-concentratie (gemiddelde waarde) na implementatie van de maatregel: 200 mg/Nm3 (B). De haalbare concentratie aan NOx is sterk afhankelijk van fornuis tot fornuis. Bij pure aardgasstook zijn lagere concentraties (100 – 150 mg/Nm³) zeker haalbaar maar wanneer ook raffinaderijgas wordt bijgestookt wordt 200 mg/Nm³ soms niet gehaald.

Stof

Emissie-concentratie (gemiddelde waarde) na implementatie van de maatregel: 2 mg/Nm3 (B).

Investeringskost

De kostprijs voor de omschakeling naar Low-NOx branders bestaat enerzijds uit de kost van de brander en anderzijds uit de kostprijs voor installatie van de brander totdat de brander volledig operationeel is. De verhouding tussen beide wordt als volgt ingeschat62: -

Fornuis/boiler < 10 gas- of dualbranders: 5,5 (C)

-

Fornuis/boiler > 10 gas- of dualbranders: 4 (C)

-

Fornuis met oliebranders: 10 (C)

De kostprijs per brander is afhankelijk van de capaciteit. Fornuis: -

2 MW brander: 4 900 € (A)

-


-


-

12 MW brander: 10 000 € (A)

Boiler: -

12 MW brander: 27 000 € (A)

-

22 MW brander: 40 000 € (A)

Bron: Europem NV en opmerkingen raffinaderijen. Operationele kost

Er wordt geen extra operationele kost verondersteld t.o.v. de operationele kost van de huidige branders (B).


15 jaar


Zie hoger indien overschakeling van vloeibare naar gasvormige brandstof.

62

Voorbeeld: een fornuis met vier 4 MW branders kost 4 * 5,5 * 5 250 € = 115 500 €.

AMINAL – AMINABEL

152


7.2.1.3.

End-of-pipe maatregelen op de fornuizen/boilers

Wat betreft de kostprijzen van end-of-pipe maatregelen werden de kostprijzen van Europem, IPPC-bref (2001) en de raffinaderijen vergeleken met elkaar. De verschillen in kostprijs waren minimaal wat betreft de investeringskost van de installatie zelf. De kostprijsverschillen bevonden zich vooral in de inschatting van de ‘total erected cost’ (wat zeer ‘plant’ afhankelijk kan zijn). De uiteindelijk gebruikte investeringskosten zijn een combinatie van de verschillende bronnen. Waar voldoende informatie werd verkregen van de raffinaderijen, werd rekening gehouden met ‘plant’ afhankelijke kosten. Ontstoffing Maatregel 4: Stoffilter Omschrijving:

Ontstoffing d.m.v. een electrostatische filter.

Aard maatregel:

End-of-pipe.

Toepasbaar op:

Eén fornuis binnen de categorie dual standaarfornuizen en één schoorsteen binnen de categorie gemengde boilers.


Kostprijs

Stof Dioxines

Rendement van 80% (B). 90% wordt evenredig gereduceerd met stof-emissies (B).

Nikkel

Evenredige reductie met stof-emissies (B).

Vanadium


Investeringskost

De investeringskost is afhankelijk van het debiet en is inclusief: kanalen, afzuigventilatie, ondersteuningen, installatie en aanpassingen. Volgende inschattingen werden gemaakt voor verschillende debieten: -

Debiet van 90 000 Nm3/uur: 7 250 000 € (C).

-


Bron: Europem NV, IPPC-BREF (2001) en opmerkingen raffinaderijen. Operationele kost

Onderhoudskost: 3% van de investeringskost (D). Verzekering: 0,7% van de investeringskost (C). Electriciteitsverbruik: -

Debiet van 220 000 Nm3/uur: 2 628 MWh (= 9 460,8 GJ) aan een kostprijs van 13,7778 €/GJ maakt in totaal 130 349 € (C).

-

Andere debieten: evenredig.

Bron: Europem NV. Economische levensduur

15 jaar


+ 712 188 kg/jaar voor een debiet van 220 000 Nm³; rest evenredig.

AMINAL – AMINABEL

153


SCR Maatregel 5: SCR Omschrijving:

Reductie van NOX met behulp van reagentia (NH3, ureum) over een katalysator. Deze maatregel moet altijd voorafgegaan worden door een ontstoffing (combinatie met maatregel 5).

Aard maatregel:

End-of-pipe.

Toepasbaar op:


Efficiëntie/ rendement Kostprijs

NOX Investeringskost

Rendement van 75% (C)63. De investeringskost is afhankelijk van het debiet en is inclusief: kanalen, afzuigventilatie, ondersteuningen, installatie en aanpassingen. Volgende inschattingen werden gemaakt voor verschillende debieten: -


-


Bron: Europem NV. Operationele kost


Debiet van 220 000 Nm3/uur: 10 512 MWh (= 37 843,2 GJ) aan een kostprijs van 13,7778 €/GJ maakt in totaal 521 396 € (C).

-


Gasverbruik: -

Debiet van 220 000 Nm3/uur: 1 200 kg/u (= 10 512 ton/jaar) aan een kostprijs van 160 €/ton maakt in totaal 1 681 920 € (C).

-


Vervangen katalysatoren: Ongeveer om de vijf jaar moeten de katalysatoren vervangen worden. -

Debiet van 90 000 Nm3/uur: 650 000 € (C).

-


Bron: Europem NV. Economische levensduur

15 jaar


Elektriciteitsverbruik: + 2 848 752 kg/jaar Gasverbruik:

+ 27 327 773 kg/jaar

Beiden voor 220 000 Nm³/uur, rest evenredig.

63

Dit rendement wordt weergegeven in IPPC-BREF (2001) voor fornuizen die op ‘residual fuel oil’ gestookt worden.

AMINAL – AMINABEL

154


De-SOX Maatregel 6: De-SOX Omschrijving:

De in de rookgassen aanwezige SO2 wordt uitgewassen in zogenaamde “scrubbers” of wassers. Men laat de SO2 reageren met reagentia zoals NaOH, Ca(OH)2, CaCo3 en Mg(OH)2. Er wordt geopteerd voor natte wassers (wet scrubbers) waarbij afvalwater wordt bekomen met daarin de gevormde SOX zouten al of niet in oplossing.

Aard maatregel:

End-of-pipe.

Toepasbaar op:



SO2


Stof

Rendement van 80% (B).

Dioxines

Kostprijs

90% wordt evenredig gereduceerd met stof-emissies (B).

Nikkel


Vanadium


Investeringskost

De investeringskost is inclusief: kanalen, afzuigventilatie, ondersteuningen, installatie, ‘purge treating unit’ (PTU), ‘stack’, ... Volgende inschattingen werden gemaakt: -


-



Onderhoudskost: 3% van de investeringskost (D). Verzekering: 0,7% van de investeringskost (C). Verbruik Ca(OH)2: 4,43 ton per ton SO2-emissie aan een kostprijs van 45 €/ton (C). Electriciteitsverbruik PTU: -

Debiet van 220 000 Nm3/uur: 7 250 GJ aan een kostprijs van 13,7778 €/GJ maakt in totaal 99 889 € (C).

-


Chemicaliën PTU: -

Debiet van 220 000 Nm3/uur: 50 000 € (C).

-


Bron: Europem NV en Jacobs België NV. Economische levensduur

15 jaar


+ 545 764 kg/jaar voor een debiet van 220 000 Nm³; rest evenredig.

AMINAL – AMINABEL

155


7.2.1.4.

Vervangen van de boilers door een cogeneratie-eenheid Maatregel 7: Cogeneratie-eenheid

Omschrijving:

Vervangen van bestaande boilers door een systeem voor productie van zowel electriciteit als LP stoom. Deze maatregel moet gecombineerd worden met de overschakeling van vloeibare brandstoffen naar gas (maatregel 1).

Aard maatregel:


Toepasbaar op:

Boilers.


Kostprijs

SO2

Gelijk aan de emissies na overschakelen op gas (maatregel 1).

NOX


Stof


Investeringskost

De investeringskost wordt ingeschat op 863 €/KWe (= 750 $/KWe).

Bron: Jacobs België NV. Operationele kost

Onderhoudskost: 3% van de investeringskost (D). Verzekering: 0,7% van de investeringskost (C). Productie electriciteit (opbrengst): MWe = 0,15 MWth (E).

Bron: Jacobs België NV. Implementatieduur

4 jaar


15 jaar


Alle elektriciteit die via de cogenertie-eenheden geproduceerd wordt, dient niet via elektriciteitscentrales te worden aangerekend. Vermindering van CO2-emissie wordt via de gemiddelde CO2-emissie van de Belgische klassieke productie in rekening gebracht. - 800 kg/MWhe

AMINAL – AMINABEL

156


7.2.1.5.

Optimalisatie van de werking van de fornuizen

Nazicht van het ontwerp en verbetering van het concept van bestaande fornuizen Maatregel 8: Nazicht van het ontwerp en verbetering van het concept van bestaande fornuizen Omschrijving:

Nagaan met terzake ervaren specialisten of de ontwerpparameters van de fornuizen en hun branders overeenstemmen met de huidige op te warmen processtromen en gebruikte branderbrandstof. Vooral oudere fornuizen zullen afwijken van de momenteel op te warmen doorzetten en brandstofeigenschappen. Er wordt uitgegaan van een daling van het brandstofverbruik van 1%.

Aard maatregel:

Organisatorisch.

Toepasbaar op:

Proces: kan toegepast worden op fornuizen met dual- en oliebranders.


Kostprijs

SO2

Rendement van 1% (D).

NOX


Stof


Dioxines


Nikkel


Vanadium



We gaan er vanuit dat de opbrengst door verminderd brandstofverbruik (1%) de kosten voor modificaties aan de eenheden net dekken.




- 1%

AMINAL – AMINABEL

157


Optimalisatie van branders en fornuizen Maatregel 9: Optimalisatie van branders en fornuizen d.m.v. een gespecialiseerd en gschikt softwarepakket. Omschrijving:

Nagaan of de werkingsparameters van de fornuizen en branders overeenstemmen met de ontwerpparameters t.b.v. de huidige doorzetten en branderwerking. Er wordt uitgegaan van een daling van het brandstofverbruik van 0,5%.

Aard maatregel:

Organisatorisch.

Toepasbaar op:

Proces: kan toegepast worden op alle fornuizen.


Kostprijs

SO2

Rendement van 0,5% (D).

NOX


Stof


Dioxines


Nikkel


Vanadium



We gaan er vanuit dat de opbrengst door verminderd brandstofverbruik (0,5%) de kosten voor het softwarepakket en personeel dekken.




- 0,5%

AMINAL – AMINABEL

158


7.2.2.

Zwavelherwinningseenheid

Vier van de vijf Vlaamse raffinaderijen beschikken over een zwavelherwinningseenheid. Twee van die eenheden (capaciteit van 800 ton/SD en 380 ton/SD) beschikken reeds over een staartgasbehandelingseenheid. Eén eenheid wordt afzonderlijk in de modellering opgenomen door de lage capaciteit (30 ton/SD) in vergelijking met de andere. Als zowel de grote als de kleine eenheden worden samengenomen dan worden eenheidsreductiekosten van emissiereductie-maatregelen die veel van elkaar verschillen gegroepeerd waardoor aan kosteneffectiviteit wordt verloren. 7.2.2.1.

Ombouwen bestaande Claus-unit tot super-Claus-unit Maatregel 10: Ombouwen bestaande Claus-unit tot super-Claus-unit.

Omschrijving:

Ombouwen bestaande Claus-unit tot super-Claus-unit met een efficiëntie tot 99%.

Aard maatregel:


Toepasbaar op:

Kan toegepast worden op twee van de vier zwavelrecuperatie-eenheden. Twee eenheden halen reeds een rendement van 99% of meer.


SO2 Investeringskost

Restemissies dalen tot 1% t.o.v. de situatie zonder enige zwavelrecuperatie, als de installatie op volledige capaciteit draait (B). De investeringskost wordt als volgt ingeschat: -

Capaciteit van 30 ton/SD: 1 000 000 € (B).

-

Capaciteit van 108 ton/SD: 1 500 000 € (B).


Opbrengst door zwavelverkoop: 150 €/ton zwavel (C).

Bron: Jacobs België NV. Economische levensduur

15 jaar.


-

AMINAL – AMINABEL

159


7.2.2.2.

Uitbreiding met staartgasbehandelingseenheid Maatregel 11: Uitbreiding met een staartgasbehandelingseenheid

Omschrijving:

Uitbreiden van de zwavelrecuperatie-eenheid met een staartgasbehandelingseenheid waardoor de efficiëntie stijgt tot 99,8%.

Aard maatregel:


Toepasbaar op:

Kan toegepast worden op drie van de vier zwavelrecuperatie-eenheden. Op één van de eenheden staat reeds een staartgasbehandelingseenheid.



Restemissies dalen tot 0,2% t.o.v. de situatie zonder enige zwavelrecuperatie, als de installatie op volledige capaciteit draait (B). De investeringskost wordt als volgt ingeschat: -

Capaciteit van 30 ton/SD: 5 000 000 € (C).

-


-




Capaciteit van 30 ton/SD: 2 600 GJ aan een kostprijs van 13,7778 €/GJ maakt in totaal 35 823 € (E).

-

Capaciteit van 108 ton/SD: 19 000 GJ aan een kostprijs van 13,7778 €/GJ maakt in totaal 261 778 € (E).

-

Capaciteit van 380 ton/SD: 95 000 GJ aan een kostprijs van 13,7778 €/GJ maakt in totaal 1 308 891 € (E).

Gasverbruik: -

Capaciteit van 30 ton/SD: 290 ton aan een kostprijs van 160 €/ton maakt in totaal 46 400 € (E).

-

Capaciteit van 108 ton/SD: 2 100 ton aan een kostprijs van 160 €/ton maakt in totaal 336 000 € (E).

-

Capaciteit van 380 ton/SD: 10 500 ton aan een kostprijs van 160 €/ton maakt in totaal 1 680 000 € (E).

Opbrengst door zwavelverkoop: 150 €/ton zwavel (C).


AMINAL – AMINABEL

15 jaar.

160



30 ton/SD:

Electriciteit: Gas:

108 ton/SD: Electriciteit: Gas: 380 ton/SD: Electriciteit: Gas:

7.2.2.3.

+195 722 kg/jaar +753 905 kg/jaar +1 430 278 kg/jaar +5 459 315 kg/jaar +7 151 389 kg/jaar +27296577 kg/jaar

End-of-pipe maatregelen

De-SOX Zie ook Maatregel 6: De-SOX onder paragraaf 7.2.1.3. Deze maatregel kan eveneens toegepast worden op zwavelherwinningseenheden. Het installeren van een ontzwaveling op de afgassen van de zwavelrecuperatie-eenheid wordt door bepaalde bedrijven binnen de sector afgedaan als ‘nooit toegepast’. De raffinaderijen kiezen voor een meer performante staartgasbehandelingseenheid die ook geacht wordt kostenefficiënter te zijn. Toch kunnen hierrond volgende referenties aangehaald worden: -

De afgassen van de zwavelrecuperatie-eenheid van de OMV raffinaderij in Schwechat, Oostenrijk, worden in een regeneratieve ontzwavelingseenheid (type Wellmann-Lord) behandeld, samen met de rookgassen van enkele oliegestookte fornuizen (vacuumdestillatie, nafta-ontzwaveling, ontzwaveling vacuümresidu en één van de boilers) (Ecker en Winter, 2000 ; www.omv.com)

-

In het IPPC BREF document wordt onder ‘level of consensus’, punt 27 SRU aangehaald dat ‘One member state claims that FGD can be used when concentrations from SRU are over 2000 mg/Nm 3 and they represent a significant amount of SO2 emissions within the refinery.’ (IPPC, december 2001).

-

Het gebruik van ontzwavelingseenheden als nabehandeling van de afgassen van de Claus-eenheid vindt wel ingang binnen de chemische industrie (o.a. Monsanto in Antwerpen).

Met het gebruik van ontzwavelingseenheden op de afgassen van de Claus kunnen zich wel problemen stellen met ofwel het afvalwater ofwel het afvoeren van het residu naar een stort. Hoewel zich met het lozen van sulfaten op brak water vanuit regelgevend standpunt momenteel in principe geen problemen stellen, zijn de te verwachten vrachten toch aanzienlijk. Het installeren van een rookgasontzwaveling op alle Claus-eenheden zou leiden tot een jaarlijkse sulfaatvracht naar de Schelde van 7000 ton. Rekening houdend met het totaal geloosde afvalwaterdebiet van alle raffinaderijen betekent dit een stijging van de gemiddelde sulfaatconcentratie in het afvalwater met 516 mg/l. Het te storten residu, uitgedrukt als droog CaSO4 beloopt 10 000 ton/jaar. AMINAL – AMINABEL

161




Rendement van 90% (C). De investeringskost is inclusief: kanalen, afzuigventilatie, ondersteuningen, installatie, ‘purge treating unit’, ‘stack’, ... Volgende inschattingen werden gemaakt: -

Capaciteit van 30 ton/SD: 500 000 € (C).

-


-


Bron: Europem NV, IPPC-BREF (2001) en opmerkingen raffinaderijen.

AMINAL – AMINABEL

162


7.2.2.4.

Afleiden zuur gas naar ontzwaveling

In één van de raffinaderijen wordt nog een kleine hoeveelheid zuur gas afkomstig van het vacuümsysteem van de vacuümdestillatie in een van de ovens bijgestookt. Maatregel 12: Afleiden zuur gas naar de ontzwavelingseenheid. Omschrijving:

Afleiden van zuur gas afkomstig van het vacuümsysteem van de vacuümdestillatie dat nu in een van de ovens wordt bijgestookt, afleiden naar de ontzwavelingseenheid.

Aard maatregel:


Toepasbaar op:

Zuur gas afkomstig van het vacuümsysteem van de vacuümdestillatie.



Efficiëntie van 99,5% (B). De investeringskost omvat een compressor, knock-out drum en leidingwerk (wegens het ‘natte gas’ is de leiding geïsoleerd): 1 400 000 € (D).


Onderhoudskost: 3% van de investeringskost (D). Verzekering: 0,7% van de investeringskost (C). Electriciteitsverbruik: 3 470 GJ aan een kostprijs van 13,7778 €/GJ maakt in totaal 47 809 € (E).


15 jaar.


+ 261 214 kg/jaar

AMINAL – AMINABEL

163


7.2.3.

Katalytische kraker

Binnen de raffinagesector in Vlaanderen zijn 3 katalytische krakers in werking. Bij één van die krakers wordt de voeding zwaar ontzwaveld. Daarom worden voor de modellering de krakers opgesplitst in ‘kraker met zwaar ontzwavelde voeding’ en ‘kraker met licht ontzwavelde voeding’. 7.2.3.1.

Toevoegen De-SOX additief bij de katalysator Maatregel 13: Toevoegen De-SOX additief bij de katalysator

Omschrijving:

Toevoegen van een additief aan de katalysator van de katalytische kraker. Dit additief bindt SO2 in de regenerator van de katalytische kraker (oxiderende omstandigheden) en stelt dit SO2 vrij onder de vorm van H2S in de reactor (reducerende omstandigheden). Het H2S wordt via een aminekolom uit de afgassen van de reactor gewassen en in een Clauseenheid tot elementaire zwavel omgezet.

Aard maatregel:


Toepasbaar op:

Katalytische krakers met licht ontzwavelde voeding.


SO2

Reductie van 40% (D). Het reductiepotentieel lijkt afhankelijk te zijn van ondermeer het zwavelgehalte in de voeding van de katalytische kraker en van de wijze waarop de regeneratie gebeurt (volledige of partiële verbranding). De hier aangenomen waarde van 40% situeert zich in het onderste bereik van de waarden aangegeven voor volledige (27 – 100% SO2 verwijdering) en partiële (22 – 81% SO2 verwijdering) verbranding.

Bron: Davey, S.W. (2000) Environmental fluid catalytic cracking technology. ERTC. Kostprijs

Investeringskost

Operationele kost

De huidige capaciteit van de amineabsorbers is onvoldoende om de bijkomende vrijgestelde H2S te verwerken. De investeringskost om de benodigde capaciteit te bereiken vergt een bijkomende totale investering van 2,5 miljoen € (B) 1 115 € ton/SO2 verwijderd (D).

Bron: Davey, S.W. (2000) Environmental fluid catalytic cracking technology. ERTC. Economische levensduur

15 jaar.


-

AMINAL – AMINABEL

164


7.2.3.2.

Toevoegen De-NOX additief bij de katalysator

De aangenomen reductie wordt door sommige bedrijven in de sector als hoog aangenomen omwillen van het feit dat dergelijke additieven zich nog in het stadium van commerciële testen bevinden en dus nog niet als proven technology kunnen beschouwd worden. Het hier aangenomen rendement ligt echter in het onderste bereik van de beschikbare data en dit zowel voor regeneratoren met volledige als met partiële verbranding.

Maatregel 14: Toevoegen De-NOX additief bij de katalysator Omschrijving:

Toevoegen van een additief aan de katalysator van de katalytische kraker. Weinig of geen informatie over de werking van dit additief.

Aard maatregel:


Toepasbaar op:

Alle katalytische krakers


NOX

Reductie van 40% (D). NOx reductie van meer dan 50% wordt geclaimd, zowel voor regeneratoren werkend met volledige als met partiële verbranding. Hier werd geopteerd voor een veilige 40% reductie.

Bron: Davey, S.W. (2000) Environmental fluid catalytic cracking technology. ERTC. Dougan, T.J. en Riley, J.R. (2002) Reducing FCCU NOx emissions catalytically. ERTC Kostprijs


Geen investeringskost 1 725 – 3 000 € ton/NOX verwijderd (D)64.

Bron: Davey, S.W. (2000) Environmental fluid catalytic cracking technology. ERTC. Dougan, T.J. en Riley, J.R. (2002) Reducing FCCU NOx emissions catalytically. ERTC Economische levensduur



-

64

In de modellering werd met een kostprijs van 3 000 €/ton gewerkt.

AMINAL – AMINABEL

165


7.2.3.3.

End-of pipe maatregelen

Ontstoffing Zie ook Maatregel 5: Stoffilter onder paragraaf 7.2.1.3. Deze maatregel kan toegepast worden op alle katalytische krakers . Efficiëntie/ rendement Kostprijs

Stof Investeringskost

Emissie-concentratie (gemiddelde waarde) na implementatie van de maatregel: 50 mg/Nm3 (B). De investeringskost is inclusief: kanalen, afzuigventilatie, ondersteuningen, installatie en aanpassingen. Volgende inschattingen werden gemaakt: -

Capaciteit van 22 000 BPSD: 4 900 000 € (C).

-

Capaciteit van 37 700 BPSD: 10 000 000 € (C)65.

-




Capaciteit 65 000 BPSD: 2 628 MWh (= 9 460,8 GJ) aan een kostprijs van 13,7778 €/GJ maakt in totaal 130 349 € (C).

-

Andere Capaciteiten: evenredig.

Bron: Europem NV.

65

Deze kostprijs is inclusief: nieuwe waste heat boiler, ducting en stack.

AMINAL – AMINABEL

166


De-NOX Zie Maatregel 6: SCR onder paragraaf 7.2.1.3. Deze maatregel kan toegepast worden op alle katalytische krakers. Efficiëntie/ rendement Kostprijs

NOX Investeringskost

Rendement van 90% (B). De investeringskost is inclusief: kanalen, afzuigventilatie, ondersteuningen, installatie en aanpassingen. Volgende inschattingen werden gemaakt: -


-


-




Capaciteit van 65 000 BPSD: 10 512 MWh (= 37 843,2 GJ) aan een kostprijs van 13,7778 €/GJ maakt in totaal 521 396 € (C).

-

Andere capaciteiten: evenredig.

Gasverbruik: -

Capaciteit van 65 000 BPSD: 1 200 kg/u (= 10 512 ton/jaar) aan een kostprijs van 160 €/ton maakt in totaal 1 681 920 € (C).

-

Andere capaciteiten: evenredig.

Vervangen katalysatoren: Ongeveer om de vijf jaar moeten de katalysatoren vervangen worden. -

Capaciteit van 22 000 BPSD: 550 000 € (C).

-

Capaciteit van 37 700 BPSD: 650 000 € (C).

-


Bron: Europem NV.

AMINAL – AMINABEL

167


De-SOX Zie Maatregel 7: De-SOx onder paragraaf 7.2.1.3. Deze maatregel wordt toegepast op de katalytische krakers waarbij de voeding licht ontzwaveld is. Met het gebruik van ontzwavelingseenheden op de rookgassen van de regeneratoren van de katalytische kraker kunnen zich wel problemen stellen met ofwel het afvalwater ofwel het afvoeren van het residu naar een stort. Hoewel zich met het lozen van sulfaten op brak water vanuit regelgevend standpunt momenteel in principe geen problemen stellen, zijn de te verwachten vrachten toch aanzienlijk. Het installeren van een rookgasontzwaveling op twee van de drie regeneratoren van de katalytische kraker zou leiden tot een jaarlijkse sulfaatvracht naar de Schelde van 5600 ton. Rekening houdend met het totaal geloosde afvalwaterdebiet van dit bedrijf betekent dit een stijging van de gemiddelde sulfaatconcentratie in het afvalwater met 800 mg/l. Het te storten residu, uitgedrukt als droog CaSO4 beloopt 7900 ton/jaar.


SO2

Investeringskost

Rendement van 90% (C).

De investeringskost is inclusief: kanalen, afzuigventilatie, ondersteuningen, installatie, ‘purge treating unit’, ‘stack’, ... Volgende inschattingen werden gemaakt: -


-


Bron: Europem NV, IPPC-BREF (2001) en opmerkingen raffinaderijen.

AMINAL – AMINABEL

168


7.2.4.

Waterzuiveringsinstallatie

7.2.4.1.

Overkappen waterzuiveringsinstallatie + behandeling afgevoerde lucht

Maatregel 15: Overkappen waterzuiveringsinstallatie + behandeling afgevoerde lucht Omschrijving:

De open olie-water kan worden voorzien van een overkapping. Een ventilator zal de nodige lucht, gemengd met fugitieve componenten afvoeren naar een behandelings-installatie. De veiligheid in het ontwerp met name het voorkomen van explosieve en/of giftige atmosferen binnen de overkapping is een onderdeel van het design geweest. Als bijkomende beveiliging zijn bijkomende detecties geplaatst en zijn er procedures ontwikkeld om veilig werken toe te laten. De overkapping wordt uitgevoerd in een staalstructuur en een lichte beplating, uiteraard voorzien van de nodige ventilatieluiken. Bij het design van de structuur wordt rekening gehouden met de onderhoudswerkzaamheden aan de bewegende delen van de API separator en andere onderdelen. Bepaalde delen van de structuur worden gemakkelijk afneembaar gemaakt. De eerste bedoeling van de installatie is het onder controle brengen van de geurhinder die geassocieerd wordt met de waterzuivering. De maatregel is echter ook effectief als emissiereductiemaatregel.

Aard maatregel:


Toepasbaar op:

Alle waterzuiveringsinstallaties.


VOS

Reductie van 99% (B).

Bron: Jacobs België NV Investeringskost

De investeringskost voor een te omkappen oppervlakte van 1000 m² wordt geschat op 1 125 000 €. Deze investeringskost omvat overkapping open apparaten waterzuivering, leidingwerk, ventilatoren, biofilter, absorber en adsorber. De investeringskost werd aangepast aan een aantal specifieke kenmerken van de verschillende WZI. Voor bepaalde raffinaderijen ligt de kostprijs dus hoger.


Onderhoudskost: 3% van de investeringskost (D). Verzekering: 0,7% van de investeringskost (C). Electriciteitsverbruik: 1 580 GJ aan een kostprijs van 13,7778 €/GJ maakt in totaal 21 769 € (C).

Bron: Jacobs België NV. Implementatieduur

24 maanden.


15 jaar.


+ 118 939 kg/jaar

AMINAL – AMINABEL

169


7.2.5.

Tanks

De verschillende tanks worden in de modellering ingedeeld volgens het soort dak en volgens de vluchtigheid van de opgeslagen producten. Voor de indeling wordt verwezen naar Tabel 6-4.

7.2.5.1.

Vast dak tanks ombouwen tot intern vlottend dak tanks Maatregel 16: Vast dak tanks ombouwen tot intern vlottend dak tanks

Omschrijving:

Op het vloeistofoppervlak wordt een beweegbare polymeerfilm aangebracht die de verdamping van de vloeistof in de tank tegen gaat.

Aard maatregel:


Toepasbaar op:

Vast dak tanks waarin ruwe aardolie, nafta, keroseen, gasolie en slops in zijn opgeslagen.


VOS Investeringskost

90% van de adem- en verdrijvingsverliezen. Tankdiameter 20 m: 36 900 € Tankdiameter 25 m: 53 550 € Tankdiameter 30 m: 66 300 € Tankdiameter 35 m: 72 300 €

Operationele kost

De waarde van de gerecupereerde producten is minder dan 5% van de jaarlijkse investeringskost.


15 jaar.


-

AMINAL – AMINABEL

170


7.2.5.2.

Extern vlottende dak tanks ombouwen tot een intern vlottend dak tank

Zoals reeds vroeger vermeld wordt deze maatregel hoofdzakelijk genomen om emissies van sterk geurende, zeer vluchtige en/of toxische componenten (benzeen, pentanen, …) tegen te gaan. Maatregel 17: Extern vlottende dak tanks ombouwen tot intern vlottend dak tanks Omschrijving:

Bovenop de vlottende dak tank wordt een geodetisch dak bestaande uit aluminium panelen geplaatst.

Aard maatregel:


Toepasbaar op:

Extern vlottende dak tanks met zowel enkele als dubbele dichtingen waarin ruwe aardolie, nafta, gasolie en slops in zijn opgeslagen.


VOS Investeringskost

75 % van de standverliezen, geen impact op de werkingsverliezen. Tankdiameter 20 m:

96 300 €

Tankdiameter 25 m: 139 050 € Tankdiameter 30 m: 182 700 € Tankdiameter 35 m: 250 950 € Operationele kost

De waarde van de gerecupereerde producten is minder dan 5% van de jaarlijkse investeringskost.


15 jaar.


-

7.2.5.3.

Extern vlottende dak tanks met enkele dichtingen voorzien van dubbele dichtingen

Maatregel 18: Extern vlottende dak tanks met enkele dichtingen voorzien van dubbele dichtingen Omschrijving:

Aanbrengen van een tweede dichting op het vlottend dak waardoor de randverliezen verminderen.

Aard maatregel:


Toepasbaar op:

Extern vlottende dak tanks met enkele dichtingen waarin ruwe aardolie, nafta, gasolie en slops in zijn opgeslagen.


VOS Investeringskost Operationele kost

80 % van de standverliezen – geen impact op werkingsverlies. 400 €/m De waarde van de gerecupereerde producten is minder dan 5% van de jaarlijkse investeringskost.


15 jaar.


-

AMINAL – AMINABEL

171


7.2.5.4.

Damprecuperatie-eenheid bij belading van trucks en lichters

In drie van de vijf raffinaderijen gebeurt de belading van de lichte (benzine, reformaat, …) en gevaarlijke (benzeen, xylenen, …) componenten van trucks en lichters met damprecuperatie. Ook het beladen van trucks met bitumen gebeurt in een raffinaderij via damprecuperatie. De maatregelen rond het beladen van benzine zijn een gevolg van de bepalingen van VLAREM, Titel II, Afdeling 5.17.4 rond opslag en verlading van benzine. In één raffinaderij is geen damprecuperatie voorzien omdat geen benzine wordt opgeslagen en verladen.

Maatregel 19: Damprecuperatie bij belading van trucks en lichters Omschrijving:

Met VOS beladen dampen, die uit tankwagens of het ruim van lichters wordt verdreven als gevolg van het vullen, worden via een condensatiesysteem, een scrubber of een actief kooladsorptie in de atmosfeer geloosd.

Aard maatregel:

End-of-pipe

Toepasbaar op:

Belading van trucks en lichters met nafta en reformaat in 1 raffinaderij.



Reductie van 98% (B). 1 670 000 € Onderhoudskost: 3% van de investeringskost (D). Verzekering: 0,7% van de investeringskost (C).


15 jaar.


-

AMINAL – AMINABEL

172


7.2.6.

Fugitieve emissies

7.2.6.1.

Leak Detection And Repair systeem (LDAR)

Slechts in 1 raffinaderij is reeds een beperkt lead detection and repair (LDAR) systeem operationeel. Binnen dit systeem worden enkel de dichtingen van de bereikbare kleppen/afsluiters in contact met gassen op regelmatige tijdstippen bemeten. Voor alle andere componenten (kleppen/afsluiters in contact met vloeistoffen, pompen, compressoren, flenzen, …) wordt een gedetailleerde inventarisatie opgemaakt, maar gebeurt (nog) geen meting van eventuele lekverliezen. Deze vereenvoudigde methode wordt ingegeven door het feit dat de kleppen/afsluiters in contact met gassen de belangrijkste bron van fugitieve emissies binnen een raffinaderij uitmaken (i.c. 63,3%). De fugitieve procesverliezen opgenomen in het emissiejaarverslag worden voor alle componenten, inclusief de kleppen, de jaarlijkse emissies berekend aan de hand van de gemiddelde EPA-emissiefactoren. Het procentueel aandeel lekkende kleppen (3%) ligt binnen deze raffinaderij lager dan wat door de gemiddelde EPA-emissiefactoren wordt aangenomen (10%). Dit betekent dat de jaarlijkse fugitieve emissies van de kleppen worden overschat met 843 - 1070 ton, naargelang voor de kleppen, die niet kunnen worden bemeten, gemiddelde EPA-emissiefactoren of het bedrijfsgemiddelde aantal lekkende kleppen worden gebruikt. In twee andere raffinaderijen werd recent een LDAR systeem opgestart, waarvan nog geen resultaten bekend zijn. Tot hier toe werden de fugitieve emissies in drie van de overige raffinaderijen berekend aan de hand van een schatting van het aantal componenten in combinatie met de gemiddelde EPA-emissiefactoren. Voor de schatting van het aantal componenten worden vaak de gemiddelde waarden van Concawe (1987) als leidraad gebruikt. Deze gemiddelde waarden kunnen sterk afwijken van de realiteit, afhankelijk van het type raffinaderij. Bovendien worden op deze manier enkel de componenten van de produktie-eenheden in rekening gebracht. Alle componenten in de ‘off-sites’ (tankpark, belading, fuel net raffinaderij, …) worden hierbij verwaarloosd. Eén van de raffinaderijen geeft geen fugitieve procesverliezen op, maar deze werden aan de hand van de gemiddelde waarden van Concawe (1987) bijgeschat. Dit alles maakt dat de fugitieve procesverliezen van de raffinaderijen in Vlaanderen slechts heel benaderend bekend zijn. Het reductiepotentieel van een LDAR systeem is ondermeer afhankelijk van: ·

De drempelwaarde die wordt gehanteerd om lekkende van niet-lekkende componenten te onderscheiden. Hoe hoger deze drempelwaarde, hoe minder componenten tot de categorie lekkende componenten zullen behoren maar hoe hoger de emissie afkomstig van alle componenten die als niet-lekkend werden geklasseerd.

·

De frequentie waarmee de verschillende componenten worden bemeten.

AMINAL – AMINABEL

173


·

De gemiddelde tijd tussen het vaststellen van een lek en het repareren van het lek.

·

De doelstelling naar maximum aantal lekkende componenten, eventueel gespecifieerd naar type component.

Wanneer als doel van een LDAR-systeem wordt vooropgesteld om het aantal lekkende componenten te halveren worden reducties in vrachten van 30 – 60 % gerealiseerd, afhankelijk van het initieel percentage lekkende componenten dat per type component wordt gedetecteerd. Striktere reductiedoelstellingen (max. 1% lekkende componenten) zullen tot hogere reducties aanleiding geven maar vereisen een zeer frequent bemeten en een korte tijd tot herstelling wat de kostprijs negatief beïnvloedt. De hier gehanteerde 50% reductie is volgens literatuurgegevens bereikbaar met een meetfrequentie van 1 maal per jaar.

Maatregel 20: Leak Detection And Repair systeem (LDAR) Omschrijving:

Bereikbare dichtingen (pakkingen van flenzen en kleppen, dichtingen van pompen en compressoren, …) worden bemeten door middel van een draagbare FID. Dichtingen waarvoor een lek werd vastgesteld wordt op een lijst voor herstelling geplaatst en daarna zo snel mogelijk gerepareerd.

Aard maatregel:

Organisatorisch

Toepasbaar op:

Fugitieve emissies afkomstig van dichtingen



Reductie van 50% (D). De kost van LDAR hangt af van het mogelijke aantal emissiebronnen. Voor de vijf Vlaamse raffinaderijen werd een inschatting gemaakt van 677 000 emissiebronnen. Hieronder wordt de kostprijs voor 100 000 meetpunten weergegeven. De kost bestaat uit een extern bureau die het programma uitvoert, het eerste jaar ondersteund door iemand intern. Daarnaast is er een kost voor het herstellen van de lekken en een opbrengst door gerecupereerde producten. Extern:

1e jaar: 200 000 € 2e jaar: 40 000 € 3e jaar: 32 000 € 4e jaar: 25 600 € 5e jaar: 20 480 € 6e jaar: 20 480 € 7e jaar: 20 480 € 8e jaar: 20 480 €

Intern: 1 persoon, 1jaar voltijds = 75 000 € Herstelkosten: 1e jaar 150 000 €, volgende jaren evenredig aan extern. Opbrengst gerecupereerde producten: 1e jaar 15 000 €, volgende jaren evenredig aan extern bureau.

AMINAL – AMINABEL

174



Er wordt verondersteld dat het programma telkens opnieuw moet opgestart worden na een shut-down. Er wordt verondersteld dat een shutdown momenteel gemiddeld om de 8 jaar gebeurd.


-

AMINAL – AMINABEL

175

Hoofdstuk 8: Kostencurven en scenarioberekeningen

8.

Kostencurven en scenarioberekeningen

8.1.

Modellering met MARKAL

8.1.1.

Wijze van modelleren

MARKAL is een dynamisch lineair programmeringsmodel met zowel een aanbod- als vraagzijde dat vooral gebruikt wordt voor de energiesector. In het kader van deze studie wordt MARKAL gebruikt voor het opstellen van marginale kostencurven. De mogelijkheid bestaat om met MARKAL een volledige raffinaderij (of groep van raffinaderijen) te modelleren. Dit is echter niet nuttig in het kader van deze studie omdat veel gegevens nodig zijn die geen onmiddellijk effect hebben op de emissies. Daarom worden alleen die processen gemodelleerd die emissies met zich meebrengen. Alleen de kosten (of meerkost indien procesgeïntegreerd) van de emissiereductiemaatregelen worden opgenomen in de modellering, kosten van processen die geen onmiddellijk effect hebben op de emissies worden niet opgenomen. Hieronder worden de voor- en nadelen opgesomd om deelprocessen te modelleren. Voordelen:

§

Veel minder gegevens nodig (geen data, zoals kosten en doorzet, nodig voor processen die geen effect hebben op de emissies);

§

De complexe opbouw van een raffinaderij met zijn vele tussenstromen moet niet gemodelleerd worden;

§

Er kan veel meer in detail gewerkt worden m.b.t. de emissiereductiemaatregelen die toegepast worden op de processen die emissies veroorzaaken;

§

Relatief eenvoudige extrapolatie.

Nadelen:

§

De eindvraag (vraag naar benzine, diesel, kerosine) wordt niet in het model opgenomen;

§

Het effect van een verandering in productspecificaties of een verandering in de eindvraag op de emissies wordt niet berekend via het model. Via eigen berekeningen en de hulp van de raffinaderijen wordt gekeken wat voor een invloed een gewijzigde productspecificatie heeft op de emissieveroorzakende processen; dit wordt ‘exogeen’ in het model ingevoerd.

AMINAL – AMINABEL

177


Voor ieder proces werd per raffinaderij nagegaan welke de mogelijke emissiereductiemaatregelen zijn. Iedere emissiereductiemaatregel die opgenomen wordt in de modellering, wordt (in de mate van het mogelijke) in detail berekend. Wat voor gevolg heeft dat voor eenzelfde maatregel die op verschillende raffinaderijen van toepassing is, er een bedrijfsspecifieke kost en emissiereductie berekend worden. Gezien het om een sectorstudie gaat, en er dus geen marginale kostencurve per bedrijf wordt gepresenteerd, worden gelijkaardige processen in verschillende raffinaderijen zoveel als mogelijk gegroepeerd in de modellering. Op ieder proces zijn dan dezelfde emissiereductiemaatregelen van toepassing. Met deze wijze van berekenen van kostprijzen en modelleren, is extrapolatie bijna overbodig waardoor de kostencurve aan correctheid wint. Per proces worden de referentiesituatie (situatie zoals beschreven in het REF- of het BAUscenario) gemodelleerd waarbij enkel de emissies worden ingevoerd66. Naast de referentiesituatie kan het model kiezen tussen één of meerder emissiereductiemaatregelen waarbij de emissies (na reductie) en de kost voor de emissiereductiemaatregel worden ingevoerd.

8.1.2.

Berekening van marginale en totale kosten

Voor het opstellen van marginale en totale kostencurven moet aan MARKAL emissiebeperkingen opgelegd worden. MARKAL kiest de goedkoopste emissiereductiemaatregelen die beantwoorden aan het vooropgestelde doel (emissiebeperking) en berekent daarvoor een marginale en totale kost. De emissiedoelstelling wordt opgelegd voor het jaar 2010, maar kan ook voor de jaren vóór en na 2010 worden vastgelegd. De marginale kost wordt berekend voor elk jaar waarvoor een emissiedoelstelling wordt ingesteld. In deze studie worden enkel voor het jaar 2010 emissiedoelstellingen opgelegd. Aangezien het hier gaat om een marginale kost wordt er geen rekening gehouden met de tijdswaarde van het geld. De totale kost daarentegen, houdt wel rekening met de tijdswaarde van het geld, d.w.z. dat MARKAL de toekomstige uitgaven en opbrengsten, verbonden aan het bereiken van een emissiedoelstelling voor een bepaald jaar, verdisconteert aan een rentevoet van 10%67. Zowel de marginale kost als de totale kost zijn jaarlijkse kosten om aan de emissiebeperking te voldoen. De totale jaarlijkse kosten bestaan uit kapitaalkosten (=afschrijving van de

66

Voor ieder proces die gemodelleerd wordt, wordt de vraag gelijk gesteld aan nul waardoor met absolute emissies kan gewerkt worden en niet met emissiefactoren.

67

Deze rentevoet werd overeengekomen in de overkoepelende ‘werkgroep methodologie’. Een alternatieve berekening zal uitgaan van een rentevoet van 5%.

AMINAL – AMINABEL

178


investering en rentekost) en lopende kosten, eventuele besparingen worden daarvan afgetrokken. Het referentiejaar in deze studie is het jaar 2000. Dat houdt in dat de kost voor het reduceren van emissies de extra kost is t.o.v. de kost in 2000. Bijvoorbeeld: de operationele kost voor het installeren van Low NOx branders wordt in de modellering als nihil beschouwd omdat verondersteld wordt dat de operationele kost van de Low NOx branders gelijk is aan de operationele kost van de branders die operationeel zijn in 2000.

8.2. 8.2.1.

Basisscenario’s en beleidsscenario’s Het onderscheid tussen basisscenario’s en beleidsscenario’s

Het is van belang het onderscheid tussen basisscenario’s en beleidsscenario’s te maken en de functie van beide te zien. Basisscenario’s geven (het verloop van) emissies in (tot) 2010 uitgaande van hypothesen over (het verloop van) de productie, over de al dan niet invoering van milieuwetgeving die niet (rechtstreeks) emissieregulerend is (bv. productspec’s) en over technologische evoluties. Beleidsscenario’s zijn emissiedoelstellingen die zullen gelden vanaf een bepaald jaar uitgaande van hypothesen over de invoering van milieuwetgeving die wel emissieregulerend is (bv. instellen emissieplafonds in NEC-richtlijn of in protocol Göteborg). Andere milieuwetgeving die eveneens emissieregulerend is, zoals de wijziging van emissiegrenswaarden in VLAREM of de wijziging van de EG-richtlijn ‘grote stookinstallaties’, moeten wellicht beschouwd worden als tussentijdse doelstellingen die zullen bijdragen tot het bereiken van de nationale emissieplafonds68. Het behoort niet tot onze opdracht daarvoor kosten te berekenen. Het bereiken van een bepaalde doelstelling (beleidsscenario) zal aanleiding geven tot verschillende kosten naargelang het basisscenario waarvan vertrokken wordt. Dit wordt hieronder geïllustreerd69.

68

Zie ook: Protocol van het verdrag over grensoverschrijdende luchtverontreiniging ter bestrijding van verzuring, eutrofiëring en ozon in de omgevingslucht en Europese richtlijn nationale emissiemaxima, AMINAL, Afdeling Algemeen Milieu- en Natuurbeleid, Sectie Lucht, juli 2001.

69

Het gaat hier om een fictief voorbeeld.

AMINAL – AMINABEL

179


Figuur 8-1: Onderscheid tussen beleids- en basisscenario’s. Emissies

Kost

1990

100

2000

120

2010 REF

120

2010 BAU

140

NEC = 50 eenheden emissies 1990 in 2010 Hypothese: kostencurves voor verschillende scenario’s zijn gelijk.

KostBAU KostREF

8.2.2. 8.2.2.1.

50

120

140

NEC

REF

BAU

Emissies 2010

Definiëring basisscenario’s en beleidsscenario’s Basisscenario’s

Ongewijzigde productie, ongewijzigde wetgeving (REF) Het referentiescenario (REF) gaat uit van een ongewijzigde productie en een ongewijzigde wetgeving in 2010. Dit betekent dat de emissies in 2010 worden verondersteld gelijk te zijn aan de emissies in 2000. Dit referentiescenario laat toe abstractie te maken van reductiekosten die te wijten zijn aan toekomstige productieschommelingen. Gewijzigde productie, zekere wetgeving (BAU) Het ‘business as usual’ scenario (BAU) gaat uit van een hypothese omtrent de productie in 2010 en van de invoering van bepaalde wetgeving in 2010 (zie paragraaf 8.2.3.2). De berekening van de emissies in 2010 ten gevolge van de in dit scenario aangenomen hypothesen werden in paragraaf 6.2 toegelicht. Het BAU-scenario laat toe een berekening te maken van de reductiekosten op basis van de meest aannemelijke hypothesen die rekening houden met veranderingen in productie ten gevolge van toekomstige economische en technologische ontwikkelingen en ten gevolge van de invoering van quasi met zekerheid vastliggende toekomstige milieuwetgeving. In het

AMINAL – AMINABEL

180


BAU-scenario wordt echter geen rekening gehouden met rechtstreeks emissieregulerende wetgeving.

8.2.2.2.

Beleidsscenario’s

NEC+ Op 1 december 1999 hebben de landen die deel uitmaken van de Economische Commissie van de Verenigde Naties voor Europa (UN-ECE), waaronder België het Protocol van Göteborg ondertekend. Dat protocol heeft betrekking op de terugdringing van de emissies van verzurende stoffen en van stoffen die de vorming van ozon in de hand werken, namelijk SO2, NOx, NH3 en VOS. Elke lidstaat kreeg een emissieplafond opgelegd dat moet worden bereikt in 2010. Parallel aan de de onderhandelingen over het Protocol van Göteborg formuleerde de Europese Commissie een voorstel tot Europese Richtlijn inzake nationale emissieplafonds. Dit voorstel hernam hetzelfde ambitieniveau als in het oorspronkelijk voorstel in het kader van het Protocol Göteborg. Deze emissieplafonds waren gebaseerd op het RAINS-model (zie ook paragraaf 8.4.3). Deze emissieplafonds werden uiteindelijk niet weerhouden (zie verder); ze worden de NEC+ doelstellingen genoemd.

NEC Op 25 juni 2001 werd een akkoord bereikt tussen het Europees Parlement en de Raad over de nationale emissieplafonds. De emissieplafonds uit het oorspronkelijk Commissievoorstel werden vervangen door minder strenge doelstellingen, die evenwel nog altijd strenger zijn dan die uit het Protocol van Göteborg. Ze worden de NEC doelstellingen genoemd. Alle doelstellingen worden in Tabel 8-1 samengevat. De waarden voor de raffinaderijen zijn indicatieve waarden. Voor alle sectoren werd een indicatieve verdeling gemaakt in afwachting van meer gedetailleerde en onderbouwde cijfers die moeten komen uit de verschillende sectorstudies.

AMINAL – AMINABEL

181


Tabel 8-1: Emissiereductiedoelstellingen SO2, NOx en VOS in 2010 voor België, Vlaanderen en raffinaderijen. In duizend ton jaar Referentiepunt Emissies 1990

Protocol van Göteborg Emissies 2010

NEC doelstellingen - Emissies 2010

NEC+ doelstellingen Emissies 2010

SO2 (kt) België

336

106 (-69%)

99 (-71%)

76 (-77%)

Vlaanderen (-Transport)

246,915

70,8 (-71%)

65,8 (-73%)

59,46 (-76%)

Raffinaderijen

41,072

16,45 (-60%)

15,87 (-61%)

NOx (kt) België

351

181 (-48%)

176 (-50%)

127 (-64%)

Vlaanderen (-Transport)

98,886

60,8 (-39%)

58,3 (-41%)

35,16 (-64%)

Raffinaderijen

9,761

4,32 (-56%)

2,93 (-70%)

VOS (kt) België Vlaanderen (-Transport) Petroleumraffinage, opslag van benzine

374

144 (-62%)

139 (-63%)

102 (-73%)

145,865

73,5 (-50%)

70,9 (-51%)

49,215 (-66%)

9,3 (-53%)

1,848 (-91%)

19,8

Bron: AMINAL (2001).

Voor de polluenten waar er (nog) geen internationale emissieplafonds zijn aangegeven, werden door Vlaanderen zelf reductiedoelstellingen vooropgesteld. Dit is het geval voor metalen (70% reductie in 2010 t.o.v. 1995) en dioxines (maximum emissie van 100 g TEQ in 2010, dit komt overeen met een reductie van 10% in 2010 t.o.v. 1999) 70. Voor de vertaling van deze reductiedoelstellingen naar de raffinagesector wordt van eenzelfde procentuele reductie uitgegaan. Voor stof is er op dit ogenblik nog geen emissieplafond beschikbaar.

70

Een cijfer voor het jaar 1999 van 111 g TEQ werd opgemaakt in het kader van de Noordzeeconferentie (Bron: VMM).

AMINAL – AMINABEL

182


8.2.3.

Bepalende ontwikkelingen voor de emissies van de raffinaderijen

8.2.3.1.

Bepalende ontwikkelingen

Er zijn drie bepalende factoren die de toekomstige emissies beïnvloeden: 1. De economie en de fiscale wetgeving (taksen, accijnsen en belastingen) die via het mechanisme van de prijsvorming op de markt van vraag en aanbod de productie sturen (hoeveel wordt er geproduceerd, wat wordt geproduceerd, gebruik van lichte of zware crude, enz…); 2. De milieuwetgeving en de wetgeving omtrent productkwaliteit die rechtstreeks de emissies sturen via emissienormen of onrechtstreeks via BBT (emissiereductiemaatregelen); 3. De evolutie van de technologie die de kwaliteit van het productieproces (daardoor ook de emissies) en de mogelijkheden van de emissiereductiemaatregelen stuurt. Dit wordt hieronder schematisch voorgesteld. Figuur 8-2: Bepalende ontwikkelingen voor toekomstige emissies.

ECONOMIE

TECHNOLOGIE

WETGEVING

PRODUCTIE

Emissiereductiemaatregelen

EMISSIES 2010 Hierna worden de bepalende ontwikkelingen voor de toekomstige emissies geschetst voor elk van de drie domeinen.

AMINAL – AMINABEL

183


PRODUCTIE De olieraffinagesector in Europa heeft af te rekenen met lage winstmarges en overcapaciteit. Het sluiten van raffinaderijen in Europa is echter zeer duur waardoor weinig raffinaderijen gesloten worden. Volgens een studie van Roland Berger & Partner71 zal de capaciteit in Europa de komende tien jaar de vraag blijven overstijgen. Ondanks enkele herstructureringen in de laatste jaren zal de Belgische raffinagesector blijvend last hebben van lage winstmarges72 en overcapaciteit.73 Tabel 8-2: Distillatiecapaciteit en benuttingsgraad Vlaamse raffinagesector. Vlaamse raffinagesector

(in duizend ton/jaar)

1973

1979

1998

1999

2000

Distillatiecapaciteit

43 084

55 514

36 450

36 650

38 460

Verwerking van ruwe aardolie

37 007

33 020

34 658

32 148

33 941

Benuttingsgraad

86%

60%

95%

88%

88%

Bron: Belgische Petroleum Federatie (2001) http://www.petrolfed.be/htdocs/nl/frame.htm

Wat en hoeveel er wordt geproduceerd wordt gestuurd door de marktvraag. Met een eventuele aanpassing van de taksen op afgewerkte olieproducten of de invoer van de energietaks wordt hier geen rekening gehouden. Volgens de Nederlandse BBT-studie olieraffinaderijen (1999) die Chang, T. (1997) als bron neemt zal de productvraag in West-Europa voor de periode 1995-2010 als volgt evolueren: Tabel 8-3: Voorspelling vraag naar olieproducten in West-Europa volgens Chang T. Jaarlijks groeipercentage (JGP) 1995-2010 Naphta Chemical feed stock

1,50%

Gasoline

0,70%

Jet A1 (kerosene)

2,70%

Diesel

2,30%

Light inland fuel

-1,40%

HFO for electricity

-2,60%

HFO for bunker

0,70%

Other products

???

Bron: VROM (1999) Dutch Notes on BAT for Mineral Oil Refineries. Chang, T. (1997) Good capacity gains and restructuring highlight worldwide refining. In: Oil & Gas Journal, vol.96 (1998), no. 51, p.33-40, US.

71

Roland Berger & Partner (1997) Study on oil refining in the European Community, prepared for European Commission, DG XVII/B2. London.

72

Zie ook paragraaf 5.8.3.

73

PESA (Petroleum Equipment Suppliers Association) – www.pesa.org/market/belgium/belgium1.html – 7/05/2001

AMINAL – AMINABEL

184


Volgens de ‘World Energy Outlook 2000’ van de OESO74 zal de vraag naar olieproducten in Europa voor de periode 1997-2010 stijgen met 0,7% per jaar. Het Federaal Planbureau voorspelt de output (ton geproduceerd) van de Belgische raffinaderijen: Tabel 8-4: Voorspelling transformatie output voor de raffinaderijen in Vlaanderen (2001-2006) volgens het Federaal Planbureau. (in miljoen ton olie-equivalent) Transformatie output - raffinaderijen

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

34,9

33,5

34,5

35,2

35,8

36,4

37,0

37,6

2,99%

2,03%

1,70%

1,68%

1,65%

1,62%

Jaarlijks groeipercentage (JGP) Gemiddeld jaarlijks groeipercentage 2000-2006

1,94%

Bron: Federaal Planbureau – www.plan.be

Uit deze voorspelling kan een gemiddeld jaarlijks groeipercentage berekend worden, dit bedraagt 1,94%. De Europese Commissie voorspelt in zijn ‘European Energy to 2020’ eveneens een vraag naar olie in 2010. Vier scenario’s worden uitgewerkt waarbij het minimum 612 en het maximum 645 Mtpa bedraagt. Tegenover de vraag in 1996 (593 Mt) kunnen twee jaarlijkse groeiprecentages berekent worden: 0,225% en 0,602%.75 Als de voorspellingen van Chang T. (A), de OESO (B), het Federaal Planbureau (C) en de Europese Commissie minimum (D) en maximum (E) naar productie in België omgerekend worden, worden volgende waarden bekomen:

74

OECD (2000) World Energy Outlook 2000 – Highlights.

75

Bron: - Directorate General for Energy (1996) European Energy to 2020, a scenario approach. - Roland Berger & Partner (1997) Study on oil refining in the European Community, prepared for European Commission, DG XVII/B2. London.

AMINAL – AMINABEL

185


Tabel 8-5: Productie 2000 en voorspelling productie in 2010 voor raffinagesector in Vlaanderen. (in duizend ton/jaar)

Productie 200076

Voorspelling productie 2010 Volgens A Volgens B Volgens C Volgens D Volgens E JGP 0,883% JGP 0,700% JGP 1,940% JGP 0,225% JGP 0,602%

Autobenzines

5 311

5 695 (0,7)

Vliegtuigbrandstoffen

2 230

2 911 (2,7)

Gasolie

12 501

15 693 (2,3)

Residuele stookolie

7 990

6 528 (-2,0)

Vloeibare gassen

764

764 (0,0)

Bitumen

663

663 (0,0)

Nafta

2 026

2 351 (1,5)

Andere producten

2 473

2 473 (0,0)

33 958

37 078

ALLE PRODUCTEN

36 411

41 152

34 730

36 059

De huidige trend waarbij er een stijgende vraag is naar diesel en een dalende vraag naar benzine zal zich de komende jaren blijven doorzetten (in de hypothese dat de taksen op benzine en diesel ongewijzigd blijven). In welke mate en hoe lang deze trend zich zal doorzetten is moeilijk in te schatten. Chang T. (1997) voorspelt een jaarlijks groeipercentage van 0,7% voor benzine en van 2,3% voor diesel in West-Europa voor de periode 1995-2010 (cf. supra). Figuur 8-3: Evolutie verbruik van benzine en diesel in België (1998-2000). Verbruik van benzine en diesel in België

6.000

1000 ton

5.000 4.000

5.192

4.924

4.712

3.000 2.000

2512

2.394

2.245

benzine diesel

1.000 0 1998

1999 Jaar

2000

Bron: Ministerie van Economische Zaken – www.mineco.fgov.be

76

Ministerie van Economische Zaken – www.mineco.fgov.be

AMINAL – AMINABEL

186


WETGEVING Emissieregelgeving in Vlaanderen Volgens VLAREM, Titel II, Afdeling 5.20.2., gelden voor de installaties van petroleumraffinaderijen volgende emissiegrenswaarden die betrekking hebben op de som van de emissies afkomstig van de stookinstallaties, inbegrepen de STEG-installaties, en de procesinstallaties. Deze worden beschreven in Tabel 8-6. Tabel 8-6: Emissieregelgeving in Vlaanderen. SO277 Emissiegrenswaarde

1300 mg/Nm³

Op maandgemiddelde basis

Geheel van alle installaties:

1000 mg/Nm³

Geheel van alle installaties met uitzondering 1700 mg/Nm³ van de nieuwe grote stookinstallaties: Voor nieuwe grote stookinstallaties

Vloeibare brandstof:

1700 mg/Nm³ tot 300 MWth, lineair afnemend tot 400 mg/Nm³ bij 500 MWth

Gasvormige brandstof:

35 mg/Nm³

Of 1000 mg/Nm³ voor de sub-bubble van nieuwe grote stookinstallaties Voor bestaande stookinstallaties

Vanaf 1 januari 2005:

Voorwaarden voor nieuwe grote stookinstallaties.

NOx Emissiegrenswaarde

350 mg/Nm³

Voor nieuwe grote stookinstallaties


450 mg/Nm³


350 mg/Nm³



Voor bestaande stookinstallaties

Stof Emissiegrenswaarde

150 mg/Nm³

Regenerator van de katalytische Tot 1 januari 2005: kraker

Voor nieuwe grote stookinstallaties

77

300 mg/Nm³ (maandgemiddelde)


50 mg/Nm³ (maandgemiddelde)


50 mg/Nm³

De bepalingen van VLAREM, Titel II, rubriek 5.7.6 rond efficiëntie van de Claus-eenheid bij de productie van zwavel zijn niet van toepassing op de Claus-eenheden van de raffinaderijen, gezien deze mee in de bubbel verrekend worden.

AMINAL – AMINABEL

187


Voor bestaande stookinstallaties


5 mg/Nm³



Dioxines Als richtwaarde voor individuele installaties

0,4 ng TEQ/Nm³

Als grenswaarde voor individuele installaties

2,5 ng TEQ/Nm³ CO

Emissiegrenswaarde

150 mg/Nm³ Nikkel

Emissiegrenswaarde

2 mg/Nm³ Vanadium

Emissiegrenswaarde

7 mg/Nm³ VOS afkomstig van damprecuperatie-eenheden

Emissiegrenswaarde

35 g/Nm³

Richtlijn 2001/80/EG - ‘Grote stookinstallaties’ De emissiegrenswaarden voor de Europese richtlijn ‘Grote stookinstallaties’ worden weergegeven in Tabel 8-7. Tabel 8-7: Richtlijn 2001/80/EG – ‘Grote stookinstallaties’. Nieuwe installaties, vergund na 1/07/’87 maar voor 27/11/’02 en in gebruik genomen voor 27/11/’03.

Nieuwe installaties, vergund na 27/11/’02 of in gebruik genomen na 27/11/’03.

SO2 Vloeibare brandstof

1700 mg/Nm³ tot 300 MWth, lineair afnemend tot 400 mg/Nm³ vanaf 500 MWth en hoger.

850 mg/Nm³ tot 100 MWth, lineair afnemend van 400 mg/Nm³ bij 100 MWth tot 200 mg/Nm³ bij 300 MWth en hoger.

Gasvormige brandstof

35 mg/Nm³ (800 mg/Nm³ voor gas geproduceerd door IGCC)

35 mg/Nm³

NOx Vloeibare brandstof

450 mg/Nm³ tot 500 MWth 400 mg/Nm³ vanaf 500 MWth




150 mg/Nm³ tot 300 MWth en 100 mg/Nm³ vanaf 300 MWth en hoger voor aardgas. 200 mg/Nm³ ongeacht het thermisch

AMINAL – AMINABEL

188


vermogen voor andere gasvormige brandstoffen. Stof Vloeibare brandstof

50 mg/Nm³

50 mg/Nm³ tot 100 MWth en 30 mg/Nm³ vanaf 100 MWth


5 mg/Nm³

5 mg/Nm³

De grenswaarden voor NOx gelden vanaf 1/01/’08 eveneens voor bestaande installaties vergund voor 1/07/’87.

Voor grote stookinstallaties binnen raffinaderijen op gemengde brandstoffen zijn de emissiegrenswaarden voor de bepalende brandstof (= brandstof met hoogste emissiegrenswaarde) van toepassing indien meer dan 50% van het thermisch vermogen door de bepalende brandstof wordt geleverd. Indien de bepalende brandstof minder dan 50% van het nominaal thermisch vermogen levert, wordt een naar het nominaal thermisch vermogen voor iedere brandstof gewogen gemiddelde emissiegrenswaarde bepaald. De te hanteren emissiegrenswaarde zijn voor iedere brandstof deze die hierboven zijn opgenomen, met uitzondering van de bepalende brandstof waarvoor een emissiegrenswaarde van twee maal de emissiegrenswaarde van de bepalende brandstof mag toegepast worden verminderd met de emissiegrenswaarde van de brandstof met de laagste emissiegrenswaarde. Als alternatief kan voor de parameter SO2 een bubble-grenswaarde voor alle nieuwe grote stookinstallaties binnen de raffinaderij gehanteerd worden van: §

1000 mg/Nm³ voor nieuwe installaties vergund na 1/7/’87 maar voor 27/11/’02 en in gebruik genomen voor 27/11/’03

§

600 mg/Nm³ voor nieuwe installaties (uitgezonderd gasturbines) vergund na 27/11/’02 of in gebruik genomen na 27/11/’03.

Productnormering - Europese regelgeving In de richtlijnen 98/70/EG en 1998/32/EG worden nieuwe productspecificaties opgelegd aan respectievelijk ongelode benzine en diesel en aan zware stookolie en gasolie. Deze nieuwe specificaties worden samengevat in Tabel 8-8.

AMINAL – AMINABEL

189


Tabel 8-8: Productspecificaties voor ongelode benzine en diesel (98/70/EG) en voor zware stookolie en gasolie (1999/32/EG). vanaf 01/2000

vanaf 01/2005

Ongelode benzine RON

³ 95

MON

³ 85

RVP

kPa

Destillatie 100°C

£ 60

bij vol%

³ 46

vol%

³ 75

vol%

£ 18

vol% Aromaten vol% Benzeen

£ 42

150°C Analyse Olefines

Zuurstofhoudende O

£1

componenten gew%

£ 2,7

vol% MeOH vol% EtOH vol%

£3 £5 £ 10

IPA vol% TBA vol%

£7 £ 10

IBA vol% Ethers (> 5C) vol%

£ 15 £ 10

Andere O-houdende Zwavel

mg/kg

Lood

g/l

£ 35

£ 150

£ 50

£ 0,005 Diesel

Cetaangetal

³ 51

Densiteit (15°C)

kg/m³

£ 845

95% overgedestilleerd

°C

£ 360

PAK

gew%

£ 11

Zwavelgehalte

mg/kg

£ 350

£ 50

vanaf 01/2003 Zware stookolie Zwavelgehalte

gew%

£1 vanaf 01/2000

vanaf 01/2008

£ 0,2

£ 0,1

Gasolie Zwavelgehalte

gew%

Deze specificaties zijn een direct gevolg van het Europese Auto-Oil I programma. Momenteel loopt het Auto-Oil II programma waarin de haalbaarheid wordt nagegaan van een verdere verstrenging van de productspecificaties voor ongelode benzine en diesel:

AMINAL – AMINABEL

190


§

Ongelode benzine - Verdere beperkingen op vluchtigheid; - Verdere beperking aromatengehalte, gehalte olefines en gehalte zuurstofhoudende componenten; - Verdere beperking zwavelgehalte: Ultra Low Sulfur (ULS) = 10 ppm ???

§

Diesel - Stijging cetaangetal; - Verdere beperking densiteit; - Verdere beperking PAK-gehalte; - Verdere beperking zwavelgehalte: ULS = 10 ppm ???

De bepalingen van de richtlijnen 98/70/EG en 1999/32/EG en eventuele verdere verstrenging van de productspecificaties als gevolg van de resultaten van het Auto-Oil II programma zullen aanleiding geven tot een verdere uitbouw van conversie- en zuiveringsprocessen binnen de raffinaderijen (Tabel 8-9).

AMINAL – AMINABEL

191


Tabel 8-9: Mogelijke effecten van strengere productspecificaties op de processen binnen de raffinaderijen. Benzine % verdampt bij 150°C

§

Alkylering

§

MTBE of ETBE of TAME

§

Isomerisatie (once-through of recycle)

§

Cut point veranderen destillatie FCC

§

TAME

§

Voorbehandeling feedstock FCC

§

Reductie severiteit FCC

§

Reductie severiteit reformer (H2 balans !)

§

Isomerisatie (once-through of recycle)

§

Benzeen saturatie

§

Saturatie in isomerisatie

§

Reformaat splitter

O-gehalte

§

MTBE – ETBE of TAME

Zwavelgehalte

§

Ontzwaveling nafta

§

Mercaptaan extractie FCC gasoline

§

Ontzwaveling FCC gasoline

§

Voorbehandeling voeding FCC

vol% olefines

vol% aromaten vol% benzeen

Diesel Cetaangetal

Densiteit

Temperatuur waarbij 95% overgedestilleerd

PAK

Zwavelgehalte

AMINAL – AMINABEL

§

Desaromatisering (MD of HD)

§

Hydrokraking

§

LCO upgrading

§

Reductie throughput FCC

§


§

Hydrokraking

§

LCO upgrading

§

Verandering cut points destillatie

§


§

Hydrokraking

§

Verandering cut points destillatie

§


§

LCO upgrading

§

Reductie FCC throughput

§

Verandering cut points FCC destillatie

§

HD ontzwaveling

§

Feedstock pretreatment FCC

§

Hydrokraking van destillaat

§

Milde hydrokraking

192


Het wordt algemeen aanvaard dat de 50 ppm norm voor het zwavelgehalte in ongelode benzine en diesel en in zware gasolie en fuel olie zal leiden tot een verhoging van de ontzwavelings-capaciteit in de raffinaderijen. Bovendien voorzien de meeste bronnen (Concawe 99/56, Concawe 00/54, Bechtel Limited (2000)) een lichte stijging van het gemiddeld zwavelgehalte in de verwerkte crudes van ongeveer 1% momenteel tot 1,25% in 2010, wat eveneens een verdere stijging van de ontzwavelingscapaciteit impliceert. Een verhoging van de ontzwavelings-capaciteit betekent echter niet direct een stijging van het aantal eenheden. Een snelle ontwikkeling op het vlak van ontzwavelingskatalysatoren laat toe om, in combinatie met een procesvoering op hogere druk (wat een drastische revamp van de bestaande eenheden vereist), in de meeste raffinaderijen minstens de 50 ppm specificatie van 2005 te halen. Bij een verdere verlaging van de productspecificatie voor het zwavelgehalte van 10 ppm wordt wel de bouw van bijkomende ontzwavelingseenheden in het vooruitzicht gesteld. Afhankelijk van de complexiteit van de raffinaderij worden andere knelpunten ervaren bij het halen van de overige strengere productspecificaties. Algemeen kan gesteld worden dat, hoe complexer de raffinaderij, hoe eenvoudiger de strengere productspecificaties kunnen gehaald worden zonder het bijplaatsen van nieuwe eenheden. In een eenvoudige hydroskimming raffinaderij zal de verlaging van het aromatengehalte in ongelode benzine problemen stellen. Het aromatengehalte in benzine wordt hoofdzakelijk bepaald door de hoeveelheid en de samenstelling van de reformaatfractie die wordt bijgeblend.

AMINAL – AMINABEL

193


TECHNOLOGIE §

Omwille van het feit dat: -

raffinage een mature technologie is;

-

raffinage een kapitaalintensieve sector is;

-

groeiperspectieven beperkt zijn;

-

de ROI laag is;

-

raffinaderijen sterk geïntegreerd zijn;

vindt nieuwe technologie slechts heel moeilijk ingang.

§

Katalysatorontwikkeling: -

hogere doorzetten in bestaande eenheden;

-

hoger rendement bij gelijke werkingscondities;

leidt tot vermindering van de vrachten.

§

Additieven: DeSOx en DeNOx in regenerator katalytische kraker.

8.2.3.2.

Uitwerken van het REF-scenario en het BAU-scenario

In het REF-scenario blijven de emissies 10 jaar lang identiek aan de emissies in het jaar 2000; in het BAU- scenario is dat niet zo. Voor dit scenario worden de emissies voor 2010 ingeschat (zie paragraaf 6.2). Voor de uitwerking van het BAU-scenario wordt gesteund op drie milieu-effect rapporten van verschillende raffinaderijen waarin toekomstprojecties worden gemaakt naar doorzet, productspecificaties en productiehoeveelheden. Deze worden in belangrijke mate gerealiseerd door middel van debottlenecking van bestaande eenheden (capacity creep). Daarnaast worden voor de toekomst ook nog 2 gasolie ontzwavelingseenheden en 1 isomerisatie eenheid bijgeplaatst. Enquêtering bij de verschillende raffinaderijen leverde geen bijkomende informatie op met betrekking tot wijzigingen in doorzet, productspecificaties en productiehoeveelheden, zodat kan worden gesteld dat de situatie waarschijnlijk niet in belangrijke mate zal wijzigen ten opzichte van de situatie 2000 of de toekomstsituatie beschreven in de verschillende MER’s. Ten opzichte van de situaties beschreven in de MER’s werden volgende aanpassingen aangebracht voor het berekenen van het BAU-scenario:

AMINAL – AMINABEL

194


·

Sinds het opstellen van de MER’s zijn 3 fornuizen overgeschakeld van het gebruik van een mengsel van vloeibare en gasvormige brandstoffen naar het gebruik van gasvormige brandstoffen en zijn low NOx branders op deze fornuizen geïstalleerd.

·

Sinds het opstellen van de MER’s is het aandeel vloeibare brandstof in één van de gemengd gestookte fornuizen tot 5% teruggedrongen.

·

In één van de MER’s werd uitgegaan van een zwavelgehalte in de vloeibare brandstof van 1,7 %, ten einde de milieu-impact naar SO2 toe maximaal te kunnen inschatten. Voor deze studie werd uitgegaan van een zwavelgehalte van 1% in de vloeibare brandstof van de desbetreffende raffinaderij.

·

Twee van de raffinaderijen hebben een verbintenis om voor 2010 alle vlottend dak tanks uitgerust met enkele seals uit te rusten met dubbele seals.

·

Van 1 raffinaderij is geweten dat een aantal tanks tegen 2010 uit dienst zullen worden genomen.

Op basis van de gegevens van 2000 en de situaties beschreven in de verschillende MER’s kunnen volgende doorzetten en productiehoeveelheden voor 2000 en 2010 worden afgeleid (Tabel 8-10). Tabel 8-10: Doorzet en produtie van de Vlaamse raffinaderijen in 2000 en in 2010 (BAU-scenario). Doorzet/produktie 2000 (ton)

Doorzet/produktie 2010 (ton)

JGP (%)

Laagzwavelig

9 785 797

12 616 313

Hoogzwavelig

10 167 068

12 898 224

Niet gespecifieerd

17 854 560

17 854 560

532 575

551 880

Nafta

3 182 906

2 949 089

Benzine

6 566 104

8 064 663

Keroseen

3 146 823

5 165 739

+ 5,08

Gasolie (diesel, huisbrand)

11 684 602

13 899 720

+ 1,75

Fuel olie

8 076 641

9 388 850

+ 1,52

Bitumen

956 520

847 417

- 1,20

Andere

742 167

742 167

Zwavel

277 418

383 112

Doorzet Ruwe aardolie

Andere voedingsstromen

+ 1,37

Productiehoeveelheden

AMINAL – AMINABEL

+ 1,23

+3,28

195


Uit deze tabel volgt een jaarlijks groeipercentage van de doorzet met 1,37%. Bij de toekomstscenario’s wordt voor West-Europa tot 2006 een jaarlijkse groeipercentage van 1,94 % vooropgezet, wat iets hoger is. Voor alle produktstromen, met uitzondering van bitumen wordt een stijging in productiehoeveelheid voorzien voor 2010. De stijging voor benzine en nafta samen is beperkter dan de stijging voor keroseen en gasolie. De hieruit afgeleide jaarlijkse groeipercentages voor nafta + benzine (+1,23%), keroseen (+5,04%) en gasolie (+1,75%) volgen de bij de toekomstscenario’s aangegeven tendenzen in jaarlijkse groeipercentages van 0,7 % voor benzine, 2,7 % voor keroseen en 2,3 % voor diesel. Hierbij moet opgemerkt worden dat een raffinaderij bij het blenden van de verschillende fracties nog kan bijsturen. Zo kan een gedeelte van de zwaardere fracties, die bij de aanmaak van keroseen worden gebruikt, ook in de gasoliepool worden bijgemengd. Dit brengt een onderlinge verschuiving tussen beide fracties met zich mee. Naast de wijzigingen in productiehoeveelheden doen zich ook nog belangrijke wijzigingen in de productspecificaties voor. In het recente verleden hebben een aantal raffinaderijen reeds ingespeeld op strengere specificaties rond aromatengehalte (vooral benzeen) in benzines. In twee raffinaderijen werden de laatste jaren desaromatiseringseenheden voor reformaat bijgeplaatst, terwijl in andere de katalytische reformer onder minder strenge condities wordt bedreven om het aromatengehalte in de reformaatfractie te beperken. Naar de toekomst toe zal vooral worden ingespeeld op het zwavelgehalte van benzine en diesel. Dit gebeurt in eerste instantie door de ontzwavelingscapaciteit te laten toenemen (meer performante katalysatoren of strengere werkingscondities in bestaande eenheden, bijplaatsen van ontzwavelingseenheden) en uit zich in een sterke stijging van de zwavelproductie tegen 2010. De hogere zwavelproductie resulteert onherroepelijk in een hogere SO2-emissie van de zwavelplant, hoewel deze stijging minder dan proportioneel is gezien in twee raffinaderijen de hogere doorzet een stijging van het rendement van de (overgedimensioneerde) Clauseenheid van 95 tot 97,5% met zich meebrengt. Een stijging van de zwavelproductie met 38%, vertaalt zich dus slechts in een stijging van de SO2-uitstoot van de Claus-eenheid met 13,4%.

AMINAL – AMINABEL

196


8.3.

Kostencurven per polluent

In deze paragraaf wordt de kern van dit rapport weergegeven. Voor de polluenten NOx, SO2 en VOS worden kostencurven afgeleid via Markal. Voor de andere polluenten (Nikkel, Vanadium, Dioxines en Stof) worden geen afzonderlijke kostencurven afgeleid omdat er weinig of geen emissiereductiemaatregelen zijn die primair gericht zijn op deze polluenten. Deze polluenten worden gereduceerd door maatregelen die primair gericht zijn op SO2 en NOx. Per afgeleide kostencurve wordt grafisch weergegeven wat het effect is op andere polluenten. Kostencurven per polluent worden afgeleid van twee verschillende sectormodellen, gebaseerd op twee verschillende basisscenario’s (REF en BAU). Deze kostencurven geven een bepaalde (steeds duurdere) kost voor een bepaalde emissiereductie tegen het jaar 2010. Voor het BAU-scenario wordt eveneens nagegegaan wat het effect is op de kostencurven van een hogere gasprijs (+0,2 €/GJ) en van een verlaagde interestvoet78. Voor SO2 wordt ook een curve opgesteld zonder De-SOx maatregelen (Maatregel 6). Deze curve wordt opgesteld omdat de onzekerheid omtrent de toepasbaarheid van de De-SOx maatregel groot is. De kostencurven worden afgeleid via Markal (lineair optimaliseringsmodel) door telkens een strengere emissiereductiedoelstelling op te leggen aan het model waarbij Markal op zoek gaat naar de laagste totale kost om aan deze emissiereductiedoelstelling te voldoen. De marginale kost voor het reduceren van emissies wordt bepaald als de schaduwprijs van het model. Voor bijvoorbeeld SO2 laten we het model een optimale oplossing zoeken voor een steeds strengere emissielimiet waarbij gestart wordt bij de emissies zonder enige reductie en dan telkens 500 ton lager79 totdat het model geen oplossing meer vindt. Voor iedere afgeleide kostencurve wordt een grafiek weergegeven waarop de marginale kosten zijn af te lezen en een grafiek waar het effect op andere polluenten wordt weergegeven. Eveneens wordt in een tabel weergegeven wat de geselecteerde emissiereductiemaatregelen zijn met bijhorende totale jaarlijkse kost voor iedere berekende marginale kost (met bijhorend emissieniveau). De marginale kostencurven moeten van rechts naar links gelezen worden. Het eerste punt rechts op de curve geeft de emissies weer zonder emissiereductie (op de X-as staan de resterende emissies). Hoe meer naar links wordt opgeschoven hoe strenger de emissielimiet. De bijhorende marginale kost (de extra kost om een extra emissie-eenheid te reduceren) kan afgelezen worden op de Y-as.

78

Als basisinterestvoet wordt 10% genomen, er wordt nagegaan wat het effect is op de kostencurven indien met een interestvoet van 5% wordt gewerkt.

79

Voor NOx en VOS wordt met intervallen van 100 ton gewerkt. Hoe kleiner het interval genomen wordt hoe langer de rekentijd om een kostencurve af te leiden.

AMINAL – AMINABEL

197


De grafiek waarin het effect van de reductie van een bepaalde polluent op andere polluenten wordt weergegeven moet eveneens van rechts naar links gelezen worden. Op de X-as staan de resterende emissies van de polluent waarvoor de marginale kostencurve is opgesteld. Voor de andere polluenten kan dan op de grafiek afgelezen worden hoe de emissies evolueren in functie van de polluent op de X-as. Voor ieder kostencurve wordt in een tabel per emissielimiet weergegeven welke reductiemaatregelen worden gekozen tegen een bepaalde marginale en totale jaarlijkse kost.80 Bij deze tabel moeten drie belangrijke opmerkingen gemaakt worden: -

Voor iedere maatregel staat een plus- of een min-teken. Om een bepaalde emissielimiet te bereiken moeten één of meerder emissiereductiemaatregelen worden toegepast. Op een bepaald moment kan het zijn dat het model om aan een bepaalde limiet te voldoen een bepaalde maatregel moet uitschakelen en vervangen door een maatregel die meer reduceert. Vandaar dat met + en tekens wordt gewerkt. Om na te gaan welke maatregelen worden gekozen om een bepaalde emissielimiet te halen moet dus alle voorgaande maatregelen in de tabel worden opgeteld.

-

Voor één marginale kost worden soms meerdere emissiereductiemaatregelen weergegeven, toegepast op verschillende processen. Voor emissiereductiemaatregelen die minder reduceren dan het gekozen reductieinterval, wordt door het model geen marginale kost berekend. Maar het model duidt wel aan dat de maatregel moet gekozen worden om aan de emissielimiet te voldoen.

-

De maatregel die als laatste gerangschikt staat per marginale kost is die maatregel waarvoor het model de marginale kost berekend. In het merendeel van de gevallen kan door het implementeren van die maatregel iets meer gereduceerd worden dan de aangegeven emissielimiet.

Bij het opstellen van de kostencurven worden de emissies van de Naftkraker (NC3) niet meegenomen omdat de NEC-doelstellingen enkel gericht zijn op de raffinagesector (zonder Naftkraker).

80

In Bijlage 3 (Technische fiches REF) en Bijlage 4 (Technische fiches BAU) wordt een overzicht gegeven van de emissiereductiemaatregelen die opgenomen zijn in de modellering per proces. Tevens wordt per proces de omschrijving en de gebruikte afkortingen (zoals gebruikt in volgende tabellen) weergegeven.

AMINAL – AMINABEL

198


8.3.1.

Kostencurven SO2

8.3.1.1.

Kostencurve SO2 in het REF-scenario

In het REF-scenario bedragen de initiële SO2-emissies (emissies zonder enige reductie) 26 234 ton. Uit de kostencurve (Figuur 8-4 en Tabel 8-11) valt af te lezen dat de emissies maximaal kunnen gereduceerd worden tot iets minder dan 4 000 ton (reductie van 85%). De marginale kost bij een maximale reductie bedraagt 72 954 €/ton81. Figuur 8-4: Marginale en totale kostencurve SO2 in het REF-scenario. Marginale kostencurve SO2-emissies (REF-scenario, I = 10%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ) Marginale kostencurve

Totale kostencurve 25

NECevenredig

1.400

NECindicatief NEC+

1.200

20

15 800

600

10

TK (miljoen €)

MK (€/ton SO2)

1.000

400 5 200

0

0 0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

Resterende SO2-emissies (ton)

De SO2-emissies kunnen gereduceerd worden tot 11 500 ton aan een marginale kost lager dan 1 000 €/ton. Deze reductie wordt gerealiseerd door het toepassen van end-of-pipe (EP) maatregelen op de grote zwavelrecuperatie-eenheden en op een fornuis, en door het toepassen van brandstofsubstitutie in een aantal fornuizen. De indicatieve NEC-doelstelling en de NEC+ doelstelling voor de raffinagesector van respektievelijk 16 450 en 15 870 ton kunnen gehaald worden aan een marginale kost van 581 €/ton. Een verdere reductie tot 4 500 ton kan behaald worden door een brandstofsubstitutie in de dual fornuizen waarop geen EP maatregelen mogelijk zijn, door het afleiden van zuur gas

81

Deze laatste stap staat niet meer afgebeeld om de curve leesbaar te houden.

AMINAL – AMINABEL

199


naar de ontzwaveling en vooral door het toepassen van een De-SOx op de katkrakers met licht ontzwavelde voedeing en dit aan een marginale kost van ongveer 1 305 €/ton. Vanaf 4 500 ton begint de marginale kostencurve fel te stijgen. Kleine reducties vragen hoge kosten. Dit segment van de curve bestaat vooral uit maatregelen die iets verder reduceren dan maatregelen die reeds voorkomen in de curve (marginale kost is hier niet meer gelijk aan de eenheidsreductiekost), tevens wordt een De-SOx voorgesteld op de kleine zwavelrecuperatie-eenheid.

Uit Figuur 8-5 valt af te lezen dat de SO2-emissiereductie tot 22 500 ton maar een klein secundair effect heeft op de andere polluenten. Dit komt omdat de SO2-emissies tot 22 500 ton hoofdzakelijk gereduceerd worden op de grote zwavelrecuperatie-eenheden die weinig andere polluenten uitstoten. Vanaf 22 500 ton worden procesgeïntegreerde maatregelen toegepast (brandstofsubstitutie) op de fornuizen/boilers waarbij duidelijk de effecten op polluenten zoals Stof, Nikkel en Vanadium zichtbaar worden in de grafiek. Er zijn relatief weinig secundaire effecten op NOx-emissies. Op de VOS-emissies zij er helemaal geen secundaire effecten. Figuur 8-5: Invloed van SO2 emissiereductie op andere polluenten in het REF-scenario. Invloed van SO2 emissiereductie op andere polluenten (REF-scenario, I = 10%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ) 1.800

30.000

1.600 25.000 1.400 1.200

20.000 DIOX (g TEQ) NI (kg) V (kg) 15.000 NOX (ton) VOS (ton)

1.000 STOF (ton) 800 600

10.000

400 5.000 200 0 4. 50 0 5. 50 0 6. 50 0 7. 50 0 8. 50 0 9. 50 10 0 .5 0 11 0 .5 0 12 0 .5 0 13 0 .5 00 14 .5 0 15 0 .5 0 16 0 .5 00 17 .5 0 18 0 .5 00 19 .5 0 20 0 .5 00 21 .5 0 22 0 .5 0 23 0 .5 00 24 .5 0 25 0 .5 00 26 .2 34

0

SO2 (ton) DIOX (g TEQ)

AMINAL – AMINABEL

NI (kg)

NOX (ton)

V (kg)

VOS (ton)

STOF (ton)

200


Tabel 8-11: Emissiereductie SO2 in het REF-scenario. Resterende emissies (ton)

Gereduceerde emissies (ton)

Marginale kost (€/ton)

Totale jaarlijkse kost (miljoen €)

26 234

0

0

0,00

Zwavelrecuperatie groot

26 000

234

310

0,00

Mixed standaard fornuizen

25 500

500

470

0,16

22 500

3 000

489

1,61

Reductiemaatregel

XXX + (8) Nazicht concept + (9) Optimalisatie + (10) Super-Claus + (1) Vloeibare brandstoffen -> Gas + (3) Low-NOx - (10) Super-Claus + (6) De-SOx

Proces

XXX Fornuizen algemeen


+ (1) Vloeibare brandstoffen -> Gas

Mixed boilers-EP

22 000

500

538

1,86

+ (6) De-SOx

Dual standaard fornuizen-EP

15 500

6 500

581

5,59

+ (1) Vloeibare brandstoffen -> Gas + (3) Low-NOx

Olie standaard fornuizen

14 500

1 000

614

6,18


Dual Low-NOx fornuizen

12 000

2 500

629

7,74


Mixed Low-NOx fornuizen

11 500

500

796

8,12

+ (12) Afleiden zuur gas naar ontzwaveling

Zuur gas


Dual standaard fornuizen-niet EP

8 000

3 500

1 027

11,67

+ (6) De-SOx

Katalytische kraker - licht ontzwavelde voeding

4 500

3.500

1 305

16,08

4 000

500

72 954

20,11

- (1) Vloeibare brandstoffen -> Gas + (6) De-SOx

Mixed boilers-EP


Mixed boilers-niet EP

+ (6) De-SOx

Zwavelrecuperatie klein

- (6) De-SOx + (1) Vloeibare brandstoffen -> Gas

AMINAL – AMINABEL


201


8.3.1.2.

Kostencurve SO2 in het BAU-scenario

In het BAU-scenario bedragen de initiële SO2-emissies (emissies zonder enige reductie) 27 055 ton. Uit de kostencurve (Figuur 8-6 en Tabel 8-12) valt af te lezen dat de emissies maximaal kunnen gereduceerd worden tot iets minder dan 4 000 ton (reductie van 85%). De marginale kost bij een maximale reductie bedraagt 1 021 €/ton. Figuur 8-6: Marginale en totale kostencurve SO2 in het BAU-scenario. Marginale kostencurve SO2-emissies (BAU-scenario, I = 10%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ) Marginale kostencurve

Totale kostencurve

1.200

18 NECevenredig

NECindicatief 16

1.000

NEC+

14 12 10

600 8 400

TK (miljoen €)

MK (€/ton SO2)

800

6 4

200 2 0

0 0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000


De SO2-emissies kunnen gereduceerd worden tot 8 000 ton aan een marginale kost lager dan 1 000 €/ton. In het REF-scenario was dit tot 11 500 ton. In het BAU-scenario zijn de marginale kosten voor dezelfde emissiereductiemaatregelen (op dezelfde processen) in het algemeen iets lager doordat in het BAU-scenario de capaciteiten beter benut worden (meer productie -> meer emissies -> dezelfde investeringskost). Dit is o.a. het geval voor de DeSOx op de katkraker die in het BAU-scenario (MK van 839 €/ton in vergelijking met een MK van 1 305 €/ton in het REF-scenario) eerder voorkomt in de curve. De indicatieve NEC-doelstelling en de NEC+ doelstelling voor de raffinagesector van respektievelijk 16 450 en 15 870 ton kunnen, net als in het REF-scenario, gehaald worden aan een marginale kost van 581 €/ton. Om deze doelstellingen te behalen moet echter wel twee extra reductiemaatregelen worden toegepast in vergelijking met het REF-scenario: een brandstofsubstitutie in de ‘Olie standaard fornuizen’ en de ‘Mixed Low-NOx fornuizen’. Beide doelstellingen vallen ook net voor een lichte knik in de curve (naar een MK van meer dan 800 €/ton)

AMINAL – AMINABEL

202


Een gelijkaardige serieuze knik in de curve zoals bij de curve in het REF-scenario is hier niet afgebeeld alhoewel die wel aanwezig is. Maar door de wijze van afleiden van kostencurven (stappen van 500 ton) vallen de maatregelen die iets verder reduceren dan maatregelen die reeds voorkomen in de curve er net tussen uit (extra reductie van die maatregelen is kleiner dan 500 ton).

Net als in het REF-scenario heeft de SO2-emissiereductie in het begin van de curve (tot 23 000 ton) maar een klein secundair effect heeft op de andere polluenten (zie Figuur 8-7). Figuur 8-7: Invloed van SO2 emissiereductie op andere polluenten in het BAU-scenario. Invloed van SO2 emissiereductie op andere polluenten (BAU-scenario, I = 10%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ) 1.600

30.000

1.400 25.000 1.200 20.000 1.000 STOF (ton)

DIOX (g TEQ) NI (kg) V (kg) 15.000 NOX (ton) VOS (ton)

800 600

10.000 400 5.000 200 0 4. 50 0 5. 50 0 6. 50 0 7. 50 0 8. 50 0 9. 50 0 10 .5 0 11 0 .5 00 12 .5 0 13 0 .5 0 14 0 .5 00 15 .5 0 16 0 .5 00 17 .5 0 18 0 .5 0 19 0 .5 0 20 0 .5 0 21 0 .5 0 22 0 .5 0 23 0 .5 0 24 0 .5 0 25 0 .5 00 26 .5 0 27 0 .0 55

0

SO2 (ton) DIOX (g TEQ)

AMINAL – AMINABEL

NI (kg)

NOX (ton)

V (kg)

VOS (ton)

STOF (ton)

203


Tabel 8-12: Emissiereductie SO2 in het BAU-scenario. Reductiemaatregel

Proces

Resterende emissies (ton)




XXX

XXX

27 055

0

0

0,00

+ (8) Nazicht concept + (9) Optimalisatie

Fornuizen algemeen

27 000

55

0

0,00

+ (10) Super-Claus


26 500

500

300

0,11



26 000

500

311

0,26



23 000

3 000

484

1,67

- (10) Super-Claus + (6) De-SOx




22 500

500

529

1,92


Mixed boilers-EP

22 000

500

561

2,19

+ (6) De-SOx


15 000

7 000

581

6,21

+ (6) De-SOx


+ (6) De-SOx


9 500

5 500

839

10,78



8 000

1 500

896

12,08


Zuur gas



4 000

4 000

1 021

16,12

AMINAL – AMINABEL

204


8.3.1.3.

Kostencurve SO2 in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet (5%)

Een verlaagde interestvoet (5% i.p.v. 10%) heeft slechts een beperkte invloed op de SO2kostencurve. Dezelfde emissiereductiemaatregelen worden geselecteerd, weliswaar in een licht gewijzigde volgorde, kapitaalintensieve maatregelen komen eerder voor in de curve. De totale jaarlijkse kost bij een maximale reductie bedraagt hier 14,62 miljoen €, in het BAUscenario met een interestvoet van 10% bedraagt de totale jaarlijkse kost bij een maximale reductie 16,12 miljoen €. De indicatieve NEC-doelstelling (16 450 ton) kan gehaald worden aan een MK van 507 €/ton waarbij één maatregel minder moet geïmplementeerd worden in vergelijking met het BAUscenario met interestvoet van 10%, namelijk een brandstofsubstitutie op de Mixed boilers waarop end-of-pipe maatregelen mogelijk zijn. De NEC+ doelstelling (15 870 ton) kan gehaald aan een MK van 536 €/ton waarbij dezelfde maatregelen moeten geïmplementeerd worden als in het BAU-scenario met een interestvoet van 10%.

Figuur 8-8: Marginale en totale kostencurve SO2 in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet. Marginale kostencurve SO2-emissies (BAU-scenario, I = 5%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ) Marginale kostencurve

Totale kostencurve

1.200

16,00 NECevenredig

NECindicatief 14,00

1.000

NEC+ 12,00 10,00

600

8,00 6,00

400

TK (miljoen €)

MK (€/ton SO2)

800

4,00 200

2,00

0

0,00 0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000


AMINAL – AMINABEL

205


Tabel 8-13: Emissiereductie SO2 in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet. Reductiemaatregel

Proces





XXX

XXX

27 055

0

0

0


Fornuizen algemeen

27 000

55

0

0



26 500

500

182

0,07

+ (10) Super-Claus


26 000

500

200

0,16



23 000

3 000

452

1,46



+ (6) De-SOx


16 500

5 500

506

4,73



16 000

500

507

4,98


Mixed boilers-EP

15 000

1 000

536

5,51

+ (6) De-SOx


+ (6) De-SOx


9 500

5 500

717

9,42


Zuur gas



8 000

1 500

856

10,62



4 000

4 000

1 019

14,62

AMINAL – AMINABEL

206


8.3.1.4.

Kostencurve SO2 in het BAU-scenario met verhoogde gasprijs (+ 0,2 €/GJ).

Om na te gaan wat het effect is van een verhoogde gasprijs op de SO2 kostencurve wordt het BAU-scenario eveneens uitgewerkt met een extra kost van gas t.o.v. Fuel olie 1%S van 0,5 €/GJ. Bij een verhoogde gasprijs worden dezelfde emissiereductiemaatregelen geselecteerd als in het BAU-scenario met gewone gasprijs. Wel komen alle brandstofsubstitutie maatregelen nu voor op het einde van de curve. De totale jaarlijkse kost bij een maximale reductie bedraagt hier 18,43 miljoen €, in het BAUscenario met een gewone gasprijs bedraagt de totale jaarlijkse kost bij een maximale reductie 16,12 miljoen €. De indicatieve NEC-doelstelling (16 450 ton) en de NEC+ doelstelling (15 870 ton) kunnen beide gehaald worden aan een MK van 839 €/ton. Om die doelstelling te halen worden EPmaatregelen voorgesteld op de zwavelrecuperatie-eenheden, de katkrakers en op één fornuis.

Figuur 8-9: Marginale en totale kostencurve SO2 in het BAU-scenario met verhoogde gasprijs. Marginale kostencurve SO2-emissies (BAU-scenario, I = 10%, FO -> GAS = 0,5 €/GJ) Marginale kostencurve


1.600 NECevenredig

NECindicatief

18

1.400 NEC+

16

1.200

12 10

800

8

600

6 400 4 200

2

0

0 0

5.000

10.000

15.000 Resterende SO2-emissies (ton)

AMINAL – AMINABEL

20.000

25.000

30.000

TK (miljoen €)

MK (€/ton SO2)

14 1.000


Tabel 8-14: Emissiereductie SO2 in het BAU-scenario met verhoogde gasprijs. Reductiemaatregel

Proces





XXX

XXX

27 055

0

0

0,00


Fornuizen algemeen

27 000

55

0

0,00

+ (10) Super-Claus


26 500

500

300

0,11

23 500

3 000

484

1,52



+ (6) De-SOx


+ (6) De-SOx


17 000

6 500

581

5,24

+ (6) De-SOx


11 000

6 000

839

10,15





10 500

500

969

10,59


Zuur gas

10 000

500

1 006

11,08


Mixed boilers-EP

9 500

500

1 079

11,61



9 000

500

1 133

12,15



5 000

4 000

1 248

17,07



4 000

1 000

1 394

18,43

AMINAL – AMINABEL

208


8.3.1.5.

Kostencurve SO2 in het BAU-scenario zonder De-SOx maatregelen.

Omdat de onzekerheid omtrent de mogelijke implementatie van de De-SOx maatregel (Maatregel 6) groot is, wordt een afzonderlijke curve opgesteld zonder de De-SOx maatregel. Uit de kostencurve (Figuur 8-10 en Tabel 8-15) valt af te lezen dat de emissies maximaal kunnen gereduceerd worden tot iets minder dan 7 000 ton (in de curve met De-SOx was dit 4 000 ton). De marginale kost bij een maximale reductie bedraagt 17 000 €82. Op de zwavelrecuperatieenheden wordt een staartgasbehandelingseenheid (Maatregel 11) geselecteerd i.p.v. de De-SOx maatregel (Maatregel 6). Beide maatregelen reduceren ongeveer evenveel maar de staartgasbehandelingseenheid is wel een stuk duurder en komt daarom voor helemaal op het einde van de curve. Op de Katalytische kraakeenheden wordt de De-SOx maatregel vervangen door het toevoegen van De-SOx additief (Maatregel 13). Deze maatregel reduceert minder (40% t.o.v. 90% voor Maatregel 6) en is duurder. De De-SOx maatregel op de fornuizen wordt vervangen door een brandstofsubstitutiemaatregel (Maatregel 1). Deze maatregel reduceert ongeveer evenveel maar is duurder (eenheidsreductiekost van 1 200 €/ton t.o.v. 581 €/ton voor de De-SOx). Figuur 8-10: Marginale en totale kostencurve SO2 in het BAU-scenario zonder De-SOx maatregelen. Marginale kostencurve SO2-emissies (BAU-scenario, zonder De-SOx maatregelen, I = 10%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ) Marginale kostencurve

Totale kostencurve 30,00

4.000 NECevenredig

NECindicatief

3.500

25,00

NEC+

20,00

2.500

15,00

2.000 1.500

TK (miljoen €)

MK (€/ton SO2)

3.000

10,00

1.000 5,00

500 0

0,00 0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000


82


AMINAL – AMINABEL

209


Tabel 8-15: Emissiereductie SO2 in het BAU-scenario zonder De-SOx maatregelen. Reductiemaatregel

Proces





XXX

XXX

27 055

0

0

0,00


Fornuizen algemeen

27 000

55

0

0,00

+ (10) Super-Claus


26 500

500

300

0,11



26 000

500

311

0,26





25 500

500

529

0,48


Mixed boilers-EP

25 000

500

561

0,75



24 000

1 000

896

1,51


Zuur gas

23 500

500

1 010

1,96



19 500

4 000

1 021

6,01



13 000

6 500

1 200

13,72

+ (13) De-SOx additief


10 500

2 500

1 240

16,78

+ (10) Super-Claus




10 000

500

1 470

17,42

+ (11) Staartgasbehandelingseenheid


7 500

2 500

3 480

25,86

+ (11) Staartgasbehandelingseenheid


7 000

500

17 000

27,66

AMINAL – AMINABEL

210


8.3.2.

Kostencurven NOx

8.3.2.1.

Kostencurve NOx in het REF-scenario

In het REF-scenario bedragen de initiële NOx-emissies (emissies zonder enige reductie) 7 423 ton. Uit de kostencurve (Figuur 8-11) valt af te lezen dat de emissies maximaal kunnen gereduceerd worden tot iets minder dan 3 383 ton (reductie van 54%). De marginale kost bij een maximale reductie bedraagt 434 020 €/ton83. Figuur 8-11: Marginale en totale kostencurve NOx in het REF-scenario. Marginale kostencurve NOX-emissies (REF-scenario, I = 10%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ) Marginale kostencurve


NEC+

NECindicatief

NECevenredig

20.000

40 35 30 25

10.000

20

TK (miljoen €)

MK (€/ton NOX)

15.000

15 5.000

10 5

0 2.500

0 3.500

4.500

5.500

6.500

7.500

8.500

Resterende NOX-emissies (ton)

De NOx-emissies kunnen gereduceerd worden tot 6 383 ton aan een marginale kost lager dan 3 000 €/ton. Deze reductie wordt behaald door het plaatsen van Low-NOx branders in de ‘Gas standaard fornuizen’, de ‘Mixed standaard fornuizen’ en de ‘Mixed boilers waarop EP maatregelen mogelijk zijn’ en het toevoegen van De-NOx additief bij de katalytische kraakeenheden. Door een combinatie van brandstofsubstitutie en het plaatsen van Low-NOx branders in diverse fornuizen en boilers kunnen de emissies gereduceerd worden tot 5 083 ton aan een marginale kost van 5 966 €/ton. De evenredige NEC-doelstelling (5 759 ton) kan behaald worden aan een marginale kost van 5 284 €/ton.

83


AMINAL – AMINABEL

211


Een verdere reductie tot 4 183 ton kan behaald worden door het toepassen van EP maatregelen op een fornuis. Met deze extra reductie kan eveneens de indicatieve NECdoelstelling (4 320 ton) behaald worden en dit aan een marginale kost van 7 224 €/ton. Een verder reductie kan behaald worden aan hoge marginale kosten (knik in de curve) doordat een aantal maatregelen vervangen worden door maatregelen die verder reduceren, dit is het geval voor de kakrakers (EP i.p.v. De-NOx additief) en de boilers (Cogen i.p.v. LowNOx branders). De NEC+ doelstelling (2 930 ton) kan niet gehaald worden in het REF-scenario.

Uit Figuur 8-12 valt af te lezen dat de NOx-emissiereductie omiddellijk een secundair effect heeft op diverse polluenten doordat voor brandstofsubstitutie wordt gekozen die naast een effect op NOx een heel groot effect heeft op SO2, Stof, Nikkel, Vanadium en Dioxines. De vlakke stukken in de figuur (geen secundaire effecten) zijn maatregelen op de katkrakers die specifiek gericht zijn op NOx-reductie. Op de VOS-emissies zij er helemaal geen secundaire effecten.

Figuur 8-12: Invloed van NOx emissiereductie op andere polluenten in het REF-scenario (interestvoet = 10%). Invloed van NOX emissiereductie op andere polluenten (REF-scenario, I = 10%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ) 1.800

30.000

1.600 25.000 1.400 1.200

20.000

DIOX (g TEQ) NI (kg) V (kg) 15.000 SO2 (ton) VOS (ton)

1.000

STOF (ton) 800 600

10.000

400 5.000 200 0

3. 48 3 3. 68 3 3. 88 3 4. 08 3 4. 28 3 4. 48 3 4. 68 3 4. 88 3 5. 08 3 5. 28 3 5. 48 3 5. 68 3 5. 88 3 6. 08 3 6. 28 3 6. 48 3 6. 68 3 6. 88 3 7. 08 3 7. 28 3 7. 42 3

0

NOx (ton) DIOX (g TEQ)

AMINAL – AMINABEL

NI (kg)

V (kg)

VOS (ton)

SO2 (ton)

STOF (ton)

212


Tabel 8-16: Emissiereductie NOx in het REF-scenario (interestvoet = 10%).

Reductiemaatregel

Proces





XXX

XXX

7 423

0

0

0,00


Fornuizen algemeen

7 383

40

0

0,00

+ (3) Low-NOx

Gas standaard fornuizen

7 283

100

1 798

0,15



7 183

100

1 910

0,33


Mixed boilers-EP

6 983

200

2 389

0,77

+ (14) De-NOx additief

Katalytische kraker - diep ontzwavelde voeding



6 383

600

3 000

2,50

+ (3) Low-NOx

Dual boilers

6 283

100

3 485

2,83



6 183

100

4 411

3,26



5 883

300

4 751

4,67



5 183

700

5 284

8,32



5 083

100

5 966

8,86

+ (4) Stoffilter + (5) SCR


4 183

900

7 224

15,28



3 683

500

17 314

23,32

3 483

200

19 989

27,23

3 383

100

434 020

39,11

- (14) De-NOx additief + (4) Stoffilter + (5) SCR - (14) De-NOx additief + (4) Stoffilter + (5) SCR - (3) Low-NOx + (7) Cogen

AMINAL – AMINABEL




213


- (3) Low-NOx + (7) Cogen

AMINAL – AMINABEL

Mixed boilers-EP

214


8.3.2.2.

NOx kostencurve in het BAU-scenario

In het BAU-scenario bedragen de initiële NOx-emissies (emissies zonder enige reductie) 8 757 ton (in het REF-scenario was dit 7 423 ton). Uit de kostencurve (Figuur 8-13) valt af te lezen dat de emissies maximaal kunnen gereduceerd worden tot iets minder dan 4 270 ton (reductie van 51%). De marginale kost bij een maximale reductie bedraagt 315 377 €/ton84. Figuur 8-13: Marginale en totale kostencurve NOx in het BAU-scenario. Marginale kostencurve NOX-emissies (BAU-scenario, I = 10%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ) Marginale kostencurve 20,000


NECevenredig

NEC+ 18,000

35

16,000 30 25

12,000 10,000

20

8,000

15

NECindicatief

TK (miljoen €)

MK (€/ton NOX)

14,000

6,000 10 4,000 5

2,000 0 2,500

0 3,500

4,500

5,500

6,500

7,500

8,500

9,500


De NOx-emissies kunnen gereduceerd worden tot 6 383 ton aan een marginale kost lager dan 3 000 €/ton. Deze reductie kan behaald worden door brandstofsubstitutie en het plaatsen van Low-NOx branders in diverse fornuizen en het toevoegen van De-NOx additief bij de katalytische kraakeenheden. Door een combinatie van brandstofsubstitutie en het plaatsen van Low-NOx branders in diverse fornuizen en boilers kunnen de emissies gereduceerd worden tot 6 170 ton aan een marginale kost van 5 131 €/ton. Een verdere reductie tot 5 270 ton kan behaald worden door het toepassen van EP maatregelen op een fornuis (MK = 7 224 €/ton). Met deze extra maatregelen kan ook de evenredige NEC doelstelling (5 759 ton) behaald worden.

84


AMINAL – AMINABEL

215


Een verder reductie85 kan behaald worden aan hoge marginale kosten (knik in de curve) doordat een aantal maatregelen vervangen worden door maatregelen die verder reduceren, dit is het geval voor de kakrakers (EP i.p.v. De-NOx additief) en de boilers (Cogen i.p.v. LowNOx branders). De indicatieve NEC doelstelling (4 320 ton) kan behaald worden door de emissies bijna maximaal te reduceren (MK = 315 377 €/ton). De NEC+ doelstelling kan niet behaald worden in het BAU-scenario. Net als in het REF-scenario heeft de NOx-emissiereductie omiddellijk een secundair effect op diverse polluenten (zie Figuur 8-14) doordat voor brandstofsubstitutie wordt gekozen die naast een effect op NOx een heel groot effect heeft op SO2, Stof, Nikkel, Vanadium en Dioxines. De vlakke stukken in de figuur (geen secundaire effecten) zijn maatregelen op de katkrakers die specifiek gericht zijn op NOx-reductie. Op de VOS-emissies zij er helemaal geen secundaire effecten.

Figuur 8-14: Invloed van NOx emissiereductie op andere polluenten in het BAU-scenario. Invloed van NOX emissiereductie op andere polluenten (BAU-scenario, I = 10%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ) 30.000

1.600 1.400

25.000 1.200 20.000 1.000

STOF (ton)

DIOX (g TEQ) NI (kg) V (kg) 15.000 SO2 (ton) VOS (ton)

800 600

10.000 400 5.000 200

0

4. 37 0 4. 57 0 4. 77 0 4. 97 0 5. 17 0 5. 37 0 5. 57 0 5. 77 0 5. 97 0 6. 17 0 6. 37 0 6. 57 0 6. 77 0 6. 97 0 7. 17 0 7. 37 0 7. 57 0 7. 77 0 7. 97 0 8. 17 0 8. 37 0 8. 57 0 8. 75 7

0

NOx (ton) DIOX (g TEQ)

85

NI (kg)

V (kg)

VOS (ton)

SO2 (ton)

STOF (ton)


AMINAL – AMINABEL

216


Tabel 8-17: Emissiereductie NOx in het BAU-scenario.

Reductiemaatregel

Proces





8 757

0

0

0,00

8 570

187

1 635

0,20

XXX

XXX


Fornuizen algemeen

+ (3) Low-NOx






8 470

100

2 180

0,39


Mixed boilers-EP

8 270

200

2 451

0,86



8 170

100

2 652

1,11





7 470

700

3 000

3,17

+ (3) Low-NOx

Dual boilers

7 370

100

3 485

3,48



6 370

1 000

4 443

7,81



6 170

200

5 131

8,81



5 270

900

7 224

15,26



4 570

700

10 891

22,72

4 370

200

18 088

26,19

4 270

100

315 377

36,99


AMINAL – AMINABEL




217



AMINAL – AMINABEL

Mixed boilers-EP

218


8.3.2.3.

NOx kostencurve in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet (5%).

Een verlaagde interestvoet (5% i.p.v. 10%) heeft slechts een beperkte invloed op de NOxkostencurve. Dezelfde emissiereductiemaatregelen worden geselecteerd, weliswaar in een licht gewijzigde volgorde. De totale jaarlijkse kost bij reductie in het buigpunt (4 370 ton) bedraagt hier 23,33 miljoen €, in het BAU-scenario met een interestvoet van 10% bedraagt de totale jaarlijkse kost in het buigpunt 26,19 miljoen €. Figuur 8-15: Marginale en totale kostencurve NOx in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet. Marginale kostencurve NOX-emissies (BAU-scenario, I = 5%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ) Marginale kostencurve 20,000

Totale kostencurve 35.00

NECevenredig

NEC+ 18,000

30.00 16,000

MK (€/ton NOX)

12,000

20.00

10,000 15.00

8,000 6,000

TK (miljoen €)

25.00

14,000

10.00

NECindicatief

4,000 5.00 2,000 0 2,500

0.00 3,500

4,500

5,500

6,500

7,500

8,500

9,500


AMINAL – AMINABEL

219


Tabel 8-18: Emissiereductie NOx in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet. Reductiemaatregel

XXX

Proces

XXX





8 757

0

0

0,00

8 570

187

1 198

0,15


Fornuizen algemeen

+ (3) Low-NOx






8 470

100

1 275

0,27


Mixed boilers-EP

8 270

200

2 161

0,67



8 170

100

2 543

0,90

+ (3) Low-NOx

Dual boilers

8 070

100

2 554

1,15





7 370

700

3 000

3,22



6 370

1 000

4 383

7,47



6 170

200

4 903

8,44



5 270

900

6 302

14,08



4 570

700

9 163

20,39

4 370

200

15 233

23,33

4 270

100

177 789

30,54


AMINAL – AMINABEL




220



AMINAL – AMINABEL

Mixed boilers-EP

221


8.3.2.4.

NOx kostencurve in het BAU-scenario met verhoogde gasprijs (+ 0,2 €/GJ).

Om na te gaan wat het effect is van een verhoogde gasprijs op de NOx kostencurve wordt het BAU-scenario eveneens uitgewerkt met een extra kost van gas t.o.v. Fuel olie 1%S van 0,5 €/GJ. Bij een verhoogde gasprijs worden dezelfde emissiereductiemaatregelen geselecteerd als in het BAU-scenario met gewone gasprijs. Er zijn alleen enkele wijzigingen in volgorde van de maatregelen. Het De-NOx additief op de katkrakers bevindt zich eerder in de curve. De totale jaarlijkse kost bij reductie in het buigpunt (4 370 ton) bedraagt hier 28,66 miljoen €, in het BAU-scenario met gewone gasprijs bedraagt bedraagt de totale jaarlijkse kost in het buigpunt 26,19 miljoen €.

Figuur 8-16: Marginale en totale kostencurve NOx in het BAU-scenario met verhoogde gasprijs. Marginale kostencurve NOX-emissies (BAU-scenario, I = 10%, FO -> GAS = 0,5 €/GJ) Marginale kostencurve


NECevenredig

NEC+

18,000

40

16,000

35

MK (€/ton NOX)

14,000

30

12,000 25 10,000 20 8,000 NECindicatief

6,000

15 10

4,000

5

2,000 0 2,500

TK (miljoen €)

20,000

0 3,500

4,500

5,500

6,500

7,500

8,500

9,500


AMINAL – AMINABEL

222


Tabel 8-19: Emissiereductie NOx in het BAU-scenario met verhoogde gasprijs. Reductiemaatregel

Proces





8 757

0

0

0,00

8 570

187

1 635

0,20

7 870

700

3 000

2,21

XXX

XXX


Fornuizen algemeen

+ (3) Low-NOx






+ (3) Low-NOx

Dual boilers

7 770

100

3 485

2,52


Mixed boilers-EP

7 470

300

3 966

3,67





6 570

900

5 387

8,47



6 470

100

5 683

9,02



6 370

100

6 803

9,64



5 470

900

7 224

16,08



5 270

200

7 983

17,65



4 570

700

10 891

25,19

4 370

200

18 088

28,66

4 270

100

328 564

39,22


AMINAL – AMINABEL




223



AMINAL – AMINABEL

Mixed boilers-EP

224


8.3.3.

Kostencurven VOS

8.3.3.1.

Kostencurve VOS in het REF-scenario86

In het REF-scenario bedragen de initiële VOS-emissies (emissies zonder enige reductie) 11 786 ton. Uit de kostencurve (Figuur 8-17) valt af te lezen dat de emissies maximaal kunnen gereduceerd worden tot iets minder dan 6 800 ton (reductie van 42%). De marginale kost bij een maximale reductie bedraagt 37 360 €/ton87. Figuur 8-17: Marginale en totale kostencurve VOS in het REF-scenario. Marginale kostencurve VOS-emissies (REF-scenario, I = 10%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ) Marginale kostencurve


7.000 NEC+

NECindicatief

6.000

10,00

NECevenredig 5.000

4.000 6,00 3.000

TK (miljoen €)

MK (€/ton VOS)

8,00

4,00 2.000 2,00

1.000

0

0,00 0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

Resterende VOS-emissies (ton)

De VOS-emissies kunnen gereduceerd worden tot 8 800 ton aan een marginale kost van 312 €/ton. Deze reductie wordt behaald door het implementeren van LDAR en twee maatregelen op nafta tanks. De indicatieve en evenredige NEC-doelstellingen voor de raffinagesector van respektievelijk 9 300 ton en 9 702 ton kan dus gehaald worden door het toepassen van LDAR en een maatregel op de nafta tanks aan een marginale kost van 313 €/ton. Een reductie tot 7 700 ton kan nog behaald worden aan marginale kost van 1 535 €/ton door een maatregel op ruwe aardolie tanks, door het overkappen van de

86

De emissies van de naftkraker (NC3) zijn niet opgenomen in de curve. Op de twee extern vlottende dak tanks met enkele dichtingen waarin nafta van de NC3 is opgeslagen zijn twee maatregelen mogelijk: maatregel 18, dubbele dichtingen en maatregel 17 intern vlottende dak tanks. Meer details omtrent reductie en kostprijzen zijn terug te vinden in Bijlage 3: Technische fiches REF-scenario.

87


AMINAL – AMINABEL

225


waterzuiveringsinstallaties en door het plaatsen van een dampherwinningseenheid bij de belading. Vanaf 7 700 ton begint de marginale kostencurve fel te stijgen. De NEC+ doelstelling (1 848 ton) voor de raffinagesector kan niet gehaald worden in het REF-scenario. De voorgestelde maatregelen hebben geen effect op andere polluenten.

AMINAL – AMINABEL

226


Tabel 8-20: Emissiereductie VOS in het REF-scenario. Reductiemaatregel

Proces





XXX

XXX

11 786

0

0

0,00

+ (16) Vast -> intern vlottend dak

Nafta tanks - vast dak

11 600

186

127

0,02

+ (20) LDAR

Diffuse emissies

9 000

2 600

313

0,82

+ (18) Dubbele dichtingen

Nafta tanks - extern vlottend dak - enkele dichtingen

8 800

200

313

0,88

+ (16) Intern vlottend dak

Ruwe aardolie tanks - vast dak

+ (19) VRU

Belading van lichte componenten

8 500

300

1 130

1,16

+ (15) Overkappen

Waterzuivering

7 700

800

1 535

2,37


Ruwe aardolie tanks - extern vlottend dak - enkele dichtingen


Slops tanks - vast dak


Kerosine tanks - vast dak

7 600

100

3 230

2,62

+ (17) Extern vlottend -> intern vlottend dak

Nafta tanks - extern vlottend dak - dubbele dichtingen

7 000

600

5 351

5,74


Gasolie tanks - extern vlottend dak - enkele dichtingen


Kerosine tanks - extern vlottend dak - dubbele dichtingen




Slops tanks - extern vlottend dak - dubbele dichtingen


Slops tanks - extern vlottend dak - enkele dichtingen


Gasolie tanks - vast dak

6 900

100

26 030

7,11


Ruwe aardolie tanks - extern vlottend dak - dubbele dichtingen

6 800

100

37 360

10,45

AMINAL – AMINABEL

227


8.3.3.2.

Kostencurve VOS in het BAU-scenario88

In het BAU-scenario bedragen de initiële VOS-emissies (emissies zonder enige reductie) 10 308 ton (in het REF-scenario was dit 11 786 ton). Uit de kostencurve (Figuur 8-18) valt af te lezen dat de emissies maximaal kunnen gereduceerd worden tot iets minder dan 5 600 ton (reductie van 45%). De marginale kost bij een maximale reductie bedraagt 37 952 €/ton89. Figuur 8-18: Marginale en totale kostencurve VOS in het BAU-scenario. Marginale kostencurve VOS-emissies (BAU-scenario, I = 10%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ) Marginale kostencurve


6.000 NEC+

NECindicatief

5.000

NECevenredig

8,00

6,00 3.000

5,00 4,00

2.000

TK (miljoen €)

7,00

4.000 MK (€/ton VOS)

9,00

3,00 2,00

1.000

1,00 0

0,00 0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000


De VOS-emissies kunnen gereduceerd worden tot 7 500 ton aan een marginale kost van 313 €/ton. Deze reductie wordt hoofdzakelijk behaald door het implementeren van LDAR en het voorzien van de nafta vast dak tanks met intern vlottende daken. De evenredige en indicatieve NEC-doelstellingen voor de raffinagesector van respektievelijk 9 702 ton en 9 300 kunnen dus gehaald worden door het toepassen van voorgaande maatregelen aan een marginale kost van 313 €/ton. Aan een marginale kost van minder dan 1 000 €/ton kunnen de emissies gereduceerd worden tot 7 430 ton door de nafta tanks met extern vlottende daken, enkele dichtingen, te

88

De emissies van de naftkraker (NC3) zijn niet opgenomen in de curve. Op de twee extern vlottende dak tanks met dubbele dichtingen waarin nafta van de NC3 is opgeslagen is één maatregel mogelijk: maatregel 17, intern vlottende dak tanks. Meer details omtrent reductie en kostprijzen zijn terug te vinden in Bijlage 4: Technische fiches BAU-scenario.

89


AMINAL – AMINABEL

228


voorzien van dubbele dichtingen en de ruwe aardolie tanks met extern vlottende dak te voorzien van een vast dak. Een reductie tot 6 500 ton kan nog behaald worden aan marginale kost van 1 679 €/ton door de nafta tanks met extern vlottende daken, enkele dichtingen, te voorzien van dubbele dichtingen, de ruwe aardolie tanks met extern vlottende dak te voorzien van een vast dak, het overkappen van de waterzuiveringsinstallaties en door het plaatsen van een dampherwinningseenheid bij de belading. Vanaf 6 500 ton begint de marginale kostencurve fel te stijgen. De NEC+ doelstelling (1 848 ton) voor de raffinagesector kan niet gehaald worden in het BAU-scenario. De voorgestelde maatregelen hebben geen effect op andere polluenten.

AMINAL – AMINABEL

229


Tabel 8-21: Emissiereductie VOS in het BAU-scenario. Resterende emissies (ton)




XXX

10 308

0

0

0,00



10 000

208

110

0,02

+ (20) LDAR

Diffuse emissies

7 500

2 600

313

0,81





+ (19) VRU


7 200

300

1 130

1,10

+ (15) Overkappen

Waterzuivering

6 500

700

1 679

2,25







6 400

100

3 230

2,45

5 800

600

5 784

5,74

5 700

100

18 050

6,37

5 600

100

37 952

9,33

Reductiemaatregel

XXX

Proces

+ (17) Extern vlottend -> intern vlottend dak Nafta tanks - extern vlottend dak - dubbele dichtingen + (18) Dubbele dichtingen


+ (17) Extern vlottend -> intern vlottend dak Nafta tanks - extern vlottend dak - enkele dichtingen + (16) Vast -> intern vlottend dak


+ (17) Extern vlottend -> intern vlottend dak Kerosine tanks - extern vlottend dak - dubbele dichtingen + (17) Extern vlottend -> intern vlottend dak Slops tanks - extern vlottend dak - dubbele dichtingen + (17) Extern vlottend -> intern vlottend dak Ruwe aardolie tanks - extern vlottend dak - dubbele dichtingen

AMINAL – AMINABEL

230


8.3.3.3.

Kostencurve VOS in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet (5%)

Een verlaagde interestvoet (5% i.p.v. 10%) heeft slechts een beperkte invloed op de VOSkostencurve. Dezelfde emissiereductiemaatregelen worden geselecteerd, in dezelfde volgorde. De evenredige en indicatieve NEC-doelstellingen voor de raffinagesector van respektievelijk 9 702 ton en 9 300 kunnen gehaald worden aan een marginale kost van 273 €/ton.

Figuur 8-19: Marginale en totale kostencurve VOS in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet. Marginale kostencurve VOS-emissies (BAU-scenario, I = 5%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ) Marginale kostencurve

Totale kostencurve

6.000

8,00 NEC+

NECindicatief 7,00 NECevenredig

MK (€/ton VOS)

4.000

6,00 5,00

3.000

4,00 3,00

2.000

TK (miljoen €)

5.000

2,00 1.000 1,00 0

0,00 0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000


AMINAL – AMINABEL

231


Tabel 8-22: Emissiereductie VOS in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet. Resterende emissies (ton)




XXX

10 308

0

0

0,00



10 100

208

80

0,02

+ (20) LDAR

Diffuse emissies

7 500

2 600

273

0,71





+ (19) VRU


7 200

300

895

0,93

+ (15) Overkappen

Waterzuivering

6 500

700

1 365

1,87







6 400

100

2 370

2,03

5 800

600

4 238

4,45

+ (17) Extern vlottend -> intern vlottend dak Nafta tanks - extern vlottend dak - enkele dichtingen

5 700

100

13 230

4,91


5 600

100

27 811

7,09

Reductiemaatregel

XXX

Proces

+ (17) Extern vlottend -> intern vlottend dak Nafta tanks - extern vlottend dak - dubbele dichtingen + (18) Dubbele dichtingen

AMINAL – AMINABEL



232


8.3.4.

Algemeen overzicht kostencurven

Tabel 8-23: Algemeen overzicht kostencurven. Maximale reductie Initiële emissies (ton)

SO2

NOX

VOS

NECindicatief

NECevenredig

NEC+

Vermeden emissies (ton)

Restemissies (ton)

Totale kost (miljoen €)

Emissies (ton)

MK (€/ton)

Emissies (ton)

MK (€/ton)

Emissies (ton)

MK (€/ton)

REF-scenario (I:10%, FO -> AG: 0,3 €/GJ)

26 234

22 234

4 000

20,11

16 450

581

11 089

1 027

15 870

581

BAU-scenario (I:10%, FO -> AG: 0,3 €/GJ)

27 055

23 055

4 000

16,12

16 450

581

11 089

839

15 870

581


27 055

23 055

4 000

14,62

16 450

507

11 089

717

15 870

536


27 055

23 055

4 000

18,43

16 450

839

11 089

969

15 870

839

BAU-scenario - De-SOx (I:10%, FO -> AG: 0,3 €/GJ)

27 055

20 055

7 000

27,66

16 450

1 200

11 089

1 240

15 870

1 200


7 423

4 040

3 383

39,11

4 320

7 224

5 759

5 284

2 930*


8 757

4 487

4 270

36,99

4 320

315 377

5 759

7 224

2 930*


8 757

4 487

4 270

30,54

4 320

177 789

5 759

6 302

2 930*


8 757

4 487

4 270

39,22

4 320

328 564

5 759

7 224

2 930*


11 786

4 986

6 800

10,45

9 300

313

9 702

313

1 848*


10 308

4 708

5 600

9,33

9 300

313

9 702

313

1 848*


10 308

4 708

5 600

7,09

9 300

273

9 702

273

1 848*

* Deze doelstellingen kunnen niet gehaald worden.

AMINAL – AMINABEL

233


8.4.

Doorrekening van de totale kosten voor de beleidsscenario’s

In paragraaf 8.2.2.2 werden de verschillende beleidsscenario’s reeds omschreven. Voor de NEC en de NEC+ doelstellingen werd reeds een plafond vastgelegd voor Vlaanderen en ook een indicatief plafond voor de verschillende sectoren (waaronder de raffinaderijen). Er wordt eveneens nagegaan wat de totale kosten zijn bij een gelijke evenredige verdeling van de NEC doelstellingen over alle sectoren. Zoals reeds eerder vermeld zijn de NEC-doelstellingen van toepassing op de emissies van de raffinaderijen exclusief de emissies van de naftakraker (NC3). Voor de polluenten waar geen NEC-doelstelling is vastgelegd, werden door Vlaanderen (MINA-plan) zelf doelstellingen vastgelegd. Dit voor zware metalen en dioxines (niet voor stof). Voor deze polluenten zijn geen indicatieve verdelingen naar de verschillende sectoren vastgelegd. Om toch een doelstelling voor de sector te hebben werd uitgegaan van een gelijke procentuele reductie over alle sectoren. De verschillende beleidsscenario’s worden samengevat in Tabel 8-24. Tabel 8-24: Diverse beleidsscenario’s voor de sector van de raffinaderijen in Vlaanderen. Emissiereductiedoelstellingen 2010 sector raffinaderijen SO2

NOx

VOS

Nikkel

Vanadium

Dioxines

(ton)

(ton)

(ton)

(ton)

(ton)

(mg TEQ)

NECindicatief

16 450

4 320

9 300

NECevenredig

11 089

5 759

9 702

NEC+

15 870

2 930

1 848 6,6

16,3

230

Vlaamse doelstellingen

Uit de marginale kostencurven bleek dat de NEC+ doelstelling voor de raffinagesector voor NOx niet kan gehaald worden in zowel het REF- als het BAU-scenario. De NEC+ doelstelling kan net als voor NOX ook niet voor VOS gehaald worden in zowel het REF- als het BAU-scenario. Voor de NEC+ doelstellingen wordt dan ook geen gezamelijke optimalisatie uitgevoerd. De doelstelling voor Dioxines van 230 mg TEQ kan in geen enkel scenario gehaald worden (Dioxine-emissies van de reformer zijn > 230 mg TEQ), maar kan wel benaderd worden (+/237 mg TEQ). De totale dioxine-emissie van de raffinagesector moet echter gerelativeerd worden, deze bedraagt minder dan 0,5% van de totale dioxine-emissies in Vlaanderen. Voor de twee basisscenario’s (REF en BAU) wordt voor de NEC polluenten (SO2, NOx en VOS) nagegaan wat de totale jaarlijkse kostprijs is om de doelstelling voor iedere polluent afzonderlijk te halen en wat de kostprijs is bij een gezamelijke optimalisatie. Dit wordt uitgewerkt voor de indicatieve en evenredige NEC doelstellingen voor de raffinagesector.

AMINAL – AMINABEL

234


Bij de berekende totale jaarlijkse kosten moet wel een opmerking gemaakt worden. Deze kosten zijn niet altijd de reële kosten om de doelstelling te behalen. Als in het model een reductiedoelstelling wordt ingevoerd, gaat het model altijd op zoek naar de minimale kost om deze doelstelling exact te behalen. Het model kiest dus soms om een maatregel maar voor een bepaald percentage te implementeren. Bij bepaalde maatregelen zoals brandstofsubstitutie is dat wel een reële mogelijkheid maar bij bijvoorbeeld end-of-pipe maatregelen is dat geen reële mogelijkheid. De totale jaarlijkse kosten liggen dus soms hoger om de doelstelling te behalen maar er worden dan ook meer emissies gereduceerd dan de vooropgestelde doelstelling.

8.4.1.

REF-scenario

In Tabel 8-25 worden de totale kosten, de restemissies en de emissiereductiemaatregelen weergegeven voor het behalen van de indicatieve NEC-doelstellingen. De totale jaarlijkse kost om de indicatieve SO2 doelstelling (16 450 ton) te behalen bedraagt 5,04 miljoen €. Het effect op de andere polluenten is relatief klein omdat het grootste deel van de reductie wordt behaald door EP maatregelen. Bij een afzonderlijke optimalisatie voor de indicatieve NOx doelstelling (totale jaarlijkse kost = 14,29 miljoen €) zijn er heel veel secundaire effecten op de andere polluenten omdat om NOx emissies te kunnen reduceren, brandstofsubstitutie veel voorkomt (overschakelen op gas als voorwaarde voor Low-NOx branders). De totale jaarlijkse kost om de VOS-doelstelling te behalen bedraagt 720 000 €. De totale jaarlijkse kost om de indicatieve NEC-doelstellingen te behalen, bedraagt bij een gezamelijke optimalisatie 15,3 miljoen €. De doelstellingen voor de verschillende polluenten kunnen behaald worden door de emissiereductiemaatregelen van de afzonderlijke optimalisatie voor NOx en VOS te implementeren met uitzondering van de stoffilter op een fornuis die wordt vervangen door een De-SOx die zowel Stof als SO2 reduceert. Er is dus een kostenvoordeel van 4,75 miljoen € per jaar bij een gezamelijke optimalisatie. De Vlaamse doelstellingen voor Nikkel (6,6 ton) en Vanadium (16,3 ton) wordt eveneens gehaald bij de gezamelijke optimalisatie. Voor dioxines (-11%) en stof (-52%) is er eveneens een sterke reductie.

In Tabel 8-26 worden de totale kosten, de restemissies en de emissiereductiemaatregelen weergegeven voor het behalen van de evenredige NEC-doelstellingen. De totale kost bij een evenredige verdeling van de NEC-doelstellingen bedraagt bij een gezamelijke optimalisatie 11 miljoen €. Er is een kostenvoordeel van 3,42 miljoen € in vergelijking met een afzonderlijke optimalisatie van de verschillende polluenten.

AMINAL – AMINABEL

235


De totale kost bij het behalen van de evenredige NEC-doelstellingen (11 miljoen €) is 4,3 miljoen lager in vergelijking met de totale kosten om de indicatieve NEC-doelstellingen (28,4 miljoen €) te behalen. Dit verschil is hoofdzakelijk te verklaren doordat de doelstelling voor NOx minder streng is bij de evenredige NEC-doelstellingen. Bij de indicatieve doelstellingen moet voor NOx tot het uiterste gegaan worden. De SO2 doelstelling is bij een evenredige verdeling een stuk strenger maar kan toch nog op een relatief goedkope manier bereikt worden. De Vlaamse doelstellingen voor Nikkel (6,6 ton) en Vanadium (16,3 ton) wordt eveneens gehaald bij de gezamelijke optimalisatie. Voor dioxines (-10%) en stof (-44%) is er eveneens een sterke reductie.

De NEC+ doelstelling voor SO2 (15 870 ton) kan in het REF-scenario gehaald worden aan een totale jaarlijkse kost van 5,38 miljoen €. De NEC+ doelstellingen voor NOx en VOS kunnen in het REF-scenario niet gehaald worden.

AMINAL – AMINABEL

236


Tabel 8-25: Totale kosten, emissies en emissiereductiemaatregelen voor de indicatieve NEC-doelstellingen en Vlaamse doelstellingen in het REF-scenario. NECindicatief Emissies 2010

REF-scenario

Emissie-

(I=10%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ)

limiet


SO2 (ton)

16 450

NOX (ton) VOS

Dioxines (mg TEQ)

NI (ton)

NOX (ton)

SO2 (ton)

STOF (ton)

V (ton)

VOS (ton)

5,04

257

9

7 032

16 450

1 179

17

11 786

4 320

14,29

238

3

4 320

17 803

784

6

11 786

9 300

0,72

266

14

7 423

26 234

1 612

28

9 300

15,30

238

3

4 320

16 450

775

6

9 300

Gezamelijk

CO2-emissies: -311 082 ton Geselecteerde emissiereductiemaatregelen bij gezamelijke optimalisatie Reductiemaatregel

Proces

(16) Vast -> intern vlottend dak


100%

(20) LDAR

Diffuse emissies

88%

(3) Low-NOx

Dual boilers

100%

(1) Vloeibare brandstoffen -> Gas + (3) Low-NOx


100%


Mixed boilers-EP

100%

(8) Nazicht concept + (9) Optimalisatie

Fornuizen algemeen

100%



100%

(5) SCR


79%

(4) Stoffilter


60%

(6) De-SOx


19%

(1) Vloeibare brandstoffen -> Gas


100%

AMINAL – AMINABEL

237


(3) Low-NOx


100%



100%



100%



100%

(14) De-NOx additief


100%



100%

AMINAL – AMINABEL

238


Tabel 8-26: Totale kosten, emissies en emissiereductiemaatregelen voor de evenredige NEC-doelstellingen en Vlaamse doelstellingen in het REF-scenario. NECevenredig Emissies 2010

REF-scenario

Emissie-

(I=10%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ)

limiet


SO2 (ton)

11 089

NOX (ton) VOS

Dioxines (mg TEQ)

NI (ton)

NOX (ton)

SO2 (ton)

STOF (ton)

V (ton)

VOS (ton)

8,52

244

5

6 647

11 089

954

11

11 786

5 759

5,30

248

11

5 759

21 517

1 288

22

11 786

9 702

0,60

266

14

7 423

26 234

1 612

28

9 702

11,00

240

5

5 759

11 089

897

10

9 702

Gezamelijk


Proces



100%

(20) LDAR

Diffuse emissies

72%


Mixed boilers-EP

100%


Fornuizen algemeen

100%



89%

(6) De-SOx


57%



100%

(3) Low-NOx


100%



100%



100%



100%

AMINAL – AMINABEL

239


(6) De-SOx

AMINAL – AMINABEL


100%

240


8.4.2.

BAU-scenario

In Tabel 8-27 worden de totale kosten, de restemissies en de emissiereductiemaatregelen weergegeven voor het behalen van de indicatieve NEC-doelstellingen. De totale jaarlijkse kost om de indicatieve SO2 doelstelling (16 450 ton) te behalen bedraagt 5,38 miljoen €. Het effect op de andere polluenten is relatief klein omdat het grootste deel van de reductie wordt behaald door EP maatregelen. Bij een afzonderlijke optimalisatie voor de indicatieve NOx doelstelling (totale jaarlijkse kost = 28,14 miljoen €) zijn er veel secundaire effecten op de andere polluenten omdat om de NOx emissies te kunnen reduceren, brandstofsubstitutie veel voorkomt (overschakelen op gas als voorwaarde voor Low-NOx branders). De totale jaarlijkse kost om de VOS-doelstelling te behalen bedraagt 250 000 €. De totale jaarlijkse kost om de indicatieve NEC-doelstellingen te behalen, bedraagt bij een gezamelijke optimalisatie 29,29 miljoen €. De doelstellingen voor de verschillende polluenten kunnen behaald worden door de emissiereductiemaatregelen van de afzonderlijke optimalisatie voor NOx en VOS te implementeren met uitzondering van de stoffilter op een fornuis die wordt vervangen door een De-SOx die zowel Stof als SO2 reduceert. Er is dus een kostenvoordeel van 4,48 miljoen € per jaar bij een gezamelijke optimalisatie. De Vlaamse doelstellingen voor Nikkel (6,6 ton) en Vanadium (16,3 ton) wordt eveneens gehaald bij de gezamelijke optimalisatie. Voor dioxines (-10%) en stof (-71%) is er eveneens een sterke reductie.

In Tabel 8-28 worden de totale kosten, de restemissies en de emissiereductiemaatregelen weergegeven voor het behalen van de evenredige NEC-doelstellingen. De totale kost bij een evenredige verdeling van de NEC-doelstellingen bedraagt bij een gezamelijke optimalisatie 15,64 miljoen €. Er is een kostenvoordeel van 5,7 miljoen € in vergelijking met een afzonderlijke optimalisatie van de verschillende polluenten. De totale kost bij het behalen van de evenredige NEC-doelstellingen (15,64 miljoen €) is 13,65 miljoen lager in vergelijking met de totale kosten om de indicatieve NEC-doelstellingen (29,29 miljoen €) te behalen. Dit grote verschil is hoofdzakelijk te verklaren doordat de doelstelling voor NOx minder streng is bij de evenredige NEC-doelstellingen. Bij de indicatieve doelstellingen moet voor NOx tot het uiterste gegaan worden. De SO2 doelstelling is bij een evenredige verdeling een stuk strenger maar kan toch nog op een relatief goedkope manier bereikt worden. De Vlaamse doelstellingen voor Nikkel (6,6 ton) en Vanadium (16,3 ton) wordt eveneens gehaald bij de gezamelijke optimalisatie. Voor dioxines (-10%) en stof (-51%) is er eveneens een sterke reductie.

AMINAL – AMINABEL

241


De NEC+ doelstelling voor SO2 (15 870 ton) kan in het BAU-scenario gehaald worden aan een totale jaarlijkse kost van 5,71 miljoen €. De NEC+ doelstellingen voor NOx en VOS kunnen in het BAU-scenario niet gehaald worden.

AMINAL – AMINABEL

242


Tabel 8-27: Totale kosten, emissies en emissiereductiemaatregelen voor de indicatieve NEC-doelstellingen en Vlaamse doelstellingen in het BAU-scenario. NECindicatief Emissies 2010

BAU-scenario

Emissie-

(I=10%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ)

limiet


SO2 (ton)

16 450

NOX (ton) VOS

Dioxines (mg TEQ)

NI (ton)

NOX (ton)

SO2 (ton)

STOF (ton)

V (ton)

VOS (ton)

5,38

253

8

8 397

16 450

1 082

16

10 308

4 320

28,14

238

2

4 320

20 463

418

4

10 308

9 300

0,25

265

13

8 757

27 055

1 466

29

9 300

29,29

238

2

4 320

16 450

419

4

9 300

Gezamelijk


Proces



100%

(20) LDAR

Diffuse emissies

28%

(3) Low-NOx

Dual boilers

100%



100%


Mixed boilers-EP

46%

Mixed boilers-EP

54%


Fornuizen algemeen

100%

(4) Stoffilter


39%

(5) SCR


100%

(6) De-SOx


61%



100%

(4) Stoffilter + (5) SCR

AMINAL – AMINABEL

243




100%

(3) Low-NOx


100%



100%



100%



100%



100%



100%

AMINAL – AMINABEL

244


Tabel 8-28: Totale kosten, emissies en emissiereductiemaatregelen voor de evenredige NEC-doelstellingen en Vlaamse doelstellingen in het BAUscenario. NECevenredig Emissies 2010

BAU-scenario

Emissie-

(I=10%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ)

limiet


SO2 (ton)

11 089

NOX (ton) VOS

Dioxines (mg TEQ)

NI (ton)

NOX (ton)

SO2 (ton)

STOF (ton)

V (ton)

VOS (ton)

9,45

252

6

8 396

11 089

914

13

10 308

5 759

11,76

240

5

5 759

20 201

864

12

10 308

9 702

0,13

265

13

8 757

27 055

1 466

29

9 702

15,64

238

3

5 759

11 089

714

7

9 702

Gezamelijk


Proces



100%

(20) LDAR

Diffuse emissies

13%

(3) Low-NOx

Dual boilers

100%



100%


Mixed boilers-EP

100%


Fornuizen algemeen

100%



100%

(5) SCR


43%

(6) De-SOx


82%



100%

AMINAL – AMINABEL

245


(3) Low-NOx


100%



100%



100%



100%



100%



100%

(4) Ontstoffing + (5) SCR


86%

(6) De-SOx


100%

AMINAL – AMINABEL

246


8.4.3.

BAU-scenario met verlaagde interestvoet (5%)

Een verlaagde interestvoet (van 10% naar 5%) heeft geen invloed op de keuze van de emissiereductiemaatregelen en de gereduceerde emissies, enkel de totale jaarlijkse kost wijzigt. Om de indicatieve doelstellingen te behalen in het BAU-scenario met een interestvoet van 5% zijn de totale jaarlijkse kosten 3,21 miljoen € lager in vergelijking met een interestvoet van 10%. Bij de evenredige doelstellingen is het verschil 1,1 miljoen €.

AMINAL – AMINABEL

247


Tabel 8-29: Totale kosten en emissies voor de indicatieve en evenredige NEC-doelstellingen en de Vlaamse doelstellingen in het BAU-scenario met verlaagde interestvoet. NECindicatief Emissies 2010

BAU-scenario

Emissie-

(I=5%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ)

limiet


SO2 (ton)

16 450

NOX (ton) VOS

Dioxines (mg TEQ)

NI (ton)

NOX (ton)

SO2 (ton)

STOF (ton)

V (ton)

VOS (ton)

4,75

257

7

8 614

16 450

1 078

16

10 308

4 320

24,99

238

2

4 320

20 463

418

4

10 308

9 300

0,22

265

13

8 757

27 055

1 466

29

9 300

26,08

238

2

4 320

16 450

419

4

9 300

Gezamelijk

NECevenredig Emissies 2010

BAU-scenario

Emissie-

(I=5%, FO -> GAS = 0,3 €/GJ)

limiet


SO2 (ton)

11 089

NOX (ton) VOS Gezamelijk

AMINAL – AMINABEL

Dioxines (mg TEQ)

NI (ton)

NOX (ton)

SO2 (ton)

STOF (ton)

V (ton)

VOS (ton)

8,29

252

6

8 396

11 089

914

13

10 308

5 759

11,01

240

5

5 759

20 201

864

12

10 308

9 702

0,11

265

13

8 757

27 055

1 466

29

9 702

14,54

238

3

5 759

11 089

714

7

9 702

248


8.4.4.

BAU-scenario met verhoogde gasprijs (+ 0,2 €/GJ)

Een verhoogde gasprijs (Fuel olie 1% S -> gas = + 0,5 €/GJ) heeft geen invloed op de keuze van de emissiereductiemaatregelen en de gereduceerde emissies, enkel de totale jaarlijkse kost wijzigt. Om de indicatieve doelstellingen te behalen in het BAU-scenario met een verhoogde gasprijs zijn de totale jaarlijkse kosten 2,27 miljoen € hoger in vergelijking met de gewone gasprijs. Bij de evenredige doelstellingen is het verschil 2,39 miljoen €.

AMINAL – AMINABEL

249


Tabel 8-30: Totale kosten en emissies voor de indicatieve en evenredige NEC-doelstellingen en de Vlaamse doelstellingen in het BAU-scenario met verhoogde gasprijs. NECindicatief Emissies 2010

BAU-scenario

Emissie-

(I=10%, FO -> GAS = 0,5 €/GJ)

limiet


SO2 (ton)

16 450

NOX (ton) VOS

Dioxines (mg TEQ)

NI (ton)

NOX (ton)

SO2 (ton)

STOF (ton)

V (ton)

VOS (ton)

5,62

260

7

8 692

16 450

1 094

16

10 308

4 320

30,41

238

2

4 320

20 463

418

4

10 308

9 300

0,25

265

13

8 757

27 055

1 466

29

9 300

31,56

238

2

4 320

16 450

419

4

9 300

Gezamelijk

NECevenredig Emissies 2010

BAU-scenario

Emissie-

(I=10%, FO -> GAS = 0,5 €/GJ)

limiet


SO2 (ton)

11 089

NOX (ton) VOS Gezamelijk

AMINAL – AMINABEL

Dioxines (mg TEQ)

NI (ton)

NOX (ton)

SO2 (ton)

STOF (ton)

V (ton)

VOS (ton)

10,07

260

7

8 692

11 089

966

15

10 308

5 759

14,01

246

5

5 759

21 269

880

11

10 308

9 702

0,13

265

13

8 757

27 055

1 466

29

9 702

18,03

237

2

5 759

11 089

480

4

9 702

250


8.4.5.

Algemeen overzicht beleidsscenario’s

Tabel 8-31: Overzischtstabel totale kosten om de NEC-doelstellingen te behalen (gezamelijke optimalisatie) bij de verschillende scenario’s.

NECindicatief

NECevenredig


Dioxines (mg TEQ)

NI (ton)

NOX (ton)

SO2 (ton)

STOF (ton)

V (ton)

VOS (ton)


15,30

238

3

4 320

16 450

775

6

9 300


29,29

238

2

4 320

16 450

419

4

9 300


26,08

238

2

4 320

16 450

419

4

9 300


31,56

238

2

4 320

16 450

419

4

9 300


11,00

240

5

5 759

11 089

897

10

9 702


15,64

238

3

5 759

11 089

714

7

9 702


14,54

238

3

5 759

11 089

714

7

9 702


18,03

237

2

5 759

11 089

480

4

9 702

AMINAL – AMINABEL

251


8.5.

Vergelijking met de IIASA kostencurve

In een Europese strategie ter bestrijding van verzuring en troposferisch ozon wordt het RAINS model (IIASA) gebruikt om te komen tot afspraken rond emissiereducties voor NH3, SO2, NOx en VOS. Het RAINS model bepaalt, in functie van vooropgestelde milieudoelstellingen, op welke plaats90 emissiereducties op de meest kosteneffectieve wijze moeten plaatsvinden. Het was de uitdrukkelijke vraag van de opdrachtgever om een vergelijking te maken tussen de RAINS kostencurven en de kostencurven die in de vorige paragrafen werden gepresenteerd. De methodologie met betrekking tot de marginale kostencurve, het gebruik van scenario’s en de tijdshorizon (2010) zijn dezelfde. De mate van detail is echter sterk verschillend. Bij RAINS spreken we van een ‘top-down’ model omdat aggregatie en extrapolatie op grote schaal (ruimtelijk, sectoren, maatregelen,…) gebeuren. In de sectorstudies spreken we eerder van een ‘bottom-up’ aanpak. Alhoewel er ook geaggregeerd en geëxtrapoleerd wordt in de sectorstudies, is de schaal waarop dat gebeurt veel beperkter in vergelijking met RAINS. Dat een vergelijking slechts zeer beperkt mogelijk is, zal verder blijken uit onderstaande paragrafen. De algemene verschilpunten zijn: ·

RAINS kostencurven werden afgeleid voor België en niet voor Vlaanderen;

·

RAINS kostencurven vertrekken van een ‘current legislation’ scenario, wat wil zeggen dat de kostencurve alle emissiereductiemaatregelen oplijst die nog kunnen ingezet worden bovenop de maatregelen die door de actuele wetgeving worden vereist. In de mate dat die actuele wetgeving toekomstige emissiegrenswaarden voorziet, waaraan vóór 2010 moet beantwoord worden, kunnen verschillen bestaan met de BAU-scenario’s uit de sectorstudies91.

·

Bij de berekening van de jaarlijkse kost worden de maatregelen voor SO2 en NOx in de raffinagesector92 op 20 jaar afgeschreven (15 jaar in deze sectorstudie) en bedraagt de reële discontovoet voor de berekening van de jaarlijkse investeringskost 4% (10% in deze sectorstudie). De gehanteerde elektriciteitsprijs is wel ongeveer gelijk in beide studies (0,04 €/kwh).

RAINS leidt vier verschillende kostencurves af, waarvan enkel die voor stationaire bronnen ons aanbelangt. In de kostencurve voor SO2 en NOx worden de diverse emissiebronnen geaggregeerd tot een aantal grote sectoren: ·

Gecentraliseerde electriciteits- en warmteproductie

90

RAINS berekent kostencurven voor 36 Europese landen, waaronder België.

91

In de BAU-scenario’s van de sectorstudies wordt uitgegaan van de actuele van toepassing zijnde milieuwetgeving. Toekomstige, rechtstreeks emissieregulerende milieuwetgeving wordt niet als vertrekpunt voor het BAU-scenario genomen omdat ze beschouwd wordt als tussenstap in het bereiken van de NECdoelstelling.

92

De afschrijvingstermijn is niet vermeld in de IIASA documentatie voor VOC (15 jaar in deze sectorstudie).

AMINAL – AMINABEL

252


· · · · · ·

Transformatie van brandstoffen Huishoudelijk en commercieel gebruik en gebruik voor de landbouw Transport Industrie Gebruik van brandstoffen voor niet-energie toepassingen Andere

Deze sectoren worden in het RAINS model nog verder ingedeeld in subsectoren. De raffinagesector kan niet geheel apart uit deze indeling in sectoren gehaald worden. De stookemissies van de raffinaderijen zitten begrepen in de sector ‘Transformatie van brandstoffen’, samen met de productie van cokes en briketten en de vergassing van steenkool93. In deze sector wordt verder nog het onderscheid gemaakt tussen ‘energie gebruikt voor het transfomatieproces’ (CON_COMB) en de ‘energie die gebruikt wordt voor transport en distributie van het finale product, inbegrepen de energie die gebruikt wordt voor de eigen electriciteits- en warmteopwekking’ (CON_LOSS). In deze laatste sector zitten dan opnieuw ook elektriciteitscentrales vervat voor het gedeelte ‘eigen gebruik en distributie’. De procesemissies van de raffinaderijen zitten begrepen in de sector ‘Industrie’ (IN_PR) welke op zijn beurt nog onderverdeeld is in verschillende subsectoren waaronder de raffinagesector (IN_PR_REF). Deze subsector komt echter in de Belgische NOx-curve niet apart voor (zie verder). De sectoren worden verder gediversifieerd naargelang het type brandstof/energie : steenkool, zware stookolie, lichte stookolie en diesel, lichte fracties (gasoline, kerosine, nafta, LPG), gas, stoom, elektriciteit,… dat gebruikt wordt. Voor de VOS kostencurve wordt van een andere indeling in sectoren uitgegaan (zie paragraaf 8.5.3). De verdere bespreking gebeurt per polluent. 8.5.1.

Kostencurve SO2

RAINS onderscheidt vijf groepen van SO2 emissiereductiemaatregelen: · · · · ·

Gebruik van laagzwavelige brandstoffen, inclusief ontzwaveling van brandstoffen; Aanpassingen aan het verbrandingsproces; Conventionele natte rookgasontzwaveling; Geavanceerde, hoog efficiënte technieken om zwavel in afgas te reduceren; Maatregelen om procesemissies te reduceren.

Onder de maatregelen i.v.m. procesemissies worden enkel drie categorieën onderscheiden die werden afgeleid uit verschillende concrete toepassingen in diverse industrieën,

93

Corinair SNAP-codes 0103, 0104, 0105 en 05. Code 0103 is ‘petroleum refining plants’.

AMINAL – AMINABEL

253


waaronder de olieraffinaderijen94. Alle maatregelen worden verder nog opgedeeld in 2 klassen: die met betrekking op de bestaande (vóór 2000) capaciteiten en die met betrekking tot de nieuwe capaciteiten (na 2000, tot 2010). Onderstaande tabel geeft een overzicht van de type maatregelen zoals we die in de RAINS kostencurve terugvinden. Tabel 8-32: Overzicht SOx reductietechnologieën in RAINS. Technologie

Toepasbaar in sector

Afkorting technologie

Reductiepotentieel (in %)

Laagzwavelige steenkool (0,6%S)

Alle sectoren

LSCO

*

Laagzwavelige cokes (0,6%S)

Alle sectoren

LSCK

*

Laagzwavelige zware stookolie (0,6%S)

Alle sectoren

LSHF

*

Ontzwaveling gasolie (0,2%S)

Alle sectoren

LSMD1

*


Alle sectoren

LSMD2

*


Alle sectoren

LSMD3

*

Industrie, elektriciteitscentrales

LINJ

50

Industrie

IWFGD

85

Natte rookgasontzwaveling (retrofit)

Elecktriciteitscentrales

PRWFGD

90

Natte rookgasontzwaveling

Elecktriciteitscentrales

PWFGD

95


Elecktriciteitscentrales, raffinaderijen

RFGD

98

Proces emissies –Stage 1 control

Processen

SO2PR1

50


Processen

SO2PR2

70


Processen

SO2PR3

80

Injectie van kalk


*

De efficiëntie van deze maatregelen hangt af van de zwavelinhoud van de brandstof die wordt vervangen.

In het RAINS model werd brandstofsubstitutie met gas niet als optie opgenomen, in tegenstelling tot in deze sectorstudie waar het als één van de belangrijke (in termen van reductiepotentieel) emissiereductiemaatregelen naar voor is gekomen. Het vervangen van hoogzwavelige stookolie (3,2%S) naar laagzwavelige stookolie (1%S) werd in deze sectorstudie wel meegenomen, maar bleek een niet-kostenefficiënte maatregel te zijn. Het scenario (Current Legislation) waarvan wordt vertrokken, gaat uit van de Europese richtlijn i.v.m. grote stookinstallaties, van de Europese richtlijnen i.v.m. de limieten voor zwavelgehalte voor zware stookolie en gasolie, van de verplichte clausules in de Conventie over grensoverschrijdende luchtvervuiling over lange afstand (LRTAP) en van nationale emissiegrenswaarden indien deze strenger zijn. Voor België worden volgende assumpties i.v.m. de als gevolg van deze wetgeving toegepaste maatregelen in 2010 aangenomen:

94

Een concrete invulling van de begrippen ‘stage 1, 2, 3’ is er m.a.w. niet; het is een soort ‘gemiddelde’.

AMINAL – AMINABEL

254


Tabel 8-33: Veronderstelde maatregelen in het ‘current legislation’ scenario Nieuwe installaties

Oude installaties

Olie

Olie

Capaciteit 50-300MW

LSHF

LSHF

Capaciteit 300-500MW

FGD

FGD

Capaciteit >500MW

FGD

FGD

Industriële processen

In RAINS wordt aangenomen dat 85% van de zware stookolie in de raffinaderijen een zwavelgehalte van 0,6% zou hebben in 2010. Anno 2000 beantwoordt 6,5% van de gebruikte zware stookolie in de Vlaamse raffinagesector aan die norm; 24% heeft een zwavelgehalte van 0,8%; 35,5% heeft een zwavelgehalte van 1,2%; 34% heeft een zwavelgehalte van 3,2%. Tevens wordt in RAINS aangenomen dat 100% van de diesel olie in de raffinaderijen een zwavelgehalte van 0,2% zou hebben in 2010 en dat 50% van de ‘stage 1 control’-maatregelen op procesemissies zou toegepast zijn. De onderstaande tabel geeft de emissies van SO2 voor België in 2010 (current legislation scenario) en het emissieniveau na toepassing van alle technisch haalbare emissiereductiemaatregelen. Tabel 8-34: SO2 emissies 2010 voor België en maximaal haalbare emissiereductie. Current legislation scenario

Totaal België Bron:

(kton)

Emissieniveau na maatregelen (kton)

208,1

63,1

Maximaal reductiepercentage -69,7%

IIASA, RAINS model.

Voor de raffinagesector geeft dit het volgende beeld: Tabel 8-35: SO2 emissies (in ton), raffinagesector 2010, vóór en na emissiereductiemaatregelen. RAINS

ECOLAS

CLE (*)

CLE-MFR

%-red.

BAU

BAU-MFR

%-red.

Procesemissies (IN_PR_REF)

20 925

5 580

73%

12 862

3 862

70%

Stookemissies (CON_COMB)

14 550

7 150

51%

14 193

138

99%

Totale emissies

35 475

12 730

64%

27 055

4 000

85%

(*)

Het cijfer voor de procesemissies werd zelf afgeleid uit de RAINS-documentatie; dat voor de stookemissies werd door Vito afgeleid uit de RAINS-documentatie (Vito, 1999).

Opm.: MFR staat voor ‘Maximum Feasable Reduction’.

AMINAL – AMINABEL

255


RAINS vertrekt van een flink hoger initieel emissieniveau voor SO2 (in 2010), uitsluitend te wijten aan de inschatting van de procesemissies95, en voorziet een relatief kleinere emissiereductie dan in de sectorstudie. Vooral het (relatief en absoluut) reductiepotentieel voor de stookemissies werd hoger ingeschat in de sectorstudie. Ook uit de evaluatie van het RAINS model door Vito bleken er op het niveau van de RAINS (sub)sectoren belangrijke verschillen te bestaan m.b.t. inschatting van de SO2 emissies voor 201096. Voor de sector CON_COMB (stookemissies) schat RAINS 14 550 ton SO2 emissies voor 2010 tegen 23 480 ton SO2 emissies door Vito. Hieronder worden de maatregelen die (kunnen) betrekking hebben op de raffinagesector uit de Belgische RAINS-curve voor SO2 geplukt en opgelijst in tabelvorm. Tabel 8-36: Emissiereductiemaatregelen m.b.t. raffinage uit RAINS curve voor SO2. Brandstof

…**

RAINS Sector

IN_PR

RAINS RAINS Eenheidscat. technologie kost

Marginale kost

(Extra) totale kost Mio ECU

Brandstof verbruik PJ

Toepasbaarheid

ECU/tSO2

(Extra) reductiepotentieel kton

ECU/tSO2

%

Acl1

SO2PR1

350

350

24,9

8,7

99,6

50

Zware CON_COMB stookolie

Bcl2

IWFGD

366

366

1,4

0,5

12,7

7


Bcl1

IWFGD

366

366

1,4

0,5

12,7

7


Acl1

LSHF

461

461

1,9

0,9

12,7

10


Acl2

LSHF

461

461

1,9

0,9

12,7

10

…**

IN_PR

Acl1

SO2PR2

407

550

19,9

11,0

99,6

100

…**

IN_PR

Acl1

SO2PR3

513

1 255

10,0

12,5

99,6

100

Lichte fracties*

CON_COMB

Acl1

LSMD2

2 429

4 335

0,8

3,5

10,9

100

Opm.: De afkortingen werden in bovenstaande teksten of tabellen verduidelijkt. * Gasoline, kerosine, nafta en LPG. ** Procesemissies zijn niet afkomstig van de verbranding van brandstoffen.

Uit de RAINS gegevens kunnen de volgende eenheidsreductiekosten afgeleid worden:

95

RAINS vertrekt van een geschat activiteitenniveau in 2010 van 31 mln. ton olie input per jaar (43,9 mln. ton in deze sectorstudie) en een emissiefactor (zonder maatregelen) van 0,9 kgSO2/ton activiteit (de specifieke SO2-uitstoot voor 2000 berekend in deze sectorstudie bedroeg 0,684 kgSO2/ton, mèt maatregelen). Daarvan wordt de emissiereductie van de in 2010 verondersteld reeds geïmplementeerde maatregelen (CLE-scenario) afgetrokken.

96

Analyse van de reductiekosten voor NH3, SO2, NOx en VOS, Vito, 1999, p.38. Vito vertrok evenwel van de Corinair-gegevens van 1994 i.p.v. 1990 bij RAINS, maar dit is wellicht niet de enige verklaring voor de verschillen. Globaal wijkt het Vito-scenario voor 2010 slechts 1% af van het RAINS-scenario.

AMINAL – AMINABEL

256


Tabel 8-37: Eenheidsreductiekosten SO2 voor diverse maatregelen Type maatregel

Type brandstof/ vermogen verbrandingsinstallatie

Eenheidsreductiekost (in €/ton SO2)

Laagzwavelige brandstof

Zware stookolie (0,6%S)

Ontzwaveling

Gas/dieselolie (0,2%S)

1 440


4 330


14 200

Stookolie 1%S (20MW)

1 500


1 310


1 060


410


765


668


544


442


455


372

Bron: Vito, 1999, op basis van RAINS.

Mogelijke vergelijkingselementen m.b.t. de maatregelen zijn: de eenheidsreductiekost, het reductiepotentieel, het technisch rendement en het toepasbaarheidspercentage. Het toepasbaarheidspercentage kan meestal niet vergeleken worden omdat het in de sectorstudie gebaseerd is op het totaal vermogen (in MW) van alle boilers en/of fornuizen samen en in RAINS op verbruikte petajoules van een bepaalde brandstof uitgesplitst over 4 categorieën (zware stookolie, medium- en lichte fractie, gas). Men kan dus verwachten dat het toepasbaarheidspercentage in de sectorstudie doorgaans onder dat van de RAINS-studie ligt. In onderstaande tabel worden de maatregelen uit beide studies, die min of meer vergelijkbaar zijn, met elkaar vergeleken.

AMINAL – AMINABEL

257


Tabel 8-38: Vergelijking emissiereductiemaatregelen RAINS versus Sectorstudie Raffinage voor SO2 RAINS

Sectorstudie Raffinage (BAU)

HF/ CON_COMB/ IWFGD en …/ RFGD

De-SOx op : 1) dual standaard fornuizen EP 2) boilers met olie/gas branders EP

366 (372-455)

581 2 200

2 800 -

6 612 688

Technisch rendement (in %)

85 98

99 (35 mg/Nm3) 97 (35 mg/Nm3)

Toepasbaarheid (in %)

7 -

14 (van alle fornuizen en boilers in MW)

HF/ CON_COMB/ LSHF

Overschakelen HF (3,2%S) -à (1%S) op : 1) dual standaard fornuizen EP 2) dual standaard fornuizen NEP

461

1 491 1 491

3 800

4 733 1 856

?

71 62

10

24 (van alle fornuizen in MW)

Eenheidsreductiekost (in €/ton SO2) Reductiepotentieel (in ton SO2)

Eenheidsreductiekost (in €/ton SO2) Reductiepotentieel (in ton SO2) Technisch rendement (in %) Toepasbaarheid (in %)

Opm.: De marginale kost is gelijk aan de eenheidsreductiekost wanneer er geen voorgaande maatregelen op hetzelfde proces werden toegepast.

Uit de vergelijking blijkt dat het type natte rookgasontzwaveling dat in de RAINS-curve voorkomt (HF/ CON_COMB/ IWFGD) verschilt van het type (De-SOx) dat in de kostencurve van deze sectorstudie voorkomt; dit kan afgeleid worden aan het verschil in technisch rendement (en verklaart ook het verschil in eenheidsreductiekost). Alhoewel in RAINS ook een natte rookgasontzwaveling met een hoog rendement (RFGD) is voorzien, komt ze niet voor in de kostencurve (niet kostenefficiënt)97. De overschakeling naar laagzwavelige vloeibare brandstoffen blijkt veel duurder ingeschat te te zijn in de sectorstudie dan bij RAINS. Het technisch rendement (ongeveer het verschil in zwavelgehalte tussen beide types brandstoffen) van de maatregel bij RAINS is niet geëxpliciteerd, evenmin als het prijsverschil tussen hoogzwavelige en laagzwavelige brandstoffen.

97

Als een maatregel bij RAINS niet in de kostencurve is opgenomen, is er ook geen informatie over eenheidsreductiekost, reductiepotentieel en toepasbaarheidsgraad.

AMINAL – AMINABEL

258


Een aantal maatregelen uit de RAINS-curve kunnen niet (of niet volledig) vergeleken worden met de berekeningen uit deze sectorstudie: ·

Ontzwaveling van gasolie (CON_COMB_LSMD2) werd niet meegenomen in deze sectorstudie omdat gasolie (0,2%S) duurder is dan gas en bovendien minder reduceert.

·

In de Belgische RAINS-curve voor SO2 zijn de procesemissies (IN_PR) en de daarop toegepaste reductiemaatregelen (SO2PR1, ..2 en ..3) niet verder gedetailleerd naar subsector, hoewel dit wel voorzien is in het RAINS-model (zie eerder). Het gaat dus om alle industriële procesemissies in België, vandaar het grote reductiepotentieel en de grote totale kost voor elk van de drie categorieën van maatregelen in Tabel 8-36. De gewogen98 gemiddelde eenheidsreductiekost van de maatregelen uit de sectorstudie die slaan op procesemissies (katalytische kraakinstallatie en zwavelrecuperatie-eenheden) ligt hoger dan de eenheidsreductiekost van de door RAINS voorziene drie categorieën van maatregelen (688€/ton SO2 t.o.v. 442€/ton SO2). Het rendement van de maatregelen uit de sectorstudie die slaan op procesemissies varieert van 12% tot 90% (met als gewogen gemiddelde 60%); dat van de maatregelen in de RAINS-curve varieert van 50% tot 80%.

8.5.2.

Kostencurve NOx

RAINS onderscheidt vier brede groepen van NOx emissiereductiemaatregelen : · · · ·

Primaire NOx maatregelen: aanpassingen aan het verbrandingsproces Secundaire maatregelen: behandeling van verbrandingsgassen Maatregelen ter controle van proces-emissies Maatregelen in de transportsector

Onder de primaire maatregelen horen technieken thuis zoals: Low NOx-branders, brandstofinjectie, gebruik van zuurstof, … Onder de secundaire maatregelen horen technieken als SCR en SNCR thuis. Combinaties van primaire en secundaire maatregelen zijn ook mogelijk. Onder de maatregelen i.v.m. procesemissies worden enkel drie categorieën onderscheiden die werden afgeleid uit verschillende concrete toepassingen in diverse industrieën, waaronder de olieraffinaderijen99. Alle maatregelen worden verder nog opgedeeld in 2 klassen: die met betrekking op de bestaande (vóór 2000) capaciteiten en die met betrekking tot de nieuwe capaciteiten (na 2000, tot 2010). Onderstaande tabel geeft een overzicht van de type maatregelen zoals we die in de RAINS kostencurve terugvinden.

98

Gewogen op basis van het reductiepotentieel van de maatregelen.

99

Een concrete invulling van de begrippen ‘stage 1, 2, 3’ is er m.a.w. niet; het is een soort ‘gemiddelde’.

AMINAL – AMINABEL

259


Tabel 8-39: Overzicht NOx reductietechnologieën in RAINS RAINS sector/technologie



Aanpassing verbrandingsproces (vaste brandstoffen)

ISFCM

50

Aanpassing verbrandingsproces (olie en gas)

IOGCM

50

Aanpassing verbrandingsproces + SCR (vaste brandstoffen)

ISFCSC

80

Aanpassing verbrandingsproces + SCR (olie en gas)

IOGCSC

80

Aanpassing verbrandingsproces + SNCR (vaste brandstoffen)

ISFCSN

70

Aanpassing verbrandingsproces + SNCR (olie en gas)

IOGCSN

70

Stage 1 control

PRNOX1

40

Stage 2 control

PRNOX2

60

Stage 3 control

PRNOX3

80

Industriële stoomketels en fornuizen:

Proces emissies:

Uit bovenstaande blijkt niet dat een maatregel zoals ‘omschakelen naar een andere brandstof’ is meegenomen in RAINS-curve voor NOx. Het scenario (Current Legislation) waarvan wordt vertrokken, gaat uit van de Europese richtlijn i.v.m. grote stookinstallaties en van nationale emissiegrenswaarden indien deze strenger zijn. Voor België worden volgende assumpties i.v.m. de als gevolg van deze wetgeving toegepaste maatregelen in 2010 aangenomen: Tabel 8-40: Veronderstelde maatregelen in het ‘current legislation’ scenario Nieuwe installaties

Capaciteit > 50MW Industriële processen

Oude installaties

Olie

Gas

Olie

Gas

CM

CM

CM

CM

Stage 1

Stage 1

Stage 1

Stage 1

CM= ‘combustion modifications’ of aanpassingen aan het verbrandingsproces

In de Vlaamse raffinagesector anno 2000 is de toepassing van primaire maatregelen (CM= aanpassingen aan het verbrandingsproces) nog niet op elke boiler of elk fornuis een feit. Ongeveer 50% van de totale capaciteit van fornuizen en boilers (in MW) is uitgerust met Low NOx branders100. De onderstaande tabel geeft de emissies van NOx voor België in 2010 (current legislation scenario) en het emissieniveau na toepassing van alle technisch haalbare emissiereductiemaatregelen.

100

Meer bepaald op volgende fornuis-categorieën: DFL_AG + MFL_AF + gasfornuizen LN (zie ook technische fiches).

AMINAL – AMINABEL

260


Tabel 8-41: NOx emissies 2010 voor België en maximaal haalbare emissiereductie. Current legislation scenario

Maximaal reductiepercentage

(kton)


Stationaire bronnen

122,0

50,4

-58,7%

Transport

85,0

60,5

-28,8%

Totaal

207,0

110,9

-46,3%

Bron: IIASA, RAINS model.

Voor de raffinagesector geeft dit het volgende beeld: Tabel 8-42: NOx emissies (in ton), raffinagesector 2010, vóór en na emissiereductiemaatregelen. RAINS

ECOLAS

CLE (*)

CLE-MFR

%-red.

BAU

BAU-MFR

%-red.

Procesemissies (IN_PR_REF)

7 440

1 860

75%

1 939

339

83%

Stookemissies (CON_COMB)

5 943

343

94%

6 818

4 331

37%

Totale emissies

13 383

2 203

84%

10 387

4 670

55%

(*)

Het cijfer voor de procesemissies werd zelf afgeleid uit de RAINS-documentatie; dat voor de stookemissies werd door Vito afgeleid uit de RAINS-documentatie (Vito, 1999).


RAINS vertrekt van een hoger initieel emissieniveau voor NOx (in 2010), wat de resultante is van sterk hoger ingeschatte procesemissies101 en lagere stookemissies102. RAINS voorziet een (relatief en absoluut) grotere reductie van de stookemissies dan in de sectorstudie, wat het omgekeerde beeld is van wat we voor SO2 vaststelden. Uit de reeds genoemde evaluatie van het RAINS model door Vito bleek dat het RAINSuitgangspunt met betrekking tot de Belgische NOx emissies in 2010 een stuk verschilde met de naberekeningen door Vito103. Hieronder worden de maatregelen die (kunnen) betrekking hebben op de raffinagesector uit de Belgische RAINS-curve voor NOx geplukt en opgelijst in tabelvorm.

101

RAINS vertrekt van een geschat activiteitenniveau in 2010 van 31 mln. ton olie input per jaar (43,9 mln. ton in deze sectorstudie) en een emissiefactor (zonder maatregelen) van 0,3 ktNOx/ton activiteit (de specifieke NOx-uitstoot voor 2000 berekend in deze sectorstudie bedroeg 0,194 ktNOx/ton, mèt maatregelen). Daarvan wordt de emissiereductie van de in 2010 verondersteld reeds geïmplementeerde maatregelen (CLE-scenario) afgetrokken.

102

Dit zijn de NOx-emissies exclusief de emissies van NC3.

103

Analyse van de reductiekosten voor NH3, SO2, NOx en VOS, Vito, 1999 p.26. Vito vertrok evenwel van de Corinair-gegevens van 1994 i.p.v. 1990 bij RAINS. Voor stationaire bronnen was het door Vito berekende uitgangspunt 155,6 kton NOx, en bedroeg de totale emissie van 220,3 kton NOx.

AMINAL – AMINABEL

261


Tabel 8-43: Emissiereductiemaatregelen m.b.t. raffinage uit RAINS curve voor NOx. Brandstof

RAINS Sector

RAINS cat.

RAINS techn.

Eenheids- Marginale kost kost

ECU/tNOx ECU/tNOx


(Extra) totale kost Mio ECU

Brandstof verbruik

Toepasbaarheid

PJ

%


Acl1

IOGCM

263

263

0,9

0,2

12,8

86


Acl2

IOGCM

263

263

0,9

0,2

12,8

86

Lichte CON_COMB stookolie / diesel

Acl1

IOGCM

567

567

0,4

0,3

10,9

100

Gas

CON_COMB

Acl2

IOGCM

649

649

0,3

0,2

9,4

79

Lichte fracties*

CON_COMB

Acl1

IOGCM

649

649

0,6

0,4

18,2

100

Lichte fracties*

CON_COMB

Acl2

IOGCM

649

649

0,6

0,4

18,2

100

Gas

CON_COMB

Acl1

IOGCM

649

649

0,3

0,2

9,4

79

…**

IN_PR

Acl1

PRNOX1

1 000

1 000

7,4

7,3

36,9

50


Bcl1

IOGCSN

819

2 208

0,4

0,9

12,8

100


Bcl2

IOGCSN

819

2 208

0,4

0,9

12,8

100


Bcl1

IOGCSC

1 296

4 641

0,2

0,8

12,8

80


Bcl2

IOGCSC

1 296

4 641

0,2

0,8

12,8

80

Gas

CON_COMB

Bcl1

IOGCSN

1 879

4 954

0,1

0,6

9,4

100

Gas

CON_COMB

Bcl2

IOGCSN

1 879

4 954

0,1

0,6

9,4

100

…**

IN_PR

Acl1

PRNOX2

3 000

7 000

7,4

51,6

36,9

100

…**

IN_PR

Acl1

PRNOX3

5 000

11 000

7,4

81,1

36,9

100

Gas

CON_COMB

Bcl1

IOGCSC

3 141

11 976

0,1

0,7

9,4

80

Gas

CON_COMB

Bcl2

IOGCSC

3 141

11 976

0,1

0,7

9,4

80

Opm.: De afkortingen werden in bovenstaande teksten of tabellen verduidelijkt. * Gasoline, kerosine, nafta en LPG. ** Procesemissies zijn niet afkomstig van de verbranding van brandstoffen.

Mogelijke vergelijkingselementen m.b.t. de maatregelen zijn : de eenheidsreductiekost, het reductiepotentieel, het technisch rendement en het toepasbaarheidspercentage. Het toepasbaarheidspercentage kan meestal niet vergeleken worden omdat het in de sectorstudie gebaseerd is op het totaal vermogen (in MW) van alle boilers en/of fornuizen samen en in RAINS op verbruikte petajoules van een bepaalde brandstof uitgesplitst over AMINAL – AMINABEL

262


4 categorieën (zware stookolie, medium- en lichte fractie, gas). Men kan dus verwachten dat het toepasbaarheidspercentage in de sectorstudie doorgaans onder dat van de RAINS-studie ligt. In onderstaande tabel worden de maatregelen uit beide studies, die min of meer vergelijkbaar zijn, met elkaar vergeleken. Tabel 8-44: Vergelijking emissiereductiemaatregelen RAINS versus Sectorstudie Raffinage voor NOx. RAINS


GAS/ CON_COMB/ IOGCM

Low NOx branders op boilers en fornuizen

649

874 (1)

600

271 (2) 1 373 (3)


50

46 (1) (200 mg/Nm3)


79

45 (2) 52 (3)

HF/ CON_COMB/ IOGCSC

SCR op: 1) dual standaard fornuizen EP 2) mixed standaard boilers EP

1 296

7 070 4 626

400

276 906


80

75


80

14 (van alle fornuizen en boilers in MW)

IN_PR/ PRNOX1, 2 en 3

SCR op katalytische kraker (licht en diep ontzwavelde voeding)

1 000, 3 000 en 5 000

4 778 - 6 788

3 720, 5 580 en 7 440

1 237 – 383

40, 60 en 80

90

50, 100 en 100

100

Eenheidsreductiekost

(in €/ton NOx) Reductiepotentieel

(in ton NOx)



(in ton NOx)



(in ton NOx) Technisch rendement (in %) Toepasbaarheid (in %) (1) (2) (3)

Gewogen gemiddelde op basis van reductiepotentieel van boilers en fornuizen met gasgestookte Low NOx branders Som van volledig gasgestookte boilers en fornuizen Som van alle fornuizen en boilers


De eenheidsreductiekost van het vervangen van diverse types (gasgestookte) branders door (gasgestookte) Low NOx-branders wordt hoger ingeschat in de sectorstudie dan in RAINS, hetgeen samenhangt met een lager gemiddeld technisch rendement (eindconcentratie AMINAL – AMINABEL

263


telkens 200 mg/Nm³). Het grootste verschil situeert zich echter op het vlak van het reductiepotentieel. Zoals we reeds eerder opmerkten wordt brandstofsubstitutie (met gas) ten onrechte niet in aanmerking genomen in de RAINS-curve voor NOx.104 In de sectorstudie kan de maatregel ‘Low NOx branders’ ook op andere dan gasgestookte fornuizen voorkomen in combinatie met de maatregel ‘omschakeling van vloeibare brandstoffen naar gas’. Aldus kan het reductiepotentieel voor de maatregel ‘Low NOx’ in de sectorstudie op twee manieren berekend worden: éénmaal enkel m.b.t. nu reeds volledig gasgestookte boilers en fornuizen, en éénmaal m.b.t. alle boilers en fornuizen (omdat ze allemaal op gas zouden kunnen overschakelen). De toepassing van Low NOx-branders voor oliegestookte fornuizen, zowel voor zware stookolie, lichte stookolie als lichte fracties, werd in de sectorstudie niet weerhouden wegens geen duidelijk aanwijsbaar rendement.

Op het vlak van de secundaire (end-of-pipe) maatregelen zien we dat RAINS wel SNCR als maatregel in de CON_COMB sector weerhoudt daar waar in deze sectorstudie geargumenteerd wordt dat deze maatregel niet aangewezen is omwille van technische redenen (te lage temperatuur van de rookgassen). SCR wordt in beide studies als maatregel voorzien, maar komt in de RAINS kostencurve nooit apart voor (wel telkens in combinatie met primaire maatregelen). De combinatie ‘Low NOx+SCR’ komt in de sectorstudie niet voor omdat die enkel meer kost maar niets meer reduceert. In de sectorstudie komt SCR telkens in combinatie met de maatregel ‘stoffilter’ voor, met name op de dual standaard fornuizen en op de katalytische kraker (procesemissies). De verklaring van het grote verschil in eenheidsreductiekost voor SCR op (oliegestookte) fornuizen en boilers moet vooral gezocht worden in de kostprijsberekening en in veel mindere mate in het door RAINS verwachte rendement, dat iets hoger ligt dan dat van de sectorstudie omwille van de bijkomende inzet van Low NOx-branders (zie supra). In de Belgische RAINS-curve voor NOx zijn de procesemissies (IN_PR) en de daarop toegepaste reductiemaatregelen (PRNOX1, ..2, ..3) niet verder gedetailleerd naar subsector, hoewel dit wel voorzien is in het RAINS-model (zie eerder). Het gaat dus om alle industriële procesemissies in België, vandaar het grote reductiepotentieel (telkens 7.400 ton NOx) en de grote totale kost voor elk van de drie categorieën van maatregelen in Tabel 8-43. We kunnen enkel een vrij arbitraire vergelijking maken tussen de gemiddelde eenheidsreductiekost die werd aangenomen voor deze categorieën van maatregelen en de in deze sectorstudie berekende eenheidsreductiekosten van een ‘SCR’ maatregel op de katalytische kraker(zowel lichte als diep ontzwavelde voeding).

104

Zie ook daarover: ‘Analyse van de reductiekosten voor NH3, SO2, NOx en VOS’, Vito, 1999, p.40.

AMINAL – AMINABEL

264


8.5.3.

Kostencurve VOS

De indeling in sectoren voor VOS is in tegenstelling tot NOx en SO2 veel meer toegespitst op activiteiten dan op type emissies, wat toelaat de raffinagesector beter als een aparte sector uit de globale VOS-kostencurve te lichten. Het RAINS model onderscheid 34 verschillende sectoren voor de stationaire emissiebronnen. Voor de raffinagesector wordt het onderscheid gemaakt tussen procesemissies (REF_PROC), bestaand uit de lekverliezen en de verliezen van de afvalwaterzuivering, en de opslag- en transportverliezen (D_REFDEP), dit laatste zowel bij raffinaderijen als bij de grote opslagplaatsen/verdeelcentra. Deze laatste zijn echter in de sectorstudie niet inbegrepen. RAINS onderscheidt volgende VOS-emissiereductiemaatregelen: Tabel 8-45: Overzicht VOS reductietechnologieën in RAINS Technologie

Toepasbaar in sector



Inspectie en onderhoud (per kwartaal)

PROC_REF

LK_I

60

Inspectie en onderhoud (per maand)

PROC_REF

LK_II

70

Overkapping olie/water afscheiders

PROC_REF

COWS of CS

90

Affakkelen blow down

PROC_REF

FLR

98

Affakkelen blow down + andere

PROC_REF

FLR_I

99

Intern vlottende daken

D_REFDEP

IFC

85

Dubbele seals (extern vlottend dak)

D_REFDEP

EFR

85

Dampretour en dampherwinning (single)

D_REFDEP

ST_IAS

95

Dampretour en dampherwinning (double)

D_REFDEP

ST_IAD

99

Affakkelen van ‘blow downs’ (FLR) gebeurt in elke raffinaderij en werd dus niet meer als maatregel meegenomen in deze studie; het omleiden van andere afgassen naar de fakkel (FLR_I) werd niet meegenomen in deze studie. VRU is bijna algemeen in gebruik in de Vlaamse raffinaderijen (behoudens één toepassingsmogelijkheid). Om de emissies in 2010 te voorspellen onder een bepaald scenario (Current Legislation), worden de verschillende emissieposten gerelateerd aan één of andere economische grootheid die op zich gemakkelijker te voorspellen is. Voor België worden volgende assumpties i.v.m. de als gevolg van deze wetgeving toegepaste maatregelen in 2010 aangenomen: Tabel 8-46: Veronderstelde maatregelen in het ‘current legislation’ scenario RAINS-sector

Technologie

Implementatiegraad

REF_PROC

FLR

100,0%

D_REFDEP

IFC+ST_IAS

100,0%

AMINAL – AMINABEL

265


De VOS-emissies voor 1990 bedragen bij RAINS 23 930 ton105 en in de sectorstudie 15 820 ton. Zoals reeds gezegd (supra) komt de afbakening van de RAINS-sector D_REFDEP niet helemaal overeen met die van de sectorstudie en zou men dus daar de grootste verschillen verwachten. Maar als we de beladings- en opslagverliezen in de sectorstudie in 1990 (ongeveer 9 730 ton) vergelijkbaar beschouwen met D_REFDEP, zien we dat het verschil tussen RAINS en de sectorstudie voor REF_PROC zelfs iets groter blijkt te zijn dan dat voor D_REFDEP. De onderstaande tabel geeft de emissies van VOS voor België in 2010 (current legislation scenario) en het emissieniveau na toepassing van alle technisch haalbare emissiereductiemaatregelen. Tabel 8-47: VOS emissies 2010 voor België en maximaal haalbare emissiereductie. Current legislation scenario (kton)


Maximaal reductiepercentage

Stationaire bronnen

171,3

80,1

-53,2

Andere bronnen (verkeer)

22,04

22,04

0,0

Totaal

193,3

102,14

-47,2%


Voor de raffinagesector geeft dit het volgende beeld: Tabel 8-48: VOS emissies (in ton), raffinagesector 2010, vóór en na emissiereductiemaatregelen. RAINS

ECOLAS

CLE (*)

CLE-MFR

%-red.

BAU

BAU-MFR

%-red.

Procesemissies (REF_PROC)

12 370

786

94%

6 394

3 278

49%

Opslagemissies (D_REFDEP)

2 190

1 880

14%

3 914

2 322

41%

Totale emissies

14 560

2 666

82%

10 308

5 600

46%

(*)

De cijfers voor zowel proces- als opslagemissies konden uit de RAINS-documentatie worden afgeleid.


RAINS vertrekt van een hoger initieel emissieniveau (in 2010) t.o.v. de sectorstudie, wat de resultante is van sterk hoger ingeschatte procesemissies106 en lagere opslagemissies107. RAINS voorziet een (relatief en absoluut) grotere reductie bij de procesemissies.

105

RAINS VOS 1990 ‘controlled’: REF_PROC=10 870 ton VOS en D_REFDEP=13 060 ton VOS.

106

RAINS vertrekt van een geschat activiteitenniveau in 2010 en een emissiefactor (zonder maatregelen). Daarvan wordt de emissiereductie van de in 2010 verondersteld reeds geïmplementeerde maatregelen (CLEscenario) afgetrokken.

107

Dit zijn de VOS-emissies exclusief de emissies van de NC3.

AMINAL – AMINABEL

266


Uit de reeds genoemde evaluatie van het RAINS model door Vito bleek dat het RAINSuitgangspunt met betrekking tot de Belgische VOS emissies voor stationaire bronnen in 2010 een stuk verschilde met de naberekeningen door Vito108. Hieronder worden de maatregelen die betrekking hebben op de raffinagesector uit de Belgische RAINS-curve voor VOS geplukt en opgelijst in tabelvorm. Tabel 8-49: Emissiereductiemaatregelen m.b.t. raffinage uit RAINS curve voor VOS. RAINS Sector

RAINS technologie

Marginale kost

(Extra) totale kost

ECU/tVOS


Mio ECU

D_REFDEP

IFC

-120

4,7

-0,56

REF_PROC

LK_I

39

7,4

0,29

REF_PROC

LK_I+CS+FLR

269

60,5

16,24

REF_PROC

LK_I+CS+FLR_I

479

3,2

1,55

D_REFDEP

IFC+ST_IAS

660

6,2

4,12

D_REFDEP

IFC+ST_IAD

4 153

0,3

1,09

REF_PROC

LK_II+CS+FLR_I

14 245

0,5

7,54

Bron: IIASA, RAINS model. Opm.: De afkortingen werden in bovenstaande teksten of tabellen reeds verduidelijkt

In de sectorstudie bedraagt de maximaal haalbare emissiereductie voor VOS 43,5% en de resterende VOS-emissies 6 000 ton VOS. In de RAINS-curve voor VOS gaat het emissiereductiepotentieel van de voorgestelde maatregelen in de sectoren REF_PROC en D_REFDEP (zie Tabel 8-49) uit van het ‘unabated’ emissieniveau voor 2010, zijnde 85 490 ton VOS. Het totaal van de maatregelen beloopt 82 800 ton VOS, waardoor de resterende emissies uitkomen op 2 690 ton VOS (waarvan slechts 786 ton VOS voor REF_PROC). De reductie in de REF_PROC sector bedraagt op basis van ‘controlled emissions’ zo’n 94%. In de sectorstudie komt de restemissie voor de REF_PROC sector (BAU-scenario), na toepassing van alle maatregelen, uit op ongeveer 3.560 ton VOS109; voor de D_REFDEP sector bekomen we 2 485 ton VOS. Vito bekwam een restemissie van 6 267 ton VOS voor de REF_PROC sector110 en van 1 542 ton VOS voor de D_REFDEP sector. In de RAINS documentatie werden volgende eenheidsreductiekosten opgegeven:

108

Analyse van de reductiekosten voor NH3, SO2, NOx en VOS, Vito, 1999. Vito vertrok evenwel van de Corinairgegevens van 1994 i.p.v. 1990 bij RAINS. Voor stationaire bronnen was het door Vito berekende uitgangspunt 207 kton VOS.

109

Berekening: 6 760 ton VOS – (2 500 ton VOS + 700 ton VOS).

110

Analyse van de reductiekosten voor NH3, SO2, NOx en VOS, Vito, 1999. En in: ‘Analyse van de bestrijding van de VOS-emissies in de sector van de raffinaderijen en de opslag van brandstoffen’, Hugo Van Hooste, AMINAL. Vito vertrekt van 10 267 ton VOS in 2010 en voorziet 4 004 ton VOS emissiereductiemaatregelen.

AMINAL – AMINABEL

267


Tabel 8-50: Eenheidsreductiekosten VOS voor diverse maatregelen. Sector

Technologie

Emissie-factor

Efficiëntie

Technische efficiëntie

Toepasbaarheid

Eenheid

Eenheidsreductiekost (ECU/tVOS)

REF_PROC

NoC

2,3400

kt/Mt

0

0

0

0

REF_PROC

LK_I

2,1000

kt/Mt

10

60

17

39

REF_PROC

LK_II

2,0600

kt/Mt

12

70

17

898

REF_PROC

COWS

2,3040

kt/Mt

2

90

2

188

REF_PROC

FLR

0,3996

kt/Mt

83

98

85

266

REF_PROC

FLR-I

0,1818

kt/Mt

92

99

93

286

REF_PROC

LK_I+CS+FLR

0,1476

kt/Mt

94

94

100

244

REF_PROC

LK_II+CS+FLR

0,1116

kt/Mt

95

95

100

351

REF_PROC

LK_I+CS+FLR-I

0,0426

kt/Mt

98

98

100

254

REF_PROC

LK_II+CS+FLR-I

0,0254

kt/Mt

99

99

100

358

D_REFDEP

NoC

0,1013

kt/PJ

0

0

0

0

D_REFDEP

IFC

0,0633

kt/PJ

37

85

44

-120

D_REFDEP

ST_IAS

0,0502

kt/PJ

50

95

53

661

D_REFDEP

ST_IAD

0,0480

kt/PJ

53

99

53

802

D_REFDEP

IFC+ST_IAS

0,0122

kt/PJ

88

90

97

327

D_REFDEP

IFC+ST_IAD

0,0101

kt/PJ

90

93

97

418

D_REFDEP

NoC

0,0012

kt/PJ

0

0

0

0


Uit de Tabel 8-49 en Tabel 8-50 kunnen de volgende maatregelen worden vergeleken met de berekeningen uit deze sectorstudie:

AMINAL – AMINABEL

268


Tabel 8-51: Vergelijking emissiereductiemaatregelen RAINS versus Sectorstudie Raffinage voor VOS.

Eenheidsreductiekost (in €/ton VOS)

RAINS


REF_PROC/ LK_I en REF_PROC/ LK_II

LDAR

39 898

313

7 400 7 900

2 550


60 70

50


17 17

75 (van alle procesemissies)

REF_PROC/ COWS

Overkapping olie/waterafscheiding + Luchtbehandeling

Reductiepotentieel (in ton VOS)

Eenheidsreductiekost (in €/ton VOS) Reductiepotentieel(in ton VOS)

188

1 679

±450

728


90

99


2

11 (van alle procesemissies)

D_REFDEP/ IFC

Intern vlottend dak op: 1) Vast dak tanks 2) Extern vlottend dak tanks


-120

7 100 (110 – 26 417) 9 130 (5 784 – 50 675)


4 700

423 715


85

90 72


44

37 (van alle opslag- en beladingsverliezen)

D_REFDEP/ ST_IAS D_REFDEP/ ST_IAD Eenheidsreductiekost (in €/ton VOS) Reductiepotentieel (in ton VOS)

661 802

Damprecuperatie-eenheid 1 130

6 200 6 500

249


95 99

98


53 53


AMINAL – AMINABEL

269


RAINS


D_REFDEP/ EFR

Dubbele dichtingen op extern vlottende dak tanks


?

1 253 (459 – 8 185)


?

67,2

85

75 (70 – 80)

?


Technisch rendement (in %) Toepasbaarheid (in %)


De grootste verschillen tussen RAINS en de sectorstudie op het vlak van VOS situeren zich in de zogenaamde REF_PROC sector waar RAINS veel meer reductiepotentieel ziet. Die verschillen komen voor een deel tot uiting in de bovenstaande tabel. Er is een groot verschil in het geschat reductiepotentieel voor LDAR-systemen. De fugitieve procesemissies waarop ze van toepassing kunnen zijn worden in de sectorstudie (BAU-scenario) geschat op ongeveer 5 100 ton VOS. Het reductiepotentieel dat RAINS voorziet is al hoger dan dit bedrag. Terugrekenend, bekomen we bij RAINS 12 316 ton VOS emissies waarop LK_I en LK_II kunnen toegepast worden. Naast het verschil in vertrekbasis, is er ook een verschil in technisch rendement (dat bij RAINS hoger wordt ingeschat dan in de sectorstudie). Wat niet in bovenstaande tabel tot uiting komt, is het effect van de maatregel FLR_I die bij RAINS goed is voor een reductiepotentieel van 3 200 ton VOS en die in de sectorstudie niet voorkomt. Bij de maatregel ‘overkapping olie/waterafscheiding’ van de WZI tenslotte hanteert de sectorstudie een zeer hoge eenheidsreductiekost, wat voor een deel verklaard wordt door de extra luchtbehandeling die bij RAINS niet wordt beschreven. Andere grote verschillen tussen RAINS en de sectorstudie op het vlak van VOS situeren zich in de D_REFDEP sector, met name in het reductiepotentieel van de maatregelen ‘intern vlottende daken’ en ‘damprecuperatie’. In beide gevallen is ook hier het verschil in vertrekbasis (emissies waarop de maatregel toepasbaar is) de oorzaak en niet het technisch rendement. Voor de installatie van intern vlottende daken is het verschil in eenheidsreductiekost enorm: van een kleine opbrengst (in RAINS) naar een zeer hoge kost in de sectorstudie. Er werd in de sectorstudie geen rekening gehouden met de waarde van de (niet vervlogen) gerecupereerde producten omdat die nauwelijks 3% van de jaarlijkse investeringskost van de maatregel uitmaken. 8.5.4.

Conclusies

Abstractie makend van de opmerkingen m.b.t. de vergelijkbaarheid die aan het begin van deze paragraaf werden geformuleerd, blijken de eenheidsreductiekosten soms wel eens grondig te verschillen. De frappantste verschillen situeren zich op het niveau van de emissies waarop de VOS-maatregelen van toepassing zijn, waardoor het reductiepotentieel van de AMINAL – AMINABEL

270


maatregelen in RAINS veel groter werd ingeschat als dat van dezelfde maatregelen in deze sectorstudie. De vergelijking met RAINS is een interessante oefening gebleken voor de analyse van VOSreductie, maar veel minder voor de analyse van SO2 en NOx-reductie omwille van sterk verschillende indelingen in sectoren. Tenslotte moet worden bedacht dat een internationaal inschattingsmodel zoals RAINS op het detailniveau van één bepaalde sector minder accuraat is dan eenzelfde regionale oefening, wat daarom nog niet wil zeggen dat RAINS op nationaal of Vlaams niveau niet accuraat genoeg zou zijn.

AMINAL – AMINABEL

271

Hoofdstuk 9: Evaluatie van de economische haalbaarheid

9.

Evaluatie van de economische haalbaarheid

De evaluatie van de economische haalbaarheid maakt gebruik van de socio-economische informatie die werd verzameld in Hoofdstuk 5 (socio-economische doorlichting) en van de berekeningen die werden gedaan in Hoofdstuk 1 (kostencurven en scenarioberekeningen). Bepaalde economische parameters zullen daarbij in verband worden gebracht met de berekende jaarlijkse kostprijs van de maatregelen die het mogelijk maken de in de diverse beleidsscenario’s vooropgestelde emissiereductiedoelstellingen te bereiken. De moeilijkheid om de economische haalbaarheid op een correcte manier te evalueren, is ondermeer gelegen aan het feit dat raffinaderijen multinationale ondernemingen zijn (of er deel van uit maken), wat de interpreteerbaarheid van jaarrekeningen en de inschatting van de ondernemingspositie en van de financiële draagkracht sterk kan vertekenen. Een tweede, niet minder belangrijk probleem is de (noodgewongen) eenzijdigheid van de analyse: de berekeningen in deze sectorstudie slaan immers hoofdzakelijk op de (private) kosten van de voorgestelde maatregelen, terwijl de indirecte kosten en de (maatschappelijke en private) baten van de voorgestelde maatregelen in het kader van deze studie niet werden bekeken. Ook puur vanuit privaat standpunt (dat van de gereguleerde sector) kan geen correcte kosten-baten analyse gemaakt worden omdat de private kosten en baten overwegend vanuit een korte termijn perspectief werden bekeken111. Afhankelijk van de termijn en de gehanteerde discontovoet zullen lange termijn private kosten en baten al dan niet een invloed uitoefenen op de afweging van de economische haalbaarheid. Een uitspraak over de al of niet economische haalbaarheid van de verschillende beleidsscenario’s mag in het kader van deze studie dan ook niet verwacht worden. De verschillende betrokken partijen kunnen uit de bespreking hierna hun eigen conclusies trekken.

9.1.

Effect op de rentabiliteit

Waar het in de bedrijfswereld vooral om draait, is de rentabiliteit van de onderneming. Een gezonde rentabiliteit is een waarborg voor het voortbestaan van de onderneming, waaruit zowel de kapitaalverschaffers, de werknemers, de leveranciers, de klanten als de overheid profijt halen. Het is dan ook logisch om in de eerste plaats het mogelijk effect van de voorgestelde maatregelen op het bedrijfsresultaat en op de gemiddelde rentabiliteit van de Vlaamse raffinagesector te onderzoeken.

111

Bijvoorbeeld: de private baten ten gevolge van het reduceren van de toekomstige risicopositie van het bedrijf (bv.: aansprakelijkheid ivm. de gezondheid van werknemers en omwonenden, aansprakelijkheid voor bodemvervuiling, veiligheidsrisico’s,…) werden niet in de kostprijs van de maatregelen verrekend.

AMINAL – AMINABEL

273


Tabel 9-1: Verhouding emissiereductiekost op bedrijfsresultaat en totaal vermogen raffinagesector Basisscenario

+ beleidsscenario

Jaarlijkse kost (mln.€)

Bedrijfsresultaat (procent)

Rentabiliteit (procentpunten)

REF/ I10/ G_0,3

NEC (evenredig)

11,00

4,64%

0,42%

BAU/ I5/ G_0,3

NEC (evenredig)

14,54

6,14%

0,56%

REF/ I10/ G_0,3

NEC (indicatief)

15,30

6,46%

0,59%

BAU/ I10/ G_0,3

NEC (evenredig)

15,64

6,60%

0,60%

BAU/ I10/ G_0,5

NEC (evenredig)

18,03

7,61%

0,69%

BAU/ I5/ G_0,3

NEC (indicatief)

26,08

11,01%

1,00%

BAU/ I10/ G_0,3

NEC (indicatief)

29,29

12,36%

1,12%

BAU/ I10/ G_0,5

NEC (indicatief)

31,56

13,32%

1,21%

In bovenstaande tabel werden de kosten van berekende scenario’s (combinaties van basisen beleidsscenario’s) gerangschikt van klein naar groot. Het effect van die jaarlijkse kost op het gewogen gemiddelde bedrijfsresultaat van de raffinagesector van de voorbije vier jaar (1997-2000) beloopt 4,64% tot 13,32%. Het goedkoopste scenario voor de raffinagesector is het tegelijk reduceren van de emissies van 3 polluenten (SO2, NOx, VOS) met het reductiepercentage voor de NEC-doelstelling voor Vlaanderen (evenredig) in de veronderstelling dat (1) de situatie anno 2010 dezelfde is als de situatie anno 2000 en (2) dat het verschil tussen de gasprijs en de prijs van zware stookolie constant blijft blijft (0,3 €/GJ). Aangezien het BAU-scenario verondersteld wordt meer realistisch te zijn, kunnen we rekening houden met een gemiddeld effect van 6% à 13% op het bedrijfsresultaat. De gewogen gemiddelde rentabiliteit112 van de raffinagesector, die in 2000 12,3% bedroeg, zou dus gemiddeld genomen met ongeveer 1%-punt gedaald zijn tot 11,3%. Aangezien de bedrijfsresultaten meestal sterker fluctueren dan het totaal vermogen113, geven we er de voorkeur aan de jaarlijkse kost van de maatregelen te verhouden tot het totaal vermogen en dit percentage te beschouwen als de daling (in procentpunten!) van (gelijk welke) bedrijfsresultaten ten gevolge van de voorgestelde emissiereductiemaatregelen.

112

Bedrijfsresultaat op totaal vermogen.

113

Twee bedenkingen: (1) Het totaal vermogen van raffinaderijen die geen ‘processing’-maatschappijen zijn, kan sterk mee fluctueren met de wereldmarktprijzen voor ruwe olie en afgewerkte producten of ten gevolge van wisselkoerswijzigingen t.o.v. de dollar. (2) In de context van multinationale bedrijven kunnen zowel bedrijfsresultaten als totaal vermogen, ook binnen het kader van wat wettelijk is, boekhoudkundig gemanipuleerd worden via facturatie en prijsafspraken met andere bedrijven uit de groep of via onderlinge leningen.

AMINAL – AMINABEL

274


9.2.

Verhouding tot het gemiddeld jaarlijks investeringsniveau

Een onderneming maakt winst door het inzetten van verschillende productiefactoren: menselijk, financieel en ‘natuurlijk’ kapitaal. Investeringen zijn de veruitwendiging van het inzetten van financiële middelen. Een deel van de investeringen heeft de bedoeling rechtstreeks bij te dragen tot de rentabiliteit van de onderneming (bv.: productiviteitsverbetering), een ander deel ‘ondersteunt’ de rentabiliteit op een nietrechtstreekse wijze (bv. kwaliteitsverbetering) en nog een ander deel levert geen enkele bijdrage aan de rentabiliteit maar dient andere doelen. Milieuinvesteringen kunnen hoofdzakelijk in de laatste twee categorieën ondergebracht worden: procesgeïntegreerde milieuinvesteringen leveren vaak een beperkte bijdrage aan de rentabilteit; end-of-pipe milieuinvesteringen zijn meestal een loutere kostenfactor. Door de totale jaarlijkse kost van de voorgestelde maatregelen te verhouden tot de uit de voorbije jaren berekende gemiddelde jaarlijkse investeringen enerzijds of tot de gemiddelde jaarlijkse milieuinvesteringen anderzijds, kunnen we een beter zicht krijgen op het relatief belang van de extra milieukost die de NEC-richtlijn voor de raffinagesector betekent. Tabel 9-2: Verhouding emissiereductiekost tot jaarlijkse (milieu)investeringen raffinagesector Basisscenario

+ beleidsscenario


Investeringen (procent)

Milieuinvesteringen (9,5%) (procent)

REF/ I10/ G_0,3

NEC (evenredig)

11,00

9,69%

102,05%

BAU/ I5/ G_0,3

NEC (evenredig)

14,54

12,81%

134,89%

REF/ I10/ G_0,3

NEC (indicatief)

15,30

13,48%

141,94%

BAU/ I10/ G_0,3

NEC (evenredig)

15,64

13,78%

145,10%

BAU/ I10/ G_0,5

NEC (evenredig)

18,03

15,89%

167,27%

BAU/ I5/ G_0,3

NEC (indicatief)

26,08

22,99%

241,96%

BAU/ I10/ G_0,3

NEC (indicatief)

29,29

25,81%

271,74%

BAU/ I10/ G_0,5

NEC (indicatief)

31,56

27,82%

292,80%

De jaarlijkse emissiereductiekost voor het behalen van de NEC-doelstellingen beloopt, alnaargelang het scenario, 10% tot 28% van de gewogen gemiddelde investeringen van de raffinagesector in de voorbije vier jaar (1997-2000). Het is niet mogelijk om dezelfde vergelijking met de werkelijke milieu-investeringen te maken omwille van de goede reden dat we die informatie, ondanks herhaaldelijk aandringen, niet van alle raffinaderijen bekomen hebben. De cijfers vermeld in bovenstaande tabel gaan gewoon uit van de veronderstelling dat de milieuinvesteringen 9,5% van de totale investeringen bedragen (zie par. 5.3).

AMINAL – AMINABEL

275


9.3.

Verhouding tot de toegevoegde waarde

De extra kost van de voorgestelde maatregelen voor het bereiken van de NEC-doelstellingen zal relatief weinig effect hebben op de toegevoegde waarde. Enkel het deel dat bestaat uit operationele kosten als gevolg van aankopen van goederen en diensten bij derden zal de toegevoegde waarde doen dalen; investeringen en de inzet van eigen personeel hebben geen effect op de toegevoegde waarde (wel op de rentabiliteit – zie hierboven). Toch worden beide grootheden in onderstaande tabel met elkaar vergeleken om een idee te krijgen van het relatief belang. Tabel 9-3: Verhouding emissiereductiekost tot de toegevoegde waarde in de raffinagesector Basisscenario

+ beleidsscenario


Toegevoegde waarde (procent)

REF/ I10/ G_0,3

NEC (evenredig)

11,00

1,26%

BAU/ I5/ G_0,3

NEC (evenredig)

14,54

1,67%

REF/ I10/ G_0,3

NEC (indicatief)

15,30

1,76%

BAU/ I10/ G_0,3

NEC (evenredig)

15,64

1,80%

BAU/ I10/ G_0,5

NEC (evenredig)

18,03

2,07%

BAU/ I5/ G_0,3

NEC (indicatief)

26,08

3,00%

BAU/ I10/ G_0,3

NEC (indicatief)

29,29

3,36%

BAU/ I10/ G_0,5

NEC (indicatief)

31,56

3,63%

De jaarlijkse emissiereductiekost voor het behalen van de NEC-doelstellingen beloopt, alnaargelang het scenario, 1,3% tot 3,6% van de gewogen gemiddelde toegevoegde waarde van de raffinagesector in de voorbije vier jaar (1997-2000), welke 870 miljoen € bedroeg. Men kan ook stellen dat de toegevoegde waarde met dit percentage dient toe te nemen om de gestegen kosten als gevolg van de bijkomende emissiereductie te compenseren.

9.4.

Effect op de tewerkstelling

Als bedrijven geconfronteerd worden met stijgende kosten, zullen zij proberen om deze kosten ofwel af te wentelen (via een prijsstijging van hun afgewerkte producten), ofwel te compenseren door kostenbesparingen elders, bijvoorbeeld door afvloeiingen van personeel. Een simpele berekening geeft een idee van het mogelijk effect op de tewerkstelling van stijgende kosten. Indien men de totale jaarlijkse kost van de voorgestelde maatregelen deelt door een gemiddelde personeelskost van 75 000 €/manjaar bekomt men een ‘personeelsequivalent’ dat kan verhouden worden tot het gemiddeld aantal werknemers in de sector (in voltijdsequivalenten).

AMINAL – AMINABEL

276


Dit personeelsequivalent kan oplopen tot 21% van de bestaande tewerkstelling (1 950 voltijdse werknemers). Dit is echter een doorrekening die er van uitgaat besparingen enkel en alleen in de personeelskost gezocht worden, wat in de praktijk meestal niet het geval is of niet mogelijk is omwille van technische redenen.

9.5.

Effect op de liquiditeit en de solvabiliteit

Er is enkel een effect op de liquiditeit ‘current ratio’ in de veronderstelling dat de financiële middelen nodig voor de financiering van de voorgestelde emissiereductiemaatregelen met korte termijn vreemde middelen zouden gefinancierd worden. Indien alles met lange termijn middelen (eigen vermogen of vreemd vermogen) zou gefinancierd worden, is er enkel een effect op de solvabiliteit. De financieringsbehoefte kan ruwweg geschat worden op 375 à 450 mln. €114. Op lange termijn gefinancierd met vreemde middelen zou dit de actuele gewogen gemiddelde solvabiliteitsratio over de voorbije 4 jaar (1997-2000) in de Vlaamse raffinagesector met 2,2%-punt of 13% doen dalen.

114

Zijnde 25 à 30 mln. € per jaar (duurste scenario’s) maal de afschrijvingstermijn (15 jaar).

AMINAL – AMINABEL

277

Hoofdstuk 10: Conclusies en beleidsaanbevelingen

10. Conclusies en beleidsaanbevelingen 10.1.

Bespreking per polluent

De specifieke SO2-uitstoot (het aantal kg SO2 dat per ton doorzet wordt uitgestoten) is sinds 1995 continu gedaald. De initiële SO2-emissies bedragen in het REF-scenario (= emissies 2000) 26 234 ton en in het BAU-scenario 27 055 ton (3% hoger). In het BAU-scenario kunnen de emissies met maximaal 23 055 ton (85%) gereduceerd worden, de totale jaarlijkse kost bij deze reductie bedraagt 16,12 miljoen €. Deze reductie wordt gerealiseerd door een combinatie van procesgeïntegreerde maatregelen (31%), hoodzakelijk brandstofsubstitutie, end-of-pipe maatregelen (69%) en organisatorische maatregelen (< 1%). De SO2-reductie heeft veel secundaire effecten op zware metalen en stof maar weinig op NOx. Een wijziging in interestvoet (10% -> 5%) heeft slechts een beperkt effect op de SO2kostencurve in het BAU-scenario. Dezelfde maatregelen worden geselecteerd echter in een licht gewijzigde volgorde. De totale kost bij maximale reductie bedraagt hier 14,62 miljoen € (-9%). Bij een verhoogde gasprijs (+ 0,2 €/GJ) worden in het BAU-scenario dezelfde maatregelen gekozen, wel komen alle brandstofsubstitutie maatregelen voor op het einde van de curve. De totale kost bij maximale reductie bedraagt hier 18,43 miljoen € (+ 14%). Bij de SO2-curve zonder De-SOx maatregel115 kunnen de emissies met maximaal 20 055 ton (74%) gereduceerd worden. De totale kost bij maximale reductie bedraagt 27,66 miljoen €. Alle NEC-doelstellingen voor SO2 kunnen gehaald worden. De totale kosten en marginale kosten voor de verschillende doelstellingen worden weergegeven in de onderstaande tabel. Tabel 10-1: Kosten bij het behalen van de NEC-doelstellingen voor SO2 in het BAU-scenario. NECindicatief

NEC+

NECevenredig

16 450

15 870

11 089


581

581

839


5,38

5,71

9,45

Emmisielimiet

Net als bij de SO2-emissies is de specifieke NOx-uitstoot van de raffinage activiteit (emissies NC3 niet mee in rekening gebracht) sinds 1995 continu gedaald. De initiële NOx-emissies bedragen in het REF-scenario (= emissies 2000) 7 423 ton en in het BAU-scenario 8 757 ton (18% hoger).

115

Omdat de onzekerheid omtrent de mogelijke implementatie van deze maatregel groot is, werd een SO2-curve opgesteld zonder deze maatregel.

AMINAL – AMINABEL

279


In het BAU-scenario kunnen de emissies met maximaal 4 487 ton (51%) gereduceerd worden, de totale jaarlijkse kost bij deze reductie bedraagt 36,99 miljoen €. Deze reductie wordt gerealiseerd door een combinatie van procesgeïntegreerde maatregelen (44%), hoodzakelijk brandstofsubstitutie, end-of-pipe maatregelen (56%) en organisatorische maatregelen (< 1%). De NOx-reductie heeft veel secundaire effecten op de SO2-emissies, emissies van zware metalen en stof-emissies. Een wijziging in interestvoet (10% -> 5%) heeft slechts een beperkt effect op de NOxkostencurve in het BAU-scenario. Dezelfde maatregelen worden geselecteerd echter in een licht gewijzigde volgorde. De totale kost bij maximale reductie bedraagt hier 30,54 miljoen € (-17%). Bij een verhoogde gasprijs (+ 0,2 €/GJ) worden in het BAU-scenario dezelfde maatregelen gekozen, wel komen alle brandstofsubstitutie maatregelen nu iets verder voor op de curve. De totale kost bij maximale reductie bedraagt hier 39,22 miljoen € (+ 6%) De indicatieve en evenredige NEC-doelstellingen voor NOx kunnen gehaald worden. De NEC+ doelstelling kan niet gehaald worden. De totale kosten en marginale kosten voor de verschillende doelstellingen worden weergegeven in de onderstaande tabel. Tabel 10-2: Kosten bij het behalen van de NEC-doelstellingen voor NOx in het BAU-scenario. Emmisielimiet Marginale kost (€/ton) Totale jaarlijkse kost (miljoen €)

NECindicatief

NEC+

NECevenredig

4 320

2 930

5 759

315 377

XXX

7 224

28,14

XXX

11,76

Ondanks de stijgende doorzet is de specifieke VOS-emissie over de jaren significant gedaald. De initiële VOS-emissies bedragen in het REF-scenario (= emissies 2000) 11 786 ton en in het BAU-scenario 10 308 ton (14% lager). In het BAU-scenario kunnen de emissies met maximaal 4 708 ton (46%) gereduceerd worden, de totale jaarlijkse kost bij deze reductie bedraagt 9,33 miljoen €. Deze reductie wordt gerealiseerd door maatregelen op tanks (procesgeïntegreerd, 27%), diffuse emissies (organisatorisch, 54%), waterzuivering en belading (End-of-pipe, 19%). Er zij geen secundaire effecten op andere polluenten. Een wijziging in interestvoet (10% -> 5%) heeft geen effect op de keuze of de volgorde van de maatregelen in VOS-kostencurve voor het BAU-scenario. De totale kost bij maximale reductie bedraagt hier 7,09 miljoen € (-24%). De indicatieve en evenredige NEC-doelstellingen voor VOS kunnen gehaald worden. De NEC+ doelstelling kan niet gehaald worden. De totale kosten en marginale kosten voor de verschillende doelstellingen worden weergegeven in de onderstaande tabel.

AMINAL – AMINABEL

280


Tabel 10-3: Kosten bij het behalen van de NEC-doelstellingen voor VOS in het BAU-scenario. NECindicatief

NEC+

NECevenredig

9 300

1 848

9 702


313

XXX

313


0,25

XXX

0,13

Emmisielimiet

10.2. 10.2.1.

Algemene conclusies Optimalisatie over verschillende polluenten

Een belangrijke conclusie is dat door de optimalisatie van de drie polluenten SO2, NOx, en VOS ook in elk scenario de doelstellingen voor zware metalen en dioxines (bij benadering) gehaald worden, en dat stof-emissies sterk gereduceerd worden (hiervoor is er geen norm). De optimalisatie over verschillende polluenten toont aan welke besparingen in emissiereductiekosten kunnen optreden ten opzichte van een optimalisatie voor slechts één polluent. Tabel 10-4: Kostenbesparing bij optimalisatie over verschillende polluenten.

10.2.2.

Scenario

Besparing emissiereductiekosten

REF, NEC (indicatief)

-24,0%

REF, NEC (evenredig)

-23,7%

BAU, NEC (indicatief)

-13,3%

BAU, NEC (evenredig)

-26,7%

Vergelijking met de IIASA kostencurve

Het Oostenrijks onderzoeksinstituut IIASA heeft een model ontwikkeld (RAINS) dat bepaalt op welke plaats/sector (voor België en 35 andere Europese landen) er hoeveel emissiereducties van VOS, NOx, SO2 en/of NH3 dienen plaats te vinden om op de meest kosteneffectieve wijze vooropgestelde milieudoelstellingen (b.v. voor troposferisch ozon) te behalen. Het RAINS model werkt met dezelfde methodologie (kosteneffectiviteitscurven) als gehanteerd in deze sectorstudie. Het was de uitdrukkelijke vraag van de opdrachtgever om een vergelijking te maken tussen de RAINS kostencurven en de kostencurven van de sectorstudie. De vergelijking met RAINS is een interessante oefening gebleken voor de analyse van VOSreductie, maar veel minder voor de analyse van SO2 en NOx-reductie omwille van sterk verschillende indelingen in sectoren en soms vaag omschreven emissiereductiemaatregelen bij RAINS.

AMINAL – AMINABEL

281


RAINS vertrekt van een flink hoger initieel emissieniveau voor SO2 (in 2010) en voorziet een relatief kleinere emissiereductie dan in de sectorstudie. Vooral het (relatief en absoluut) reductiepotentieel voor de stookemissies werd hoger ingeschat in de sectorstudie. Een belangrijk deel van de verklaring hiervoor is de afwezigheid van brandstofsubstitutie (van vloeibare brandstoffen door (aard)gas) bij RAINS. Op het niveau van emissiereductiemaatregelen (die vergelijkbaar zijn) stelden we vast dat er een ander type De-SOx gehanteerd wordt in de sectorstudie dan in RAINS (hoger rendement, duurder). Ook overschakelen naar laagzwavelige vloeibare brandstof is veel duurder in de sectorstudie.

Voor NOx is het beeld m.b.t. de verschillen in emissies enigszins omgekeerd aan dat van SO2. RAINS vertrekt opnieuw van een iets hoger initieel emissieniveau voor SO2 (in 2010) maar voorziet een (relatief en absoluut) grotere emissiereductie dan in de sectorstudie. Dit is vooral uitgesproken het geval voor de stookemissies. RAINS schat het reductiepotentieel voor de maatregel ‘Low NOx’ twee maal zo groot in als in de sectorstudie waar telkens uitgegaan werd van een eindconcentratie van 200 mg/Nm³. RAINS gaat wellicht nog een stuk verder. Een ander verschil is dat Low NOx branders in de sectorstudie enkel worden toegepast op gasgestookte fornuizen of na omschakelen naar gas; het reductiepotentieel van Low NOx op oliegestookte fornuizen wordt niet bewezen geacht, in tegenstelling tot RAINS. De ‘end-of-pipe’ maatregel ‘SNCR’ wordt niet technisch haalbaar geacht in deze sectorstudie, wel in RAINS. En tenslotte is ‘SCR’ in de sectorstudie duurder, heeft hetzelfde rendement, maar een hoger reductiepotentieel (ook op procesemissies). Voor VOS vertrekt RAINS opnieuw van een hoger initieel emissieniveau (in 2010) t.o.v. de sectorstudie en voorziet daarbij een (relatief en absoluut) grotere emissiereductie. Het verschil zit hoofdzakelijk bij de procesemissies. RAINS vertrekt van dubbel zoveel initiële procesemissies en schat een veel groter reductiepotentieel voor LDAR-systemen. Met betrekking tot de opslagemissies veronderstelt RAINS dat de maatregel ‘installeren van intern vlottende daken in opslagtanks’ reeds volledig is toegepast tegen 2010, wat niet het geval is in de sectorstudie. Bovendien wordt de eenheidsreductiekost daarvan vele malen hoger ingeschat in de sectorstudie dan in RAINS. De maatregel ‘damprecuperatie’ daarentegen is wel relatief goed vergelijkbaar in beide studies. Algemeen moet ook gesteld worden dat de verschillen in eenheidsreductiekosten voor vergelijkbare emissiereductiemaatregelen deels ook te wijten zijn aan verschillen in de gehanteerde afschrijvingstermijnen en de reële discontovoet. Tenslotte moet worden bedacht dat een internationaal inschattingsmodel zoals RAINS op het detailniveau van één bepaalde sector minder accuraat is dan eenzelfde regionale oefening, wat daarom nog niet wil zeggen dat RAINS op (inter)nationaal of Vlaams niveau niet accuraat genoeg zou zijn. 10.2.3.

Economische haalbaarheid

Een uitspraak over de al of niet economische haalbaarheid van de verschillende beleidsscenario’s mag in het kader van deze studie niet verwacht worden. De verschillende AMINAL – AMINABEL

282


betrokken partijen kunnen uit de bespreking elk hun eigen conclusies trekken; wij presenteerden enkel een aantal berekeningen. Indien de maatregelen voor het bereiken van de NEC-doelstellingen voor de verschillende polluenten in het jaar 2000 zouden ingevoerd worden, zou de gewogen gemiddelde rentabiliteit van de raffinagesector, die in 2000 12,3% bedroeg, gemiddeld genomen met ongeveer 1%-punt gedaald zijn tot 11,3%. De jaarlijkse emissiereductiekost voor het behalen van de NEC-doelstellingen beloopt, alnaargelang het scenario, 10% tot 28% van de gewogen gemiddelde investeringen van de raffinagesector in de voorbije vier jaar (1997-2000). De jaarlijkse emissiereductiekost voor het behalen van de NEC-doelstellingen beloopt, alnaargelang het scenario, 1,3% tot 3,6% van de gewogen gemiddelde toegevoegde waarde van de raffinagesector in de voorbije vier jaar (1997-2000). De toegevoegde waarde dient met dit percentage toe te nemen om de gestegen kosten als gevolg van de bijkomende emissiereductie te compenseren. Het personeelsequivalent van de extra jaarlijkse kosten van de emissiereductiemaatregelen kan oplopen tot 21% van de bestaande tewerkstelling (1 950 voltijdse werknemers). Dit is echter een doorrekening die ervan uitgaat dat besparingen enkel en alleen in de personeelskost gezocht zouden worden, wat in de praktijk meestal niet zo is of technisch niet wenselijk is. De financieringsbehoefte kan ruwweg geschat worden op 375 à 450 mln. €116. Op lange termijn gefinancierd met vreemde middelen zou dit de actuele gewogen gemiddelde solvabiliteitsratio over de voorbije 4 jaar (1997-2000) in de Vlaamse raffinagesector met 2,2%-punt of 13% doen dalen.

10.3.

Beleidsinstrumenten

De emissies van de polluenten SO2, NOx, stof, CO, Ni en V van de raffinaderijen worden momenteel gelimiteerd via een bubble-concept. Dit betekent dat de gemiddelde emissieconcentratie van alle stook- en procesinstallaties samen lager moet zijn dan de waarde opgelegd door de bubble. In vergelijking met een normering per individuele stook- of procesinstallatie biedt het bubble concept een zekere flexibiliteit aan de individuele raffinaderijen om de bubble-emissiegrenswaarde te realiseren op een voor hen zo economisch mogelijke manier. Voornamelijk de procesemissies van de raffinaderij worden in sterke mate bepaald door de configuratie van de raffinaderij. Deze configuratie is historisch gegroeid rekening houdend met steeds strenger wordende productspecificaties en wijzigingen in het vraagpatroon naar bepaalde fracties.

116

Zijnde 25 à 30 mln. € per jaar (duurste scenario’s) maal de afschrijvingstermijn (15 jaar).

AMINAL – AMINABEL

283


De vraag die zich stelt is of een verdere reductie van de emissies van de raffinaderijen kan gerealiseerd worden door een verder verstrengen van de bubble concentraties of dat het bubble concept dient verlaten te worden om over te schakelen naar een regelgeving op installatieniveau of dat een combinatie van beide meer aangewezen is. Een gegeven dat daarbij in het achterhoofd moet gehouden worden dat de flexibiliteit, die het bubble concept biedt, groter is naarmate de complexiteit van de raffinaderij groter is. Kleinere, minder complexe raffinaderijen, waar het hoofdaandeel van de emissies afkomstig is van de stookinstallaties, zullen meer problemen hebben om aan een strengere bubble norm te voldoen dan grotere, complexere raffinaderijen, waar ook de procesemissies een aanzienlijke bijdrage tot de bubble leveren. Vandaar dat het logischer lijkt om een eventueel strengere bubble concentratie aan te vullen met een aantal bijkomende regelgevingen op installatie-niveau, zoals de reeds in VLAREM, Titel II opgenomen grenswaarde voor 50 mg/Nm³ voor stof voor de regenerator van de katalytische kraker. Deze aanvullende regelgevingen dienen daarom niet rechtsreeks grenswaarde gericht te zijn. Mogelijke denkpistes, die hierbij door het beleid kunnen worden gevolgd, zijn: ·

een beperking van het maximum zwavelgehalte in vloeibare brandstoffen;

·

het opleggen van een minimum rendement aan de zwavelrecuperatie-eenheid;

·

het opleggen van een minimum aandeel (in % van het totaal geïnstalleerd vermogen) van de warmte dat via gasvormige brandstoffen moet gegegenereerd worden of een maximum aandeel van de warmte dat via vloeibare brandstoffen mag gegenereerd worden;

·

het opleggen van een minimum aandeel (in % van het totaal geïnstalleerd vermogen) van de warmte dat via Low NOx branders moet gegenereerd worden;

·

het niet langer meenemen van bepaalde eenheden, die eerder in de sector van de petrochemie (organische bulkchemicaliën) thuishoren, in de bubble van de raffinaderij.

Voor een verdere reductie van de emissies van VOS kan aan volgende beleidsmaatregelen worden gedacht: ·

een verplichting om alle vlottend dak tanks met dubbele dichtingen uit te rusten, inclusief een regelmatige controle op de toestand van deze dichtingen;

·

een verbod om bepaalde types producten (nafta, ruwe aardolie, …) nog in vast dak tanks op te slaan;

·

een verplicht gebruik van een dampherwinnings- of dampvernietigingseenheid bij het verladen van vluchtige (P1) produkten op trucks en lichters, voor zover deze hiervoor zijn uitgerust;

AMINAL – AMINABEL

284


·

het opzetten van een leak detection and repair systeem, minstens voor deze componenten die een aanzienlijke bijdrage tot de diffuse emissies leveren (kleppen, compressoren en pompen).

AMINAL – AMINABEL

285

Referenties

Referenties 1. Amann, M., Cofala, J., Klimont, Z. (1997) Estimating Costs for Controlling Emissions of VOC from stationary sources in Europe, IIASA, 42 p. (samenvatting) 2. AMINAL, Sectie Lucht (2001) Protocol van het verdrag over grensoverschrijdenden luchtverontreiniging ter bestrijding van verzuring, eutrofiëring en ozon in de omgevingslucht en Europese richtlijn nationale emssiemaxima. 3. APEG (The Airborne Particle Expert Group) (1999): Source apportionment of airborne particulate matter in the United Kingdom. Prepared on behalf of the Department of the Environment, Transport and the Regions, the Welsh Office, the Scottish Office and the Department of the Environment (Northern Ireland). 4. Bechtel Limited (2000) A technical study on fuels technology related to the Auto-Oil II programme. Studie voor Europese Commissie, DG Energie 5. Belgische Petroleumfederatie - BPF (2001) Jaarverslag 2000 BPF. 6. Berdowski, J.J.M., Mulder, W., Veldt, C., Visschedijk, A.J.H., en Zandveld, P.Y.J. (1997): Particulate matter emissions (PM10 -PM2.5 -PM0.1) in Europe in 1990 and 1993. TNO-report, TNO_MEP - R 96/472. 7. Bogaert, G., et. Al. (2000) Economische analyse van de emissiegrenswaarden voor luchtverontreiniging door VOS. Ecolas – CEM-KUL, 358p. 8. BP (2001) BP statistical review of world energy june 2001. 9. BRC Emissiejaarverslagen 1996-2000 10. Chang, T. (1997) Good capacity gains and restructuring highlight worldwide refining. In: Oil & Gas Journal, vol.96 (1998), no. 51, p.33-40, US. 11. Concawe 00/54 (2000) Impact of a 10 ppm sulphur specification for transport fuels on the EU refining industry. Brussel 12. Concawe 87/52(1987) Cost-effectiveness of hydrocarbon emission controls in refineries from crude oil receipt to product dispatch (Concawe Report 87/52). Brussel 13. Concawe 99/01 (1999) Best available techniques to reduce emissions from refineries. Brussel. 14. Concawe 99/56 (1999) EU oil refining industry costs of changing gasoline and diesel fuel characteristics. Brussel 15. CPDP - Comité professionnel du pétrole (2002) Bulletin mensuel décembre 2001. 16. Davey, S.W. (2000) Environmental fluid catalytic cracking technology. ERTC. 17. DISTRIGAS (2001) Nieuwsbrief voor industriële klanten juli 2001. 18. Dougan, T.J. en Riley, J.R. (2002) Reducing FCCU NOx emissions catalytically. ERTC AMINAL – AMINABEL

287

Referenties

19. Duerinck, J., Van Rompaey, H., Siebens, K. (1999) Analyse van de reductiekosten voor NH3, SO2, NOx en VOS, VITO, 88p. 20. Ecolas (2001) Milieueffectrapport Petroplus Refining Antwerp NV 21. Esso Emissiejaarverslagen 1996-2000 22. EU - EUROSTAT (2001) EU Energy and Transport in figures 2001. 23. EU (2000) The European Union’s oil supply. 24. Federaal Planbureau (2001) Figures and facts. 25. Fina Raffinaderij Antwerpen Emissiejaarverslagen 1996-2000 26. Havenbedrijf Antwerpen (1997) Hinterland Antwerp, 3e/4e kwartaal 1997. 27. IFP - Institut Français du Pétrole (2001) Panorama 2002, le point sur raffinage et pétrochimie. 28. International Energy Agency (2001) Oil Market Report. 29. International Institute for applied system analysis – IIASA (1998) Review of data used in RAINS-VOC model. Country specific data set from RAINS-VOC model for Belgium. Laxenburg, Austria, IIASA, 12p. 30. IPPC (Integrated pollution prevention and control), European Commission, European IPPC bureau (2001) Reference Document on Best Available Techniques for Mineral Oil and Gas Refineries. 31. Lükewille, A.; Bertok, I.; Amann, M.; Cofala, J.; Gyarfas, F.; Heyes, C.; Karvosenoja, N.; Klimont, Z. en Schöpp, W. (2001) A Framework to Estimate the Potential and Costs for the Control of Fine Particulate Emissions in Europe – IIASA interim report IR-01-023 32. Lützke, K. (1982) Mit Kaskadenimpaktoren, Feinstaubmessungen an Industrieanlagen. 33. Ministerie van Economische Zaken (2001) Sectorale Balans – Petroleumproducten. 34. Nationale Bank van België (2001) Het economisch belang van de haven van Antwerpen, boekjaar 1999. 35. Nynas Emissiejaarverslagen 1996-2000 36. OECD (2000) World Energy Outlook 2000 – Highlights. 37. Peeters, R., et. al. (2001) Het economisch, financieel en strategisch belang van de haven van Antwerpen. Garant, Leuven – Apeldoorn, 138p. 38. PESA (2000) Oil refining in Belgium. 39. PESA (Petroleum Equipment Suppliers Association) – www.pesa.org/market/belgium/belgium1.html – 7/05/2001 40. Petroplus Refining Antwerp Emissiejaarverslag 2000

AMINAL – AMINABEL

288

Referenties

41. Radler, M. (ed.) (1998) 1998 Worldwide refinery survey. In: Oil & Gas Journal, vol.96, no.51 p.51-52. 42. Remus, R. (2000) Generation and sources of emissions of fine particular matter – new legal provisions on fine particles – Paper presented at IIASA workshop ‘Potential and Costs for Controlling Primary Emissions of Fine Particulate Matter’. 43. Roland Berger & Partner (1997) Study on oil refining in the European Community, prepared for European Commission, DG XVII/B2. London. 44. SGS Ecocare N.V. (2001) MER hervergunning Fina Raffinaderij N.V. 45. SGS Ecocare N.V. (2001) MER voor de oprichting van een isomerisatie- en gasolieontzwavelingseenheid bij Belgian Refining Corporation N.V. 46. Universal Refining Emissiejaarverslagen 1996-1999 47. US EPA (1995) 1995 protocol for equipment leak emission estimates. 48. Vercaemst, P. (2001) Costing Methodology for BAT purposes. 49. Vlaamse Milieumaatschappij (2001) Lozingen in de lucht 1980 – 2000. 50. VROM (1999) Dutch notes on BAT for mineral oil refineries.

AMINAL – AMINABEL

289

mjp Eindrapport. 12 augustus Kris Devoldere, Karl Van Biervliet, Geert Bogaert & Dirk Le Roy. In samenwerking met:

Recommend Documents