17.8.2017 |
IT |
Gazzetta ufficiale dell'Unione europea |
L 212/1 |
DECISIONE DI ESECUZIONE (UE) 2017/1442 DELLA COMMISSIONE
del 31 luglio 2017
che stabilisce le conclusioni sulle migliori tecniche disponibili (BAT), a norma della direttiva 2010/75/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, per i grandi impianti di combustione
[notificata con il numero C(2017) 5225]
(Testo rilevante ai fini del SEE)
LA COMMISSIONE EUROPEA,
visto il trattato sul funzionamento dell'Unione europea,
vista la direttiva 2010/75/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 24 novembre 2010, relativa alle emissioni industriali (prevenzione e riduzione integrate dell'inquinamento) (1), in particolare l'articolo 13, paragrafo 5,
considerando quanto segue:
(1) |
Le conclusioni sulle migliori tecniche disponibili (best available techniques — BAT) fungono da riferimento per stabilire le condizioni di autorizzazione per le installazioni di cui al capo II della direttiva 2010/75/UE e le autorità competenti dovrebbero fissare valori limite di emissione tali da garantire che, in condizioni di esercizio normali, non si superino i livelli di emissione associati alle migliori tecniche disponibili indicati nelle conclusioni sulle BAT. |
(2) |
Il forum istituito con decisione della Commissione del 16 maggio 2011 (2) e composto da rappresentanti degli Stati membri, dei settori industriali interessati e delle organizzazioni non governative che promuovono la protezione dell'ambiente ha trasmesso alla Commissione, il 20 ottobre 2016, il proprio parere in merito al contenuto proposto del documento di riferimento sulle BAT per i grandi impianti di combustione. Il parere è accessibile al pubblico. |
(3) |
Le conclusioni sulle BAT di cui all'allegato della presente decisione sono il nucleo del suddetto documento di riferimento sulle BAT. |
(4) |
Le misure di cui alla presente decisione sono conformi al parere del comitato istituito a norma dell'articolo 75, paragrafo 1, della direttiva 2010/75/UE, |
HA ADOTTATO LA PRESENTE DECISIONE:
Articolo 1
Sono adottate le conclusioni sulle migliori tecniche disponibili (BAT) per i grandi impianti di combustione riportate in allegato.
Articolo 2
Gli Stati membri sono destinatari della presente decisione.
Fatto a Bruxelles, il 31 luglio 2017
Per la Commissione
Karmenu VELLA
Membro della Commissione
(1) GU L 334 del 17.12.2010, pag. 17.
(2) GU C 146 del 17.5.2011, pag. 3.
ALLEGATO
CONCLUSIONI SULLE MIGLIORI TECNICHE DISPONIBILI (BAT — BEST AVAILABLE TECHNIQUES)
AMBITO DI APPLICAZIONE
Le presenti conclusioni relative alle migliori tecniche disponibili (BAT — Best Available Techniques) si riferiscono alle seguenti attività di cui all'allegato I della direttiva 2010/75/UE:
— |
1.1: combustione di combustibili in installazioni con una potenza termica nominale totale pari o superiore a 50 MW, solo quando questa attività ha luogo in impianti di combustione con una potenza termica nominale totale pari o superiore a 50 MW, |
— |
1.4: gassificazione di carbone o altri combustibili in installazioni con una potenza termica nominale totale pari o superiore a 20 MW, solo quando questa attività è direttamente associata a un impianto di combustione, |
— |
5.2: smaltimento o recupero dei rifiuti in impianti di incenerimento dei rifiuti o in impianti di coincenerimento dei rifiuti per i rifiuti non pericolosi con una capacità superiore a 3 t l'ora oppure per i rifiuti pericolosi con una capacità superiore a 10 t al giorno, solo quanto questa attività ha luogo in impianti di combustione contemplati al precedente punto 1.1. |
In particolare, le presenti conclusioni sulle BAT riguardano le attività a monte e a valle direttamente associate alle attività summenzionate, incluse le tecniche applicate di prevenzione e controllo delle emissioni.
I combustibili considerati nelle presenti conclusioni sulle BAT sono tutte le materie combustibili solide, liquide e/o gassose, nella fattispecie:
— |
i combustibili solidi (ad esempio, carbone, lignite, torba), |
— |
la biomassa (quale definita all'articolo 3, punto 31, della direttiva 2010/75/UE), |
— |
i combustibili liquidi (ad esempio, olio combustibile pesante e gasolio), |
— |
i combustibili gassosi (ad esempio, gas naturale, gas contenente idrogeno e gas di sintesi), |
— |
combustibili specifici (ad esempio, i sottoprodotti dell'industria chimica e della siderurgia), |
— |
i rifiuti, tranne i rifiuti urbani misti quali definiti all'articolo 3, punto 39, e gli altri rifiuti enumerati all'articolo 42, paragrafo 2, lettera a, punti ii) e iii), della direttiva 2010/75/UE. |
Le presenti conclusioni sulle BAT non riguardano le seguenti attività:
— |
la combustione di combustibili in unità con potenza termica nominale inferiore a 15 MW, |
— |
gli impianti di combustione con arco di vita limitato o gli impianti di teleriscaldamento che beneficiano di una deroga ai sensi degli articoli 33 e 35 della direttiva 2010/75/UE, fino allo scadere della deroga indicata nell'autorizzazione, per quanto concerne i BAT-AEL relativi agli inquinanti contemplati dalla deroga, nonché agli altri inquinanti le cui emissioni sarebbero state ridotte dalle misure tecniche a cui si è derogato, |
— |
la gassificazione dei combustibili, quando non è direttamente associata alla combustione dei gas di sintesi che ne derivano, |
— |
la gassificazione dei combustibili e la successiva combustione dei gas di sintesi, quando tali attività sono direttamente associate alla raffinazione di petrolio e di gas, |
— |
le attività a monte e a valle non direttamente associate alle attività di combustione o gassificazione, |
— |
la combustione nei forni o nei riscaldatori di processo, |
— |
la combustione negli impianti di post combustione, |
— |
la combustione in torcia, |
— |
la combustione nelle caldaie di recupero e nei bruciatori dei composti ridotti dello zolfo nelle installazioni per la produzione di pasta per carta e carta, già contemplata nelle conclusioni sulle BAT per la produzione di pasta per carta, carta e cartone, |
— |
la combustione dei combustibili di raffineria sul sito della raffineria, già contemplata nelle conclusioni sulle BAT sulla raffinazione di petrolio e di gas, |
— |
lo smaltimento o il recupero dei rifiuti in:
già contemplati nelle conclusioni sulle BAT per l'incenerimento dei rifiuti. |
Altre conclusioni e documenti di riferimento sulle BAT che possono rivestire un interesse ai fini delle attività contemplate dalle presenti conclusioni sulle BAT sono:
— |
sistemi comuni di trattamento/gestione delle acque reflue e dei gas di scarico nell'industria chimica (CWW), |
— |
serie dei BREF sulle sostanze chimiche (LVOC ecc.), |
— |
effetti economici e effetti incrociati (Economic and Cross-Media Effects — ECM), |
— |
emissioni prodotte dallo stoccaggio (Emissions from storage — EFS), |
— |
efficienza energetica (Energy Efficiency — ENE), |
— |
sistemi di raffreddamento industriali (Industrial Cooling Systems — ICS), |
— |
produzione di ferro e acciaio (Iron and Steel Production — IS), |
— |
monitoraggio delle emissioni in atmosfera e nell'acqua da installazioni soggette alla direttiva sulle emissioni industriali (Reference Document on the General Principles of Monitoring — ROM), |
— |
produzione di pasta per carta, carta e cartone (Production of Pulp, Paper and Board — PP), |
— |
raffinazione di petrolio e di gas (Refining of Mineral Oil and Gas — REF), |
— |
incenerimento dei rifiuti (Waste Incineration — WI), |
— |
trattamento dei rifiuti (Waste Treatments — WT). |
DEFINIZIONI
Ai fini delle presenti conclusioni sulle BAT, si applicano le definizioni seguenti:
Termine |
Definizione |
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Termini generici |
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Caldaia |
Qualsiasi impianto di combustione ad eccezione dei motori, delle turbine a gas e dei forni o riscaldatori di processo |
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Turbina a gas a ciclo combinato (combined-cycle gas turbine — CCGT) |
Impianto di combustione che utilizza due cicli termodinamici (il ciclo Brayton e il ciclo Rankine). In una CCGT il calore proveniente dagli effluenti gassosi di una turbina a gas (che produce energia elettrica in base al ciclo Brayton) è trasformato in energia utile in un generatore di vapore a recupero termico (HRSG), dove serve a produrre vapore che in seguito si espande in una turbina a vapore (che funziona secondo il ciclo Rankine per produrre energia elettrica supplementare). Ai fini delle presenti conclusioni sulle BAT, per CCGT s'intende sia la configurazione con combustione supplementare nell'HRSG sia quella senza. |
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Impianto di combustione |
Qualsiasi dispositivo tecnico in cui sono ossidati combustibili al fine di utilizzare il calore così prodotto. Ai fini delle presenti conclusioni sulle BAT, una combinazione di:
è considerata un impianto di combustione singolo. Per calcolare la potenza termica nominale totale di tale combinazione, si somma la capacità di ciascun impianto di combustione interessato, avente capacità almeno pari a 15 MW. |
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Unità di combustione |
Singolo impianto di combustione |
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Misurazioni in continuo |
Misurazione realizzate con un sistema di misurazione automatico installato in loco in modo permanente |
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Scarico diretto |
Scarico (in un corpo idrico ricevente) nel punto in cui le emissioni escono dall'installazione senza ricevere alcun altro trattamento a valle |
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Sistema di desolforazione degli effluenti gassosi (FGD) |
Sistema consistente in una o più tecniche di abbattimento il cui scopo è ridurre il livello di emissioni di SOX di un impianto di combustione |
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Sistema di desolforazione degli effluenti gassosi (FGD) — esistente |
Sistema di desolforazione degli effluenti gassosi (FGD) che non è un nuovo sistema FGD |
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Sistema di desolforazione degli effluenti gassosi (FGD) — nuovo |
Sistema di desolforazione degli effluenti gassosi (FGD) in un nuovo impianto o sistema FGD nel quale almeno una tecnica di abbattimento è stata introdotta o completamente sostituita in un impianto esistente dopo la pubblicazione delle presenti conclusioni sulle BAT |
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Gasolio |
Qualsiasi combustibile liquido derivato dal petrolio classificato con il codice NC 2710 19 25 , 2710 19 29 , 2710 19 47 , 2710 19 48 , 2710 20 17 o 2710 20 19 , oppure qualsiasi combustibile liquido derivato dal petrolio del quale meno di 65 % in volume (comprese le perdite) distilla a 250 °C e del quale almeno 85 % in volume (comprese le perdite) distilla a 350 °C secondo il metodo ASTM D86 |
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Olio combustibile pesante (HFO) |
Qualsiasi combustibile liquido derivato dal petrolio classificato con il codice NC da 2710 19 51 a 2710 19 68 , 2710 20 31 , 2710 20 35 o 2710 20 39 , o qualsiasi combustibile liquido derivato dal petrolio, diverso dal gasolio, che, per i suoi limiti di distillazione, rientra nella categoria di oli pesanti destinati ad essere usati come combustibile e di cui meno di 65 % in volume (comprese le perdite) distilla a 250 °C secondo il metodo ASTM D86. Se la distillazione non può essere determinata con il metodo ASTM D86, il prodotto petrolifero rientra ugualmente nella categoria degli oli combustibili pesanti |
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Rendimento elettrico netto (unità di combustione e IGCC) |
Rapporto tra l'energia elettrica netta prodotta (energia elettrica prodotta sul lato ad alta tensione del trasformatore principale meno l'energia importata — ad esempio, per il consumo dei sistemi ausiliari) e l'energia fornita dal combustibile o dalla materia prima (sotto forma di potere calorifico inferiore del combustibile/della materia prima) entro i confini dell'unità di combustione in un determinato periodo di tempo |
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Efficienza meccanica netta |
Rapporto tra l'energia meccanica resa all'albero e l'energia termica fornita dal combustibile |
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Consumo totale netto di combustibile (unità di combustione e IGCC) |
Rapporto tra l'energia netta prodotta (energia elettrica, acqua calda, vapore, energia meccanica prodotta meno l'energia elettrica e/o termica importata — ad esempio, per il consumo dei sistemi ausiliari) e l'energia fornita dal combustibile (sotto forma del potere calorifico inferiore del combustibile) entro i confini dell'impianto di combustione in un determinato periodo di tempo |
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Consumo totale netto di combustibile (unità di gassificazione) |
Rapporto tra l'energia netta prodotta (energia elettrica, acqua calda, vapore, energia meccanica prodotta e gas di sintesi (sotto forma del potere calorifico inferiore del gas di sintesi) meno l'energia elettrica e/o termica importata (ad esempio, per il consumo dei sistemi ausiliari) e l'energia fornita dal combustibile/materia prima (sotto forma del potere calorifico inferiore del combustibile/materia prima) entro i confini dell'unità di gassificazione in un determinato periodo di tempo |
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Ore operative |
Il tempo, espresso in ore, durante cui un impianto di combustione è interamente o parzialmente in funzione e scarica emissioni in atmosfera, esclusi i periodi di avvio e di arresto |
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Misurazione periodica |
Determinazione del misurando (particolare quantitativo oggetto di misurazione) a definiti intervalli temporali |
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Impianto — esistente |
Impianto che non è un nuovo impianto |
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Impianto — nuovo |
Impianto di combustione autorizzato per la prima volta nell'installazione dopo la pubblicazione delle presenti conclusioni sulle BAT, o sostituzione integrale di un impianto di combustione sulle fondamenta esistenti dopo la pubblicazione delle presenti conclusioni sulle BAT. |
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Impianto di post combustione |
Sistema concepito per depurare gli effluenti gassosi mediante combustione, che non è gestito come impianto di combustione indipendente, quale un impianto di ossidazione termica (cioè inceneritore dei gas di coda), usato per eliminare lo o gli inquinanti (ad esempio i VOC) dagli effluenti gassosi con o senza recupero del calore generato. Le tecniche di combustione a stadi, in cui le varie fasi della combustione hanno luogo in camere distinte e possono conferire al processo di combustione caratteristiche diverse (rapporto combustibile/aria, profilo di temperatura), sono considerate parte integrante del processo di combustione e non assimilate a impianti post combustione. Analogamente, quando i gas generati in un forno/riscaldatore di processo o in un altro processo di combustione sono successivamente ossidati in un altro impianto di combustione per recuperare il loro valore energetico (con o senza l'uso di combustibile ausiliario) per la produzione di energia elettrica, vapore, acqua calda/olio caldo o energia meccanica, quest'ultimo impianto non è considerato un impianto di post combustione |
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Sistema predittivo del monitoraggio delle emissioni (Predictive Emission Monitoring System — PEMS) |
Sistema utilizzato per determinare in maniera continuativa la concentrazione di un inquinante in una sorgente di emissioni, in base al suo rapporto con una serie di parametri caratteristici di processo soggetti a monitoraggio continuo (ad esempio consumo di gas combustibile, rapporto aria/combustibile) e dati qualitativi del combustibile o della materia prima (ad esempio il tenore di zolfo) |
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Combustibili di processo dell'industria chimica |
Sottoprodotti gassosi e/o liquidi generati dall'industria (petrol)chimica e utilizzati come combustibili non commerciali negli impianti di combustione |
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Forni o riscaldatori di processo |
I forni o i riscaldatori di processo sono:
Grazie all'applicazione delle buone prassi del recupero di energia, i forni/riscaldatori di processo possono essere associati a un sistema di generazione di vapore/energia elettrica. Quest'ultimo è parte integrante del forno/riscaldatore di processo e non può essere considerato un sistema a sé stante. |
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Combustibili di raffineria |
Materiale combustibile solido, liquido o gassoso risultante dalle fasi di distillazione e conversione della raffinazione del petrolio greggio. Esempi: gas di raffineria (RFG), gas di sintesi, oli di raffineria e coke di petrolio |
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Residui |
Sostanze o oggetti generati dalle attività che rientrano nel campo di applicazione del presente documento, come i rifiuti o i sottoprodotti |
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Periodi di avvio e di arresto |
Il periodo di funzionamento di un impianto determinato a norma delle disposizioni della decisione di esecuzione 2012/249/UE della Commissione (*1) |
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Unità — esistente |
Unità di combustione che non è una nuova unità |
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Unità — nuova |
Unità di combustione autorizzata per la prima volta nell'impianto di combustione dopo la pubblicazione delle presenti conclusioni sulle BAT, o sostituzione integrale di un'unità di combustione sulle fondamenta esistenti dell'impianto di combustione dopo la pubblicazione delle presenti conclusioni sulle BAT. |
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Valida (media oraria) |
Una media oraria è ritenuta valida in assenza di manutenzione o disfunzioni del sistema di misurazione automatico |
Termine |
Definizione |
Inquinanti/parametri |
|
As |
La somma di arsenico e suoi composti, espressa come As |
C3 |
Idrocarburi con tre atomi di carbonio |
C4+ |
Idrocarburi con almeno quattro atomi di carbonio |
Cd |
La somma di cadmio e dei suoi composti, espressa come Cd |
Cd+Tl |
La somma di cadmio, tallio e loro composti, espressa come Cd + Tl |
CH4 |
Metano |
CO |
Monossido di carbonio |
COD |
Domanda chimica di ossigeno. Quantità di ossigeno necessaria per l'ossidazione completa della materia organica in diossido di carbonio |
COS |
Solfuro di carbonile |
Cr |
La somma di cromo e suoi composti, espressa come Cr |
Cu |
La somma del rame e suoi composti, espressa come Cu |
Polveri |
Particolato (atmosferico) totale |
Fluoruri |
Fluoruri disciolti, espressi come F- |
H2S |
Acido solfidrico |
HCl |
Tutti i composti inorganici gassosi del cloro, espressi come HCl |
HCN |
Cianuro di idrogeno |
HF |
Tutti i composti inorganici gassosi del fluoro, espressi come HF |
Hg |
La somma di mercurio e suoi composti, espressa come Hg |
N2O |
Monossido di diazoto (protossido di azoto) |
NH3 |
Ammoniaca |
Ni |
La somma di nichel e suoi composti, espressa come Ni |
NOX |
La somma del monossido di azoto (NO) e del diossido di azoto (NO2), espressa come NO2 |
Pb |
La somma di piombo e suoi composti, espressa come Pb |
PCDD/F |
policlorodibenzo-p-diossine e -furani |
RCG |
Concentrazione grezza negli effluenti gassosi. Concentrazione di SO2 negli effluenti gassosi grezzi come media annua (alle condizioni standard indicate nella sezione Considerazioni generali) all'ingresso del sistema di abbattimento delle emissioni di SOX, espressa a un tenore di ossigeno (O2) di riferimento di 6 % in volume. |
Sb +As + Pb + Cr + Co + Cu + Mn + Ni + V |
La somma di antimonio, arsenico, piombo, cromo, cobalto, rame, manganese, nichel, vanadio e loro composti, espressa come Sb + As + Pb + Cr + Co + Cu + Mn + Ni + V |
SO2 |
Anidride solforosa |
SO3 |
Anidride solforica |
SOX |
La somma di anidride solforosa (SO2) e anidride solforica (SO3), espressa come SO2 |
Solfati |
Solfati disciolti, espressi come SO4 2- |
Solfuri, a facile rilascio |
La somma di solfuri disciolti e solfuri non disciolti a facile rilascio all'acidificazione, espressa come S2- |
Solfiti |
Solfiti disciolti, espressi come SO3 2- |
TOC |
Carbonio organico totale, espresso come C (nell'acqua) |
TSS |
Solidi sospesi totali. Concentrazione di massa di tutti i solidi sospesi (nell'acqua), misurati per filtrazione mediante filtri in fibra di vetro e gravimetria. |
TVOC |
Carbonio organico volatile totale, espresso come C (nell'atmosfera) |
Zn |
La somma di zinco e suoi composti, espressa come Zn |
ACRONIMI
Ai fini delle presenti conclusioni sulle BAT, si applicano gli acronimi riportati di seguito:
Acronimo |
Definizione |
ASU (Air supply unit) |
Unità di alimentazione dell'aria |
CCGT (Combined-cycle gas turbine) |
Turbina a gas a ciclo combinato, con o senza combustione supplementare |
CFB (Circulating fluidised bed) |
Letto fluido circolante |
CHP (Combined heat and power) |
Cogenerazione di calore ed elettricità |
COG (Coke oven gas) |
Gas di cokeria |
COS (Carbonyl sulphide) |
Solfuro di carbonile |
DLN (Dry low-NO X burners) |
Bruciatori a bassa emissione di NOX a secco |
DSI (Duct sorbent injection) |
Iniezione in linea di sorbente |
ESP (Electrostatic precipitator) |
Precipitatore elettrostatico |
FBC (Fluidised bed combustion) |
Combustione a letto fluido |
FGD (Flue-gas desulphurisation) |
Desolforazione degli effluenti gassosi |
HFO (Heavy fuel oil) |
Olio combustibile pesante |
HRSG (Heat recovery steam generator) |
Generatore di vapore a recupero di calore |
IGCC (Integrated gasification combined cycle) |
Ciclo integrato con impianto di gassificazione |
LHV (Lower heating value) |
Potere calorifico inferiore |
LNB (Low-NO X burners) |
Bruciatori a basse emissioni di NOX |
GNL |
Gas naturale liquefatto |
OCGT (Open-cycle gas turbine) |
Turbina a gas a circuito aperto |
OTNOC (Other than normal operating conditions) |
Condizioni di esercizio diverse da quelle normali |
PC (Pulverised combustion) |
Combustione di polverino |
PEMS (Predictive emissions monitoring system) |
Sistema predittivo del monitoraggio delle emissioni |
SCR (Selective catalytic reduction) |
Riduzione catalitica selettiva |
SDA (Spray dry absorber) |
Atomizzatore, assorbitore a secco |
SNCR (Selective non-catalytic reduction) |
Riduzione non catalitica selettiva |
CONSIDERAZIONI GENERALI
Migliori tecniche disponibili
Le tecniche elencate e descritte nelle presenti conclusioni sulle BAT non sono prescrittive né esaustive. È possibile utilizzare altre tecniche che garantiscano un livello quanto meno equivalente di protezione dell'ambiente.
Salvo diversa indicazione, le presenti conclusioni sulle BAT sono generalmente applicabili.
Livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL)
Laddove siano indicati livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL) per diversi periodi di calcolo della media, tutti i BAT-AEL indicati devono essere rispettati.
I BAT-AEL indicati nelle presenti conclusioni sulle BAT possono non applicarsi alle turbine e ai motori a gas o a combustibile liquido utilizzati nelle situazioni di emergenza per un numero annuo di ore inferiore a 500, quando tali situazioni di emergenza non sono compatibili con il rispetto dei BAT-AEL.
BAT-AEL per le emissioni in atmosfera
I livelli di emissioni in atmosfera associati alle migliori tecniche disponibili indicati nelle presenti conclusioni sulle BAT si riferiscono alle concentrazioni espresse, in mg/Nm3, μg/Nm3 o ng I-TEQ/Nm3, come massa della sostanza emessa per volume di effluente gassoso, alle seguenti condizioni standard: gas secco a una temperatura di 273,15 K e una pressione di 101,3 kPa.
Il monitoraggio associato ai BAT-AEL per le emissioni in atmosfera è illustrato nella BAT 4.
Le condizioni di riferimento dell'ossigeno utilizzato per esprimere i BAT-AEL nel presente documento sono illustrate nella tabella in appresso.
Attività |
Livello di ossigeno di riferimento(OR) |
Combustione di combustibili solidi |
6 % in volume |
Combustione di combustibili solidi in combinazione con combustibili liquidi e/o gassosi |
|
Coincenerimento dei rifiuti |
|
Combustione di combustibili liquidi e/o gassosi quando non ha luogo in turbina o motore a gas |
3 % in volume |
Combustione di combustibili liquidi e/o gassosi quando ha luogo in turbina o motore a gas |
15 % in volume |
Combustione in impianti IGCC |
L'equazione per calcolare la concentrazione delle emissioni corrispondenti al livello di ossigeno di riferimento è la seguente:
dove:
ER |
: |
concentrazione delle emissioni al livello di ossigeno di riferimento OR; |
OR |
: |
livello di ossigeno di riferimento in percentuale in volume (%); |
EM |
: |
concentrazione misurata dell'emissione; |
OM |
: |
livello misurato di ossigeno in percentuale in volume (%). |
Per i periodi di calcolo della media, si applicano le seguenti definizioni:
Periodo di calcolo della media |
Definizione |
Media giornaliera |
Media su un periodo di 24 ore delle medie orarie valide misurate in continuo |
Media annua |
Media su un periodo di un anno delle medie orarie valide misurate in continuo |
Media del periodo di campionamento |
Valore medio di tre misurazioni consecutive di almeno 30 minuti ciascuna (1) |
Media dei campioni su un anno |
Media dei valori ottenuti in un anno delle misurazioni periodiche effettuate alla frequenza di monitoraggio stabilita per ciascun parametro |
BAT-AEL per le emissioni nell'acqua
I livelli di emissioni nell'acqua associati alle migliori tecniche disponibili indicati nelle presenti conclusioni sulle BAT si riferiscono alle concentrazioni espresse, in μg/l, mg/l, o g/l, come massa della sostanza emessa per volume d'acqua. I BAT-AEL si riferiscono alle medie giornaliere, ossia a campioni compositi proporzionali al flusso prelevati su 24 ore. Si possono utilizzare campioni compositi proporzionali al tempo purché sia dimostrata una sufficiente stabilità del flusso.
Il monitoraggio associato ai BAT-AEL per le emissioni nell'acqua è illustrato nella BAT 5.
Livelli di efficienza energetica associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEEL)
Il livello di efficienza energetica associato alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEEL) si riferisce al rapporto tra l'energia netta prodotta dall'unità di combustione e l'energia fornita all'unità di combustione dal combustibile o dalla materia prima, alle condizioni effettive di progetto. L'energia netta prodotta è determinata entro i confini dell'unità di combustione, gassificazione o IGCC, compresi i sistemi ausiliari (ad esempio, i sistemi di trattamento degli effluenti gassosi) e per l'unità in funzione a pieno carico.
Nel caso di impianti di cogenerazione di calore ed energia (CHP):
— |
il BAT-AEEL per il consumo totale netto di combustibile si riferisce all'unità di combustione funzionante a pieno carico e configurata in modo da ottimizzare in primis il calore fornito e, in secondo luogo, la generazione di energia elettrica residua possibile, |
— |
il BAT-AEEL per il rendimento elettrico netto si riferisce all'unità di combustione che genera solo energia elettrica a pieno carico. |
I BAT-AEEL sono espressi in percentuale. L'energia fornita dal combustibile o dalla materia prima è espressa come potere calorifico inferiore (LHV).
Il monitoraggio associato ai BAT-AEEL è illustrato nella BAT 2.
Classificazione delle unità/degli impianti di combustione in base alla potenza termica nominale totale
Ai fini delle presenti conclusioni sulle BAT, negli intervalli di valori indicati per la potenza termica nominale totale il limite inferiore s'intende incluso nell'intervallo e il limite superiore s'intende escluso dall'intervallo. Ad esempio, nella categoria di impianti 100–300 MWth sono inclusi gli impianti di combustione di potenza termica nominale totale pari o superiore a 100 MW e inferiore a 300 MW.
La parte di un impianto di combustione che scarica effluenti gassosi tramite uno o più condotti separati in un camino comune ed è in funzione meno di 1 500 ore/anno può essere considerata separatamente ai fini delle presenti conclusioni sulle BAT. Per tutte le parti dell'impianto si applicano i BAT-AEL in base alla potenza termica nominale totale dell'impianto. In tali casi, le emissioni scaricate attraverso ciascuno dei suddetti condotti sono monitorate separatamente.
1. CONCLUSIONI GENERALI SULLE BAT
Le conclusioni sulle BAT specifiche per combustibile illustrate nelle sezioni da 2 a 7 si applicano in aggiunta alle conclusioni generali sulle BAT di cui alla presente sezione.
1.1. Sistemi di gestione ambientale
BAT 1. |
Per migliorare la prestazione ambientale complessiva, la BAT consiste nell'istituire e applicare un sistema di gestione ambientale avente tutte le seguenti caratteristiche:
Se in esito a una valutazione risulta che nessuno degli elementi elencati nei punti da x a xvi sono necessari, viene redatto un verbale della decisione con i motivi che l'hanno determinata. |
Applicabilità
L'ambito di applicazione (ad esempio, il livello di dettaglio) e la natura del sistema di gestione ambientale (ad esempio, standardizzato o non standardizzato) dipendono in genere dalla natura, dalle dimensioni e dalla complessità dell'installazione, così come dall'insieme dei suoi possibili effetti sull'ambiente.
1.2. Monitoraggio
BAT 2. |
La BAT consiste nel determinare il rendimento elettrico netto e/o il consumo totale netto di combustibile e/o l'efficienza meccanica netta delle unità di gassificazione, IGCC e/o di combustione mediante l'esecuzione di una prova di prestazione a pieno carico (2), secondo le norme EN, dopo la messa in servizio dell'unità e dopo ogni modifica che potrebbe incidere in modo significativo sul rendimento elettrico netto e/o sul consumo totale netto di combustibile e/o sull'efficienza meccanica netta dell'unità. Se non sono disponibili norme EN, la BAT consiste nell'applicare le norme ISO, le norme nazionali o altre norme internazionali che assicurino di ottenere dati di qualità scientifica equivalente. |
BAT 3. |
La BAT consiste nel monitorare i principali parametri di processo relativi alle emissioni in atmosfera e nell'acqua, tra cui quelli indicati di seguito.
|
BAT 4. |
La BAT consiste nel monitorare le emissioni in atmosfera almeno alla frequenza indicata di seguito e in conformità con le norme EN. Se non sono disponibili norme EN, la BAT consiste nell'applicare le norme ISO, le norme nazionali o altre norme internazionali che assicurino di ottenere dati di qualità scientifica equivalente.
|
BAT 5. |
La BAT consiste nel monitorare le emissioni in acqua derivanti dal trattamento degli effluenti gassosi almeno alla frequenza indicata di seguito e in conformità con le norme EN. Se non sono disponibili norme EN, la BAT consiste nell'applicare le norme ISO, le norme nazionali o altre norme internazionali che assicurino di ottenere dati di qualità scientifica equivalente.
|
1.3. Prestazioni ambientali generali e di combustione
BAT 6. |
Per migliorare le prestazioni ambientali generali degli impianti di combustione e per ridurre le emissioni in atmosfera di CO e delle sostanze incombuste, la BAT consiste nell'ottimizzare la combustione e nel fare uso di un'adeguata combinazione delle tecniche indicate di seguito.
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BAT 7. |
Al fine di ridurre le emissioni di ammoniaca in atmosfera dovute alla riduzione catalitica selettiva (SCR) e/o alla riduzione non catalitica selettiva (SNCR) utilizzata per abbattere le emissioni di NOX, la BAT consiste nell'ottimizzare la configurazione e/o il funzionamento dell'SCR e/o SNCR (ad esempio, ottimizzando il rapporto reagente/NOX, distribuendo in modo omogeneo il reagente e calibrando in maniera ottimale l'iniezione di reagente) Livelli di emissioni associati alla BAT Il livello di emissioni associato alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di NH3 risultanti dall'uso dell'SCR e/o SNCR è < 3–10 mg/Nm3 come media annuale o media del periodo di campionamento. Il limite inferiore dell'intervallo si può ottenere utilizzando l'SCR, mentre il limite superiore utilizzando l'SNCR, senza ricorrere a tecniche di abbattimento a umido. Nel caso degli impianti che bruciano biomassa e funzionano a carico variabile, così come nel caso di motori funzionanti a HFO e/o gasolio, il limite superiore dell'intervallo BAT-AEL è di 15 mg/Nm3. |
BAT 8. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera durante le normali condizioni di esercizio, la BAT consiste nell'assicurare, mediante adeguata progettazione, esercizio e manutenzione, che il funzionamento e la disponibilità dei sistemi di abbattimento delle emissioni siano ottimizzati. |
BAT 9. |
Al fine di migliorare le prestazioni ambientali generali degli impianti di combustione e/o di gassificazione e ridurre le emissioni in atmosfera, la BAT consiste nell'includere gli elementi seguenti nei programmi di garanzia della qualità/controllo della qualità per tutti i combustibili utilizzati, nell'ambito del sistema di gestione ambientale (cfr. BAT 1):
Descrizione La caratterizzazione iniziale e le prove periodiche del combustibile possono essere eseguite dal gestore e/o dal fornitore del combustibile. Se eseguite dal fornitore, i risultati completi sono forniti al gestore sotto forma di specifica di prodotto (combustibile) e/o di garanzia del fornitore.
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BAT 10. |
Al fine di ridurre le emissioni in atmosfera e/o nell'acqua durante condizioni di esercizio diverse da quelle normali, la BAT consiste nell'elaborare e attuare, nell'ambito del sistema di gestione ambientale (cfr. BAT 1), un piano di gestione commisurato alla rilevanza dei potenziali rilasci di inquinanti che comprenda i seguenti elementi:
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BAT 11. |
La BAT consiste nel monitorare adeguatamente le emissioni in atmosfera e/o nell'acqua durante le condizioni di esercizio diverse da quelle normali. Descrizione Il monitoraggio può essere eseguito misurando direttamente le emissioni o monitorando parametri sostitutivi, se di comprovata qualità scientifica equivalente o migliore rispetto alla misurazione diretta delle emissioni. Le emissioni nei periodi di avvio e arresto (SU/SD) possono essere valutate in base alla misurazione dettagliata delle emissioni eseguita per una procedura tipica di avvio/arresto almeno una volta l'anno e utilizzando i risultati della misurazione per stimare le emissioni di ogni periodo di avvio e arresto durante l'anno. |
1.4. Efficienza energetica
BAT 12. |
Al fine di aumentare l'efficienza energetica delle unità di combustione, gassificazione e/o IGCC in funzione ≥ 1 500 ore/anno, la BAT consiste nell'utilizzare una combinazione adeguata delle tecniche indicate di seguito.
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1.5. Consumo d'acqua ed emissioni nell'acqua
BAT 13. |
Al fine di ridurre il consumo d'acqua e il volume delle acque reflue contaminate emesse, la BAT consiste nell'utilizzare una o entrambe le tecniche indicate di seguito.
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BAT 14. |
Al fine di prevenire la contaminazione delle acque reflue non contaminate e ridurre le emissioni nell'acqua, la BAT consiste nel tenere distinti i flussi delle acque reflue e trattarli separatamente, in funzione dell'inquinante. Descrizione I flussi di acque reflue che sono generalmente tenuti divisi e trattati separatamente comprendono le acque meteoriche di dilavamento superficiale, l'acqua di raffreddamento, e le acque reflue da trattamento degli effluenti gassosi. Applicabilità L'applicabilità negli impianti esistenti è subordinata alla configurazione dei sistemi di drenaggio. |
BAT 15. |
Al fine di ridurre l'emissione nell'acqua di acque reflue da trattamento degli effluenti gassosi, la BAT consiste nell'utilizzare una combinazione adeguata delle tecniche indicate di seguito e utilizzare tecniche secondarie il più vicino possibile alla sorgente per evitare la diluizione.
I BAT-AEL si riferiscono agli scarichi diretti in un corpo idrico ricevente nel punto d'uscita dall'installazione. Tabella 1 BAT-AEL per gli scarichi diretti in un corpo idrico ricevente risultanti dal trattamento degli effluenti gassosi
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1.6. Gestione dei rifiuti
BAT 16. |
Al fine di ridurre la quantità da smaltire dei rifiuti risultanti dalla combustione e/o dal processo di gassificazione e dalle tecniche di abbattimento, la BAT consiste nell'organizzare le operazioni in modo da ottimizzare, in ordine di priorità e secondo la logica del ciclo di vita:
attuando le tecniche indicate di seguito opportunamente combinate:
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1.7. Emissioni sonore
BAT 17. |
Al fine di ridurre le emissioni sonore, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche indicate di seguito.
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2. CONCLUSIONI SULLE BAT PER LA COMBUSTIONE DI COMBUSTIBILI SOLIDI
2.1. Conclusioni sulle BAT per la combustione di carbone, e/o lignite
Salvo diversa indicazione, le conclusioni sulle BAT di cui alla presente sezione sono generalmente applicabili alla combustione di carbone e/o lignite. Esse si applicano in aggiunta alle conclusioni generali sulle BAT di cui alla sezione1.
2.1.1.
BAT 18. |
Al fine di migliorare la prestazione ambientale generale della combustione di carbone e/o lignite, e in aggiunta alla BAT 6, la BAT consiste nell'utilizzare la tecnica indicata di seguito.
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2.1.2.
BAT 19. |
Al fine di aumentare l'efficienza energetica della combustione di carbone e/o lignite, la BAT consiste nell'utilizzare un'adeguata combinazione delle tecniche indicate nella BAT 12 e in appresso.
Tabella 2 Livelli di efficienza energetica associati alla BAT (BAT-AEEL) per la combustione di carbone e/o lignite
|
2.1.3.
BAT 20. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di NOX limitando le emissioni in atmosfera di CO e N2O risultanti dalla combustione di carbone e/o lignite, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 3 Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di NOX risultanti dalla combustione di carbone e/o lignite
A titolo indicativo, i livelli annuali medi di emissione di CO per gli impianti di combustione esistenti in funzione ≥ 1 500 ore/anno o per gli impianti di combustione nuovi sono in genere i seguenti:
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2.1.4.
BAT 21. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di SOX, HCl e HF risultanti dalla combustione di carbone e/o lignite, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 4 Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di SO2 risultante dalla combustione di carbone e/o lignite
Nel caso di un impianto di combustione con potenza termica nominale totale superiore a 300 MW, che è specificamente progettato per utilizzare combustibili indigeni a base di lignite e che può dimostrare di non essere in grado di raggiungere, per ragioni tecnico-economiche, i BAT-AEL di cui alla tabella 4, non si applicano i BAT-AEL per la media giornaliera di cui alla tabella 4 e il limite superiore dell'intervallo BAT-AEL per la media annua è il seguente:
Tabella 5 Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di HCl e HF risultanti dalla combustione di carbone e/o lignite
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2.1.5.
BAT 22. |
Al fine di ridurre le emissioni in atmosfera di polveri e metalli inglobati nel particolato risultanti dalla combustione di carbone e/o lignite, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 6 Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di polveri risultanti dalla combustione di carbone e/o lignite
|
2.1.6.
BAT 23. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di mercurio risultanti dalla combustione di carbone e/o lignite, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 7 Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di mercurio risultanti dalla combustione di carbone e lignite
|
2.2. Conclusioni sulle BAT per la combustione di biomassa solida e/o torba
Salvo diversa indicazione, le conclusioni sulle BAT di cui alla presente sezione sono generalmente applicabili alla combustione di biomassa solida e/o torba. Esse si applicano in aggiunta alle conclusioni generali sulle BAT di cui alla sezione 1.
2.2.1.
Tabella 8
Livelli di efficienza energetica associati alla BAT (BAT-AEEL) per la combustione di biomassa solida e/o torba
Tipo di unità di combustione |
||||
Rendimento elettrico netto (%) (75) |
||||
Unità nuova (78) |
Unità esistente |
Unità nuova |
Unità esistente |
|
Caldaia a biomassa solida e/o torba |
da 33,5 a > 38 |
28–38 |
73–99 |
73–99 |
2.2.2.
BAT 24. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di NOX limitando le emissioni in atmosfera di CO e N2O risultanti dalla combustione di biomassa solida e/o torba, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 9 Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di NOX risultanti dalla combustione di biomassa solida e/o torba
A titolo indicativo, i livelli medi annui delle emissioni di CO sono in genere:
|
2.2.3.
BAT 25. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di SOX, HCl e HF risultanti dalla combustione di biomassa solida e/o torba, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 10 Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di SO2 risultanti dalla combustione di biomassa solida e/o torba
Tabella 11 Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di HCl e HF risultanti dalla combustione di biomassa solida e/o torba
|
2.2.4.
BAT 26. |
Al fine di ridurre le emissioni in atmosfera di polveri e metalli inglobati nel particolato risultanti dalla combustione di biomassa solida e/o torba, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 12 Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di polveri risultanti dalla combustione di biomassa solida e/o torba
|
2.2.5.
BAT 27. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di mercurio risultanti dalla combustione di biomassa solida e/o torba, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Il livello di emissioni associato alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di mercurio risultanti dalla combustione di biomassa solida e/o torba è < 1–5 μg/Nm3 come media del periodo di campionamento. |
3. CONCLUSIONI SULLE BAT PER LA COMBUSTIONE DI COMBUSTIBILI LIQUIDI
Le conclusioni sulle BAT di cui alla presente sezione non si applicano agli impianti di combustione su piattaforme off-shore, che sono contemplati alla sezione 4.3.
3.1. Caldaie a HFO e/o gasolio
Salvo diversa indicazione, le conclusioni sulle BAT illustrate nella presente sezione sono generalmente applicabili alla combustione di HFO e/o gasolio nelle caldaie. Esse si applicano in aggiunta alle conclusioni generali sulle BAT di cui alla sezione 1.
3.1.1.
Tabella 13
Livelli di efficienza energetica associati alla BAT (BAT-AEEL) per la combustione di HFO e/o gasolio nelle caldaie
Tipo di unità di combustione |
||||
Rendimento elettrico netto (%) |
Consumo totale netto di combustibile (%) (101) |
|||
Unità nuova |
Unità esistente |
Unità nuova |
Unità esistente |
|
Caldaia a HFO e/o gasolio |
> 36,4 |
35,6–37,4 |
80–96 |
80–96 |
3.1.2.
BAT 28. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di NOX limitando le emissioni in atmosfera di CO risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nelle caldaie, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 14 Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di NOX risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nelle caldaie
A titolo indicativo, i livelli medi annui delle emissioni di CO sono in genere:
|
3.1.3.
BAT 29. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di SOX, HCl e HF risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nelle caldaie, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 15 Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di SO2 risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nelle caldaie
|
3.1.4.
BAT 30. |
Al fine di ridurre le emissioni in atmosfera di polveri e metalli inglobati nel particolato risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nelle caldaie, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 16 Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di polveri risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nelle caldaie
|
3.2. Motori a HFO e/o gasolio
Salvo diversa indicazione, le conclusioni sulle BAT illustrate nella presente sezione sono generalmente applicabili alla combustione di HFO e/o gasolio nei motori alternativi. Esse si applicano in aggiunta alle conclusioni generali sulle BAT di cui alla sezione 1.
Per quanto riguarda i motori a HFO e/o gasolio, le tecniche secondarie di abbattimento di NOx, SO2 e polveri potrebbero non essere applicabili a motori in isole che fanno parte di un piccolo sistema isolato (117) o di un microsistema isolato (118), a motivo di vincoli tecnici, economici e logistici/infrastrutturali, nelle more di una loro interconnessione alla rete di energia elettrica di terraferma o dell'accesso a una fornitura di gas naturale. I BAT-AEL per tali motori saranno pertanto applicabili nei piccoli sistemi isolati e nei microsistemi isolati a decorrere dal 1o gennaio 2025 per i nuovi motori, e dal 1o gennaio 2030 per i motori esistenti.
3.2.1.
BAT 31. |
Al fine di aumentare l'efficienza energetica della combustione di HFO e/o gasolio nei motori alternativi, la BAT consiste nell'utilizzare un'adeguata combinazione delle tecniche indicate nella BAT 12 e in appresso.
Tabella 17 Livelli di efficienza energetica associati alla BAT (BAT-AEEL) per la combustione di HFO e/o gasolio nei motori alternativi
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3.2.2.
BAT 32. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di NOX risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nei motori alternativi, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
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BAT 33. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di CO e composti organici volatili risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nei motori alternativi, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 18 Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di NOX risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nei motori alternativi
A titolo indicativo, per gli impianti di combustione esistenti che bruciano soltanto HFO e funzionanti ≥ 1 500 ore/anno o per gli impianti di combustione nuovi che bruciano solo HFO:
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3.2.3.
BAT 34. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di SOX, HCl e HF risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nei motori alternativi, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 19 Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di SO2 risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nei motori alternativi
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3.2.4.
BAT 35. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di polveri e metalli inglobati nel particolato risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nei motori alternativi, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 20 Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di polveri e metalli inglobati nel particolato risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nei motori alternativi
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3.3. Turbine a gas alimentate a gasolio
Salvo diversa indicazione, le conclusioni sulle BAT illustrate nella presente sezione sono generalmente applicabili alla combustione di gasolio nelle turbine a gas. Esse si applicano in aggiunta alle conclusioni generali sulle BAT di cui alla sezione 1.
3.3.1.
BAT 36. |
Al fine di aumentare l'efficienza energetica della combustione di gasolio nelle turbine a gas, la BAT consiste nell'utilizzare un'adeguata combinazione delle tecniche indicate nella BAT 12 e in appresso.
Tabella 21 Livelli di efficienza energetica associati alla BAT (BAT-AEEL) per le turbine a gas alimentate a gasolio
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3.3.2.
BAT 37. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di NOX risultanti dalla combustione di gasolio nelle turbine a gas, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
|
BAT 38. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di CO risultanti dalla combustione di gasolio nelle turbine a gas, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
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A titolo indicativo, il livello delle emissioni in atmosfera di NOX risultanti dalla combustione di gasolio nelle turbine a gas a doppia alimentazione utilizzate nelle situazioni di emergenza < 500 ore/anno è in genere 145-250 mg/Nm3 come media giornaliera o come media del periodo di campionamento.
3.3.3.
BAT 39. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di SOX e polveri risultanti dalla combustione di gasolio nelle turbine a gas, la BAT consiste nell'utilizzare la tecnica indicata di seguito.
Tabella 22 Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di SO2 e polveri risultanti dalla combustione di gasolio nelle turbine a gas, comprese le turbine a gas a doppia alimentazione
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4. CONCLUSIONI SULLE BAT PER LA COMBUSTIONE DI COMBUSTIBILI GASSOSI
4.1. Conclusioni sulle BAT per la combustione di gas naturale
Salvo diversa indicazione, le conclusioni sulle BAT presentate in questa sezione sono generalmente applicabili alla combustione di gas naturale. Si applicano in aggiunta alle conclusioni generali sulle BAT di cui alla sezione 1. Non si applicano agli impianti di combustione su piattaforme off-shore, che sono contemplati nella sezione 4.3.
4.1.1.
BAT 40. |
Al fine di aumentare l'efficienza della combustione di gas naturale, la BAT consiste nell'utilizzare una combinazione adeguata delle tecniche indicate nella BAT 12 e di seguito.
Tabella 23 Livelli di efficienza energetica associati alla BAT (BAT-AEEL) per la combustione di gas naturale
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4.1.2.
BAT 41. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di NOX in atmosfera risultanti dalla combustione di gas naturale nelle caldaie, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
|
BAT 42. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di NOX in atmosfera risultanti dalla combustione di gas naturale nelle turbine a gas, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
|
BAT 43. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di NOX in atmosfera risultanti dalla combustione di gas naturale nei motori, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
|
BAT 44. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di CO in atmosfera risultanti dalla combustione di gas naturale, la BAT consiste nell'ottimizzare la combustione e/o utilizzare catalizzatori ossidanti. Descrizione Cfr. descrizioni alla sezione 8.3. Tabella 24 Livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di NOX risultanti dalla combustione di gas naturale nelle turbine a gas
A titolo indicativo, i livelli medi annui di emissione di CO per ciascun tipo di impianti di combustione esistenti in funzione ≥ 1 500 ore/anno e per ciascun tipo di impianti di combustione nuovi sono in genere i seguenti:
Nel caso di una turbina a gas dotata di bruciatori DLN, questi livelli indicativi corrispondono ai periodi di effettivo funzionamento dei DLN. Tabella 25 Livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di NOX risultanti dalla combustione di gas naturale in caldaie e motori
A titolo indicativo, i livelli medi annui delle emissioni di CO sono in genere:
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BAT 45. |
Al fine di ridurre le emissioni di composti organici volatili non metanici (COVNM) e di metano (CH4) in atmosfera risultanti dalla combustione di gas naturale in motori a gas ad accensione comandata e combustione magra, la BAT consiste nell'ottimizzare la combustione e/o utilizzare catalizzatori ossidanti. Descrizione Cfr. descrizioni alla sezione 8.3. I catalizzatori ossidanti non sono efficaci nel ridurre le emissioni di idrocarburi saturi contenenti meno di quattro atomi di carbonio. Tabella 26 Livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di formaldeide e di CH4 risultanti dalla combustione di gas naturale in un motore a gas naturale ad accensione comandata e combustione magra
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4.2. Conclusioni sulle BAT per la combustione dei gas di processo della siderurgia
Salvo diversa indicazione, le conclusioni sulle BAT illustrate nella presente sezione sono generalmente applicabili alla combustione dei gas di processo della siderurgia (gas di altoforno, gas di cokeria, gas di convertitore a ossigeno), individualmente, in combinazione o contemporaneamente ad altri combustibili gassosi e/o liquidi. Si applicano in aggiunta alle conclusioni generali sulle BAT di cui alla sezione 1.
4.2.1.
BAT 46. |
Al fine di aumentare l'efficienza energetica della combustione dei gas di processo della siderurgia, la BAT consiste nell'utilizzare un'adeguata combinazione delle tecniche indicate nella BAT 12 e di seguito.
Tabella 27 Livelli di efficienza energetica associati alla BAT (BAT-AEEL) per la combustione dei gas di processo della siderurgia in caldaie
Tabella 28 Livelli di efficienza energetica associati alla BAT (BAT-AEEL) per la combustione dei gas di processo della siderurgia in CCGT
|
4.2.2.
BAT 47. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di NOX in atmosfera risultanti dalla combustione dei gas di processo della siderurgia nelle caldaie, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
|
BAT 48. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di NOX in atmosfera risultanti dalla combustione dei gas di processo della siderurgia nelle CCGT, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
|
BAT 49. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di CO in atmosfera risultanti dalla combustione dei gas di processo della siderurgia, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 29 Livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL) per le emissioni di NOX in atmosfera risultanti dalla combustione del 100 % dei gas di processo della siderurgia
A titolo indicativo, la media annua dei livelli di emissione di CO è generalmente di:
|
4.2.3.
BAT 50. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di SOX nell'atmosfera risultanti dalla combustione dei gas di processo della siderurgia, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 30 Livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL) per le emissioni di SO2 in atmosfera risultanti dalla combustione del 100 % dei gas di processo della siderurgia
|
4.2.4.
BAT 51. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di polveri in atmosfera risultanti dalla combustione dei gas di processo della siderurgia, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 31 Livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL) per le emissioni di polveri in atmosfera risultanti dalla combustione del 100 % dei gas di processo della siderurgia
|
4.3. Conclusioni sulle BAT per la combustione di combustibili gassosi e/o liquidi su piattaforme off-shore
Salvo diversa indicazione, le conclusioni sulle BAT illustrate nella presente sezione sono generalmente applicabili alla combustione di combustibili gassosi e/o liquidi su piattaforme off-shore. Esse si applicano in aggiunta alle conclusioni generali sulle BAT di cui alla sezione 1.
BAT 52. |
Al fine di migliorare le prestazioni ambientali generali della combustione di combustibili gassosi e/o liquidi su piattaforme off-shore, la BAT consiste nell'utilizzare una più tecniche tra quelle indicate di seguito.
|
BAT 53. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di NOx in atmosfera risultanti dalla combustione di combustibili gassosi e/o liquidi su piattaforme off-shore, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
|
BAT 54. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di CO in atmosfera risultanti dalla combustione di combustibili gassosi e/o liquidi in turbine a gas su piattaforme off-shore, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 32 Livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di NOX risultanti dalla combustione di combustibili gassosi in turbine a gas a ciclo aperto su piattaforme off-shore
A titolo indicativo, la media annua dei livelli di emissione di CO nel periodo di campionamento è generalmente:
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5. CONCLUSIONI SULLE BAT PER GLI IMPIANTI MULTICOMBUSTIBILE
5.1. Conclusioni sulle BAT per la combustione dei combustibili di processo dall'industria chimica
Salvo diversa indicazione, le conclusioni sulle BAT illustrate nella presente sezione sono generalmente applicabili alla combustione dei combustibili di processo dell'industria chimica, individualmente, in combinazione o contemporaneamente ad altri combustibili gassosi e/o liquidi. Si applicano in aggiunta alle conclusioni generali sulle BAT di cui alla sezione 1.
5.1.1.
BAT 55. |
Al fine di migliorare la prestazione ambientale generale della combustione dei combustibili di processo dell'industria chimica nelle caldaie, la BAT consiste nell'utilizzare un'adeguata combinazione delle tecniche indicate nella BAT 6 e di seguito.
|
5.1.2.
Tabella 33
Livelli di efficienza energetica associati alla BAT (BAT-AEEL) per la combustione dei combustibili di processo dell'industria chimica in caldaie
Tipo di unità di combustione |
||||
Rendimento elettrico netto (%) |
||||
Nuova unità |
Unità esistente |
Nuova unità |
Unità esistente |
|
Caldaie che utilizzano combustibili liquidi di processo dell'industria chimica, anche miscelati con HFO, gasolio e/o altri combustibili liquidi |
> 36,4 |
35,6-37,4 |
80-96 |
80-96 |
Caldaie che utilizzano combustibili gassosi di processo dell'industria chimica, anche miscelati con gas naturale e/o altri combustibili gassosi |
39–42,5 |
38-40 |
78-95 |
78-95 |
5.1.3.
BAT 56. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di NOX in atmosfera limitando le emissioni di CO in atmosfera risultanti dalla combustione di combustibili di processo dell'industria chimica, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 34 Livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL) per le emissioni di NOX in atmosfera risultanti dalla combustione del 100 % dei combustibili di processo dell'industria chimica nelle caldaie
A titolo indicativo, i livelli annui medi di emissione di CO per gli impianti di combustione esistenti in funzione ≥ 1 500 ore/anno e per gli impianti di combustione nuovi sono generalmente < 5–30 mg/Nm3. |
5.1.4.
BAT 57. |
Al fine di ridurre le emissioni di SOX, HCl e HF in atmosfera risultanti dalla combustione di combustibili di processo dell'industria chimica nelle caldaie, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 35 Livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL) per le emissioni di SO2 in atmosfera risultanti dalla combustione del 100 % dei combustibili di processo dell'industria chimica nelle caldaie
Tabella 36 Livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL) per le emissioni di HCl e HF in atmosfera risultanti dalla combustione del 100 % dei combustibili di processo dell'industria chimica nelle caldaie
|
5.1.5.
BAT 58. |
Al fine di ridurre le emissioni di polveri, metalli inglobati nel particolato e sostanze presenti in tracce in atmosfera risultanti dalla combustione di combustibili di processo dell'industria chimica nelle caldaie, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 37 Livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL) per le emissioni di polveri in atmosfera risultanti dalla combustione di miscele di gas e liquidi composti al 100 % da combustibili di processo dell'industria chimica nelle caldaie
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5.1.6.
BAT 59. |
Al fine di ridurre le emissioni di composti organici volatili e di policloro-dibenzo-diossine e policloro-dibenzo-furani in atmosfera risultanti dalla combustione di combustibili di processo dell'industria chimica nelle caldaie, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle riportate nella BAT 6 e di seguito.
Tabella 38 Livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL) per le emissioni di PCDD/F e TVOC in atmosfera risultanti esclusivamente dalla combustione di combustibili di processo dell'industria chimica nelle caldaie
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6. CONCLUSIONI SULLE BAT PER IL COINCENERIMENTO DEI RIFIUTI
Salvo diversa indicazione, le conclusioni sulle BAT presentate in questa sezione sono generalmente applicabili al coincenerimento dei rifiuti negli impianti di combustione. Esse si applicano in aggiunta alle conclusioni generali sulle BAT di cui alla sezione 1.
I BAT-AEL di questa sezione si applicano all'intero volume di effluenti gassosi generato dal coincenerimento dei rifiuti.
Inoltre, quando i rifiuti sono coinceneriti insieme con i combustibili di cui alla sezione 2, i BAT-AEL di cui alla sezione 2 si applicano anche: i) all'intero volume degli effluenti gassosi generati; e ii) al volume degli effluenti gassosi derivanti dalla combustione dei combustibili contemplati da tale sezione applicando la formula di miscelazione dell'allegato VI (parte 4) della direttiva 2010/75/UE, in cui i BAT-AEL per il volume degli effluenti gassosi derivanti dalla combustione dei rifiuti devono essere determinati sulla base della BAT 61.
6.1.1.
BAT 60. |
Al fine di migliorare la prestazione ambientale generale del coincenerimento dei rifiuti in impianti di combustione, garantire condizioni di combustione stabili e ridurre le emissioni in atmosfera, la BAT consiste nell'usare la tecnica BAT 60 (a) e una combinazione delle tecniche indicate nella BAT 6 e/o le altre tecniche di seguito.
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BAT 61. |
Al fine di prevenire un aumento delle emissioni risultanti dal coincenerimento dei rifiuti negli impianti di combustione, la BAT consiste nell'adottare misure atte a garantire che le emissioni di sostanze inquinanti negli effluenti gassosi derivanti dal coincenerimento dei rifiuti non siano superiori a quelle derivanti dall'applicazione delle conclusioni sulle BAT per l'incenerimento dei rifiuti. |
BAT 62. |
Al fine di ridurre al minimo l'impatto sul riciclo dei residui del coincenerimento dei rifiuti in impianti di combustione, la BAT consiste nel mantenere una buona qualità del gesso, delle ceneri, delle scorie e degli altri residui, in linea con i requisiti stabiliti per il loro riciclo se l'impianto non effettua il coincenerimento di rifiuti, utilizzando una o più tecniche tra quelle indicate nella BAT 60 e/o limitando il coincenerimento alle frazioni di rifiuti che presentano concentrazioni di inquinanti simili a quelle contenute in altri combustibili combusti. |
6.1.2.
BAT 63. |
Al fine di aumentare l'efficienza energetica del coincenerimento dei rifiuti, la BAT consiste nell'utilizzare un'adeguata combinazione delle tecniche indicate nelle BAT 12 e BAT 19, a seconda del tipo di combustibile principale utilizzato e della configurazione dell'impianto. I livelli di efficienza energetica associati alle BAT (BAT-AEEL) sono riportati nella tabella 8 per il coincenerimento dei rifiuti con biomassa e/o torba e nella tabella 2 per il coincenerimento dei rifiuti con carbone e/o lignite. |
6.1.3.
BAT 64. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di NOX in atmosfera limitando le emissioni di CO e N2O in atmosfera risultanti dal coincenerimento di rifiuti con carbone e/o lignite, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle riportate nella BAT 20. |
BAT 65. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di NOX in atmosfera limitando le emissioni di CO e N2O in atmosfera risultanti dal coincenerimento di rifiuti con biomassa e/o torba, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle riportate nella BAT 24. |
6.1.4.
BAT 66. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di SOX, HCl e HF in atmosfera risultanti dal coincenerimento di rifiuti con carbone e/o lignite, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle riportate nella BAT 21. |
BAT 67. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di SOX, HCl e HF in atmosfera risultanti dal coincenerimento di rifiuti con biomassa e/o torba, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle riportate nella BAT 25. |
6.1.5.
BAT 68. |
Al fine di ridurre le emissioni di polveri e di metalli legati al particolato in atmosfera risultanti dal coincenerimento di rifiuti con carbone e/o lignite, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle riportate nella BAT 22. Tabella 39 Livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL) per le emissioni di metalli in atmosfera risultanti dal coincenerimento di rifiuti con carbone e/o lignite
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BAT 69. |
Al fine di ridurre le emissioni di polveri e di metalli inglobati al particolato in atmosfera risultanti dal coincenerimento di rifiuti con biomassa e/o torba, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle riportate nella BAT 26. Tabella 40 Livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL) per le emissioni di metalli in atmosfera risultanti dal coincenerimento di rifiuti con biomassa e/o torba
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6.1.6.
BAT 70. |
Al fine di ridurre le emissioni di mercurio in atmosfera risultanti dal coincenerimento di rifiuti con biomassa, torba, carbone e/o lignite, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle riportate nelle BAT 23 e BAT 27. |
6.1.7.
BAT 71. |
Al fine di ridurre le emissioni di composti organici volatili e di policloro-dibenzo-diossine e policloro-dibenzo-furani in atmosfera risultanti dal coincenerimento di rifiuti con biomassa, torba, carbone e/o lignite, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle riportate nelle BAT 6, BAT 26 e di seguito.
Tabella 41 Livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL) per le emissioni di PCDD/F e TVOC in atmosfera risultanti dal coincenerimento di rifiuti con biomassa, torba, carbone e/o lignite
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7. CONCLUSIONI SULLE BAT PER LA GASSIFICAZIONE
Salvo diversa indicazione, le conclusioni sulle BAT presentate in questa sezione sono generalmente applicabili agli impianti di gassificazione direttamente associati ad impianti di combustione e ad impianti IGCC. Esse si applicano in aggiunta alle conclusioni generali sulle BAT di cui alla sezione 1.
7.1.1.
BAT 72. |
Al fine di aumentare l'efficienza delle unità IGCC e di gassificazione, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle riportate nella BAT 12 e di seguito.
Tabella 42 Livelli di efficienza energetica associati alla BAT (BAT-AEEL) per le unità IGCC e di gassificazione
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7.1.2.
BAT 73. |
Al fine di prevenire e/o ridurre le emissioni di NOX in atmosfera limitando le emissioni di CO in atmosfera risultanti dagli impianti IGCC, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 43 Livelli di emissione associati alle BAT per le emissioni di NOX nell'atmosfera dagli impianti IGCC
A titolo indicativo, i livelli annui medi di emissione di CO per gli impianti esistenti in funzione ≥ 1 500 ore/anno e per gli impianti nuovi sono generalmente < 5–30 mg/Nm3. |
7.1.3.
BAT 74. |
Per ridurre le emissioni di SOX in atmosfera provenienti da impianti IGCC, la BAT consiste nell'utilizzare la tecnica indicata di seguito.
Il livello di emissione associato alle BAT (BAT-AEL) per le emissioni di SO2 in atmosfera da impianti IGCC di potenza ≥ 100 MWth è di 3-16 mg/Nm3, espresso come media annua. |
7.1.4.
BAT 75. |
Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di polveri, metalli inglobati nel particolato, ammoniaca e alogeni in atmosfera provenienti dagli impianti IGCC, la BAT consiste nell'utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.
Tabella 44 Livelli di emissione associati alle BAT per le emissioni di polveri e di metalli inglobati nel particolato in atmosfera provenienti dagli impianti IGCC
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8. DESCRIZIONE DELLE TECNICHE
8.1. Tecniche generali
Tecnica |
Descrizione |
Sistema di controllo avanzato |
Uso di un sistema automatico informatizzato per controllare l'efficienza di combustione e supportare la prevenzione e/o la riduzione delle emissioni. Ciò presuppone anche il ricorso ad un monitoraggio di elevata prestazione. |
Ottimizzazione della combustione |
Misure adottate per massimizzare l'efficienza della conversione dell'energia, ad esempio nel forno/caldaia, riducendo contemporaneamente al minimo le emissioni (in particolare di CO). L'ottimizzazione si ottiene con una combinazione di tecniche, compresi la corretta progettazione delle apparecchiature di combustione, l'ottimizzazione della temperatura (ad esempio, una miscelazione efficace del combustibile e dell'aria di combustione) e i tempi di permanenza nella zona di combustione, così come l'utilizzo di un sistema di controllo avanzato. |
8.2. Tecniche intese ad incrementare l'efficienza energetica
Tecnica |
Descrizione |
Sistema di controllo avanzato |
Cfr. la sezione 8.1. |
Disponibilità della CHP |
Misure adottate per consentire l'esportazione successiva di una quantità utile di energia termica verso un carico termico esterno al sito in modo da ottenere una riduzione di almeno 10 % nel consumo di energia primaria rispetto alla generazione separata di energia termica ed elettrica. Ciò presuppone individuare e mantenere l'accesso ai punti specifici del sistema a vapore dai quali può essere estratto il vapore, nonché rendere disponibile uno spazio sufficiente per consentire la successiva installazione di elementi quali tubature, scambiatori di calore, una maggiore capacità di demineralizzazione dell'acqua, impianti caldaie in stand-by e turbine a contropressione. La componentistica, i sistemi ausiliari, strumentali e di controllo sono idonei a ricevere adeguamenti. Deve anche essere possibile il collegamento della turbina a contropressione in una fase successiva. |
Ciclo combinato |
Combinazione di due o più cicli termodinamici, ad esempio un ciclo di Brayton (turbina a gas/motore a combustione) con un ciclo di Rankine (turbina a vapore/caldaia), per convertire la perdita di calore dagli effluenti gassosi del primo ciclo in energia utile mediante uno o più cicli successivi. |
Ottimizzazione della combustione |
Cfr. la sezione 8.1. |
Condensatore degli effluenti gassosi |
Scambiatore di calore in cui l'acqua viene preriscaldata dai gas di combustione prima di essere riscaldata nel condensatore di vapore. In tal modo il vapore contenuto nel gas di combustione condensa man mano che cede calore all'acqua che si riscalda. Il condensatore degli effluenti gassosi è utilizzato sia per incrementare l'efficienza energetica delle unità di combustione sia per rimuovere le sostanze inquinanti quali polveri, SOX, HCl e HF dagli effluenti gassosi. |
Sistema di gestione dei gas di processo |
Sistema che consente ai gas di processo della siderurgia che possono essere utilizzati come combustibili (ad esempio gas di altoforno, gas di cokeria, gas di convertitore a ossigeno) di dirigersi verso gli impianti di combustione, a seconda della disponibilità di tali combustibili e del tipo di impianti di combustione in un'acciaieria integrata. |
Condizioni del vapore supercritiche |
Uso di un circuito di vapore, compresi i sistemi di riscaldo del vapore, nei quali il vapore può raggiungere pressioni e temperature superiori a, rispettivamente, 220,6 bar e > 540 °C. |
Condizioni del vapore ultrasupercritiche |
Uso di un circuito di vapore, compresi i sistemi di riscaldo del vapore, nei quali il vapore può raggiungere pressioni e temperature superiori a, rispettivamente, 250-300 bar e > 580-600 °C. |
Camino umido |
Progettazione del camino in modo da consentire la condensazione del vapore acqueo dagli effluenti gassosi saturi e, quindi, da evitare di utilizzare un riscaldatore degli effluenti gassosi dopo la desolforazione a umido. |
8.3. Tecniche per ridurre le emissioni di NOX e/o di CO in atmosfera
Tecnica |
Descrizione |
Sistema di controllo avanzato |
Cfr. la sezione 8.1. |
Immissione di aria in fasi successive (Air staging) |
Creazione, all'interno della camera di combustione, di zone di combustione distinte con diverso tenore di ossigeno, al fine di ridurre le emissioni di NOX e ottimizzare la combustione. La tecnica implica una zona di combustione primaria con combustione in condizioni sottostechiometriche (ossia carenti di ossigeno) e una zona secondaria di ricombustione (con eccesso di ossigeno) per migliorare la combustione. Per alcune caldaie vecchie e di piccole dimensioni può essere necessaria una riduzione di capacità, in modo da disporre dello spazio necessario all'immissione scaglionata dell'aria. |
Combinazione di tecniche per l'abbattimento di NOX e SOX |
Applicazione di tecniche di abbattimento complesse e integrate per la riduzione di NOX, SOX e, spesso, di altri inquinanti presenti negli effluenti gassosi, ad esempio processi con carboni attivi e DeSONOX. Tali tecniche possono essere applicate singolarmente o in combinazione con altre tecniche primarie nelle caldaie PC a carbone. |
Ottimizzazione della combustione |
Cfr. la sezione 8.1. |
Bruciatori a basse emissioni di NOx a secco (DLN) |
Bruciatori di turbine a gas che includono la premiscelazione dell'aria e del combustibile prima dell'ingresso nella zona di combustione. Miscelando l'aria e il combustibile prima della combustione si ottengono una distribuzione omogenea della temperatura e una minore temperatura di fiamma, con conseguente riduzione delle emissioni di NOX. |
Ricircolo di effluenti gassosi e gas di scarico (FGR/EGR) |
Rimessa in circolazione di parte degli effluenti gassosi nella camera di combustione per sostituire parte dell'aria fresca di combustione, con il duplice effetto di raffreddare la temperatura e ridurre la quantità di O2 ai fini dell'ossidazione dell'azoto, limitando in tal modo la produzione di NOX. Questa tecnica consiste nel convogliare gli effluenti gassosi provenienti dal forno nella fiamma al fine di ridurre l'ossigeno disponibile e quindi la temperatura di fiamma. L'utilizzo di bruciatori speciali o altri dispositivi si fonda sul ricircolo interno dei gas di combustione che raffreddano la radice della fiamma e riducono la disponibilità di ossigeno nella parte più calda della fiamma |
Scelta del combustibile |
Utilizzo di combustibili a basso tenore di azoto. |
Immissione di combustibile in fasi successive (Fuel staging) |
Questa tecnica si basa sulla riduzione della temperatura di fiamma o sulla riduzione di punti caldi localizzati mediante la creazione di diverse zone di combustione all'interno della camera di combustione, con livelli differenti di iniezione del combustibile e dell'aria. L'installazione a posteriori di questa tecnica può risultare meno efficiente negli impianti di dimensioni piccole rispetto agli impianti di grande taglia. |
Modalità di combustione magra e modalità avanzata di combustione magra |
Il controllo del picco di temperatura nella fiamma mediante condizioni di combustione magra costituisce la modalità principale di combustione per limitare la formazione di NOX nei motori a gas. La combustione magra riduce il rapporto aria/combustibile nelle zone in cui sono prodotti i NOX di modo che il picco di temperatura nella fiamma è inferiore alla temperatura adiabatica di fiamma in condizioni stechiometriche, riducendo di conseguenza la formazione di NOX termici. L'ottimizzazione di questa tecnica è chiamata «modalità avanzata di combustione magra». |
Bruciatori a basse emissioni di NOx (LNB) |
La tecnica (che comprende bruciatori avanzati e a emissioni ultrabasse di NOX) si basa sui principi di riduzione del picco di temperatura nella fiamma; i bruciatori della caldaia sono progettati in modo da ritardare la combustione, migliorandola, e da aumentare il trasferimento di calore (incremento di emissività della fiamma). La miscela aria/combustibile limita la disponibilità di ossigeno e riduce il picco di temperatura nella fiamma, rallentando la conversione dell'azoto presente nel combustibile in NOX e la formazione degli NOX termici, mantenendo comunque un'alta efficienza di combustione. La tecnica può essere associata a modifiche delle caratteristiche costruttive della camera di combustione del forno. La progettazione di bruciatori ad emissioni ultrabasse di NOX comporta l'immissione in fasi successive (aria/combustibile) e il ricircolo dei gas (ricircolo interno degli effluenti gassosi). Il rendimento di questa tecnica può essere influenzato dalla progettazione della caldaia quando viene installata a posteriori su vecchi impianti. |
Combustione a basse emissioni di NOX nei motori diesel |
La tecnica consiste in una combinazione di modifiche interne al motore, ad esempio l'ottimizzazione della combustione e dell'iniezione di combustibile (iniezione molto ritardata del combustibile combinata alla chiusura precoce della valvola di ingresso dell'aria), la turbocompressione o il ciclo Miller. |
Catalizzatori ossidanti |
Utilizzo di catalizzatori (che generalmente contengono metalli preziosi, quali palladio o platino), per ossidare il monossido di carbonio e gli idrocarburi incombusti mediante ossigeno, con la formazione di CO2 e vapore acqueo. |
Riduzione della temperatura dell'aria di combustione |
Utilizzo di aria di combustione a temperatura ambiente. L'aria di combustione non viene preriscaldata in un sistema rigenerativo di preriscaldamento dell'aria. |
Riduzione catalitica selettiva (SCR) |
Riduzione selettiva degli ossidi di azoto con ammoniaca o urea in presenza di un catalizzatore. La tecnica è basata sulla riduzione dei NOX in azoto su un letto catalitico mediante reazione con l'ammoniaca (in genere sotto forma di soluzione acquosa) a una temperatura di funzionamento ottimale di circa 300 — 450 °C. Possono essere applicati più strati di catalizzatore. Utilizzando diversi strati di catalizzatore si ottiene una riduzione maggiore di NOx. La progettazione tecnica può essere modulare, e si possono utilizzare speciali catalizzatori e/o un preriscaldamento per far fronte ai bassi carichi o a un'ampia finestra di temperatura degli effluenti gassosi. La tecnologia SCR «in-duct» o «slip» combina SNCR e SCR a valle, il che riduce il rilascio di ammoniaca dalle unità SNCR. |
Riduzione non catalitica selettiva (SNCR) |
Riduzione selettiva degli ossidi di azoto con ammoniaca o urea senza catalizzatore. Questa tecnica si basa sulla riduzione di NOx in azoto mediante reazione ad alta temperatura con ammoniaca o urea. La finestra di temperatura operativa va mantenuta fra 800 °C e 1 000 °C per una reazione ottimale. |
Aggiunta di acqua/vapore |
L'acqua o il vapore è utilizzato come solvente per ridurre la temperatura di combustione nelle turbine a gas, nei motori o nelle caldaie e, conseguentemente, la formazione di NOX termici. L'acqua o il vapore è premiscelato con il combustibile prima della combustione (emulsione, umidificazione o saturazione del combustibile) o iniettato direttamente nella camera di combustione (iniezione di vapore/acqua). |
8.4. Tecniche per ridurre le emissioni di SOX, HCl e/o HF in atmosfera
Tecnica |
Descrizione |
Iniezione di sorbente in caldaia (nel forno o nel letto della caldaia) |
Iniezione diretta di un sorbente secco nella camera di combustione, o aggiunta di sorbenti a base di calcio o magnesio nel letto di una caldaia a letto fluido. La superficie delle particelle di solvente reagisce con la SO2 presente negli effluenti gassosi o nella caldaia a letto fluido. La tecnica è utilizzata principalmente in combinazione con una tecnica di abbattimento delle polveri. |
Depuratore («scrubber») a secco a letto fluido circolante (CFB) |
Gli effluenti gassosi provenienti dal preriscaldatore dell'aria nella caldaia penetrano nella parte inferiore del depuratore e risalgono verticalmente attraverso una sezione Venturi, nella quale un sorbente solido e acqua sono iniettati separatamente nel flusso di effluenti gassosi. La tecnica è utilizzata principalmente in combinazione con una tecnica di abbattimento delle polveri. |
Combinazione di tecniche per l'abbattimento di NOX e SOX |
Cfr. la sezione 8.3. |
Iniezione in linea di sorbente (DSI) |
Iniezione e dispersione di un sorbente secco in polvere nel flusso di effluenti gassosi. Il sorbente (ad esempio, carbonato di sodio, bicarbonato di sodio, calce idrata) reagisce con i gas acidi (ad esempio le specie solforose in forma gassosa e HCl) per formare un solido che viene rimosso con tecniche di abbattimento delle polveri (filtro a manica o precipitatore elettrostatico). La tecnica DSI è utilizzata principalmente in combinazione con un filtro a manica. |
Condensatore degli effluenti gassosi |
Cfr. la sezione 8.2. |
Scelta del combustibile |
Utilizzo di un combustibile a basso tenore di zolfo, cloro e/o fluoro |
Sistema di gestione dei gas di processo |
Cfr. la sezione 8.2. |
FGD con acqua di mare |
Tipo specifico di abbattimento a umido non rigenerativo che sfrutta l'alcalinità naturale dell'acqua di mare per assorbire i composti acidi presenti negli effluenti gassosi. In genere richiede un abbattimento a monte delle polveri. |
Atomizzatore, assorbitore a secco (SDA) |
Introduzione e dispersione di una sospensione/soluzione di reagente alcalino nel flusso degli effluenti gassosi. La materia reagisce con le specie solforose in forma gassosa per formare un solido che viene rimosso con tecniche di abbattimento delle polveri (filtro a manica o precipitatore elettrostatico). La tecnica SDA è utilizzata principalmente in combinazione con un filtro a manica. |
Desolforazione degli effluenti gassosi (FGD) ad umido |
Tecnica o combinazione di tecniche di depurazione che consente di rimuovere gli ossidi di zolfo dagli effluenti gassosi mediante vari processi che generalmente sfruttano un sorbente alcalino per catturare la SO2 in stato gassoso e trasformarla in stato solido. Nel processo di depurazione a umido i composti gassosi sono dissolti in un liquido idoneo (acqua o soluzione alcalina). È possibile ottenere la rimozione simultanea dei composti solidi e gassosi. A valle dello scrubber a umido, gli effluenti gassosi sono saturati di acqua ed è necessaria una separazione delle goccioline prima di procedere al rilascio di questi effluenti. Il liquido risultante dalla depurazione a umido è inviato ad un impianto di trattamento delle acque reflue e la materia insolubile è raccolta mediante sedimentazione o filtrazione. |
Abbattimento a umido |
Utilizzo di un liquido, di norma acqua o soluzione acquosa, per catturare, mediante assorbimento, i composti acidi contenuti negli effluenti gassosi. |
8.5. Tecniche di riduzione delle emissioni in atmosfera di polveri, metalli compreso il mercurio, e/o PCDD/F
Tecnica |
Descrizione |
Filtro a maniche |
I filtri a manica sono costituiti da un tessuto poroso o feltrato attraverso il quale sono fatti passare i gas per rimuoverne le particelle. Il tessuto di cui è formato il filtro a maniche deve essere scelto in funzione delle caratteristiche dell'effluente gassoso e della temperatura di funzionamento massima. |
Iniezione di sorbente in caldaia (nel forno o nel letto della caldaia) |
Cfr. descrizione generale alla sezione 10.8.4. Inoltre, la tecnica offre vantaggi collaterali sotto forma di riduzione delle emissioni di polveri e di metalli. |
Iniezione di sorbente al carbonio (carboni attivi o carboni attivi alogenati) negli effluenti gassosi |
Adsorbimento di mercurio e/o PCDD/F mediante un sorbente al carbonio, quale il carbone attivo (alogenato), con o senza trattamento chimico. Il sistema di iniezione del sorbente può essere migliorato con l'aggiunta di un filtro a maniche supplementare. |
Sistema di desolforazione degli effluenti gassosi a secco o semi-secco |
Cfr. descrizione generale di ciascuna tecnica (atomizzatore, assorbitore a secco (SDA), iniezione in linea di sorbente (DSI), depuratore («scrubber») a secco a letto fluido circolante (CFB)] nella sezione 8.4. Inoltre, la tecnica offre vantaggi collaterali sotto forma di riduzione delle emissioni di polveri e di metalli. |
Precipitatore elettrostatico (ESP) |
Il funzionamento dei precipitatori elettrostatici si basa sulla carica e la separazione delle particelle sotto l'effetto di un campo elettrico. I precipitatori elettrostatici possono funzionare in condizioni molto diverse. La loro efficienza di abbattimento dipende in genere dal numero di campi, dal tempo di permanenza (dimensioni), dalle proprietà catalitiche e dai dispositivi di rimozione di particelle a monte. Gli ESP comportano generalmente da due a cinque campi, quelli più moderni (ad alta prestazione) fino a sette. |
Scelta del combustibile |
Utilizzo di un combustibile a basso tenore di ceneri o metalli (ad esempio, mercurio). |
Multicicloni |
Serie di sistemi di abbattimento delle polveri, assemblati in uno o più involucri, che separano le particelle dai gas vettore utilizzando le forze gravitazionali. |
Utilizzo di additivi alogenati aggiunti al combustibile o iniettati nel forno |
Aggiunta di composti alogenati (ad esempio additivi bromurati) nel forno per ossidare il mercurio elementare in specie solubili o in forma di particolato, facilitando in tal modo la rimozione del mercurio in sistemi di abbattimento a valle. |
Desolforazione degli effluenti gassosi (FGD) ad umido |
Cfr. descrizione alla sezione 8.4. Inoltre, la tecnica offre vantaggi collaterali sotto forma di riduzione delle emissioni di polveri e di metalli. |
8.6. Tecniche di riduzione delle emissioni nell'acqua
Tecnica |
Descrizione |
Adsorbimento su carboni attivi |
Trattenimento di inquinanti solubili sulla superficie di particelle solide, altamente porose (adsorbente). Il carbone attivo è generalmente utilizzato per l'adsorbimento dei composti organici e del mercurio. |
Trattamento biologico aerobico |
Ossidazione biologica degli inquinanti organici disciolti mediante l'ossigeno proveniente dal metabolismo di microorganismi. In presenza di ossigeno disciolto (iniezione di aria o ossigeno puro) i componenti organici si mineralizzano in biossido di carbonio e acqua o si trasformano in altri metaboliti e biomassa. A determinate condizioni, si osserva anche una nitrificazione aerobica nel corso della quale i microorganismi ossidano l'ammonio (NH4 +) in nitrito intermedio (NO2 -), che poi è a sua volta ossidato in nitrato (NO3 -). |
Trattamento biologico anossico/anaerobico |
Riduzione biologica di agenti inquinanti grazie al metabolismo di microorganismi [ad esempio, il nitrato (NO3 -) è ridotto ad azoto elementare gassoso; le specie ossidate di mercurio sono ridotte a mercurio elementare]. Il trattamento anossico/anaerobico delle acque reflue che risulta dall'uso di sistemi di abbattimento a umido viene tipicamente svolto in bioreattori con film adesi utilizzando carbone attivo come supporto. Il trattamento biologico anossico/anaerobico per la rimozione del mercurio è applicato in combinazione con altre tecniche. |
Coagulazione e flocculazione |
La coagulazione e la flocculazione sono usate per separare i solidi in sospensione nelle acque reflue e spesso sono eseguite in fasi successive. La coagulazione si effettua aggiungendo coagulanti a cariche opposte a quelle dei solidi in sospensione. La flocculazione si effettua aggiungendo polimeri affinché le collisioni tra particelle di microflocculi ne provochino l'aggregazione per ottenere flocculi di dimensioni superiori. |
Cristallizzazione |
Eliminazione di inquinanti ionici nelle acque reflue mediante loro cristallizzazione su substrati, quali sabbia o minerali, in un processo a letto fluido |
Filtrazione |
Separazione di solidi dalle acque reflue facendoli passare attraverso un mezzo poroso. Comprende diversi tipi di tecniche, ad esempio filtrazione a sabbia, microfiltrazione e ultrafiltrazione. |
Flottazione |
Separazione delle particelle solide o liquide presenti nelle acque reflue, facendole fissare su piccole bolle di gas, solitamente aria. Le particelle galleggiano e si accumulano sulla superficie dell'acqua dove vengono raccolte con una schiumarola. |
Scambio di ioni |
Trattenimento di inquinanti ionici nelle acque reflue e loro sostituzione con ioni più accettabili usando una resina scambiatrice di ioni. Gli inquinanti vengono temporaneamente trattenuti e successivamente rilasciati in un liquido di rigenerazione o di controlavaggio. |
Neutralizzazione |
Regolazione del pH delle acque reflue ad un livello di pH neutro (circa 7) mediante l'aggiunta di sostanze chimiche. Generalmente per aumentare il pH si utilizza idrato di sodio (NaOH) o idrossido di calcio [Ca(OH)2], mentre l'acido solforico (H2SO4), l'acido cloridrico (HCl) o il biossido di carbonio (CO2) sono generalmente utilizzati per ridurlo. Durante la neutralizzazione può verificarsi la precipitazione di alcuni inquinanti. |
Separazione olio-acqua |
Eliminazione di olio non emulsionato da acque reflue mediante dispositivi di separazione per gravità, quali il separatore dell'American Petroleum Institute, un collettore a piastre ondulate o un collettore a piastre piane parallele. La separazione olio-acqua è generalmente seguita da flottazione, sostenuta da coagulazione/flocculazione. In alcuni casi può essere necessaria una rottura dell'emulsione, prima di procedere con la separazione olio-acqua. |
Ossidazione |
Trasformazione degli inquinanti mediante agenti chimici ossidanti in composti simili meno pericolosi e/o più facili da rimuovere. Nel caso di acque reflue derivanti dall'utilizzo di sistemi di abbattimento a umido, può essere utilizzata l'aria per ossidare i solfiti (SO3 2-) in solfati (SO4 2-). |
Precipitazione |
Trasformazione degli inquinanti disciolti in composti insolubili mediante l'aggiunta di precipitanti chimici. I precipitati solidi formatisi vengono poi separati per sedimentazione, flottazione o filtrazione. Le sostanze solitamente utilizzate per la precipitazione dei metalli sono: calce, dolomite, idrossido di sodio, carbonato di sodio, solfuro di sodio e solfuri organici. I sali di calcio (diversi dalla calce) sono utilizzati per precipitare solfati o fluoruri. |
Sedimentazione |
Separazione delle particelle solide sospese mediante sedimentazione gravitativa. |
Stripping |
Eliminazione di inquinanti volatili (ad esempio ammoniaca) dalle acque reflue mediante contatto con una corrente gassosa ad alto flusso per trasferirli alla fase gassosa. Gli inquinanti sono eliminati dal gas di estrazione in un trattamento a valle e possono essere riutilizzati. |
(*1) Decisione di esecuzione 2012/249/UE della Commissione, del 7 maggio 2012, relativa alla determinazione dei periodi di avvio e di arresto ai fini della direttiva 2010/75/UE del Parlamento europeo e del Consiglio relativa alle emissioni industriali (GU L 123 del 9.5.2012, pag. 44).
(1) Per i parametri che, a causa di limitazioni di campionamento o di analisi, non si prestano a misurazioni di 30 minuti, si ricorre a un periodo di campionamento adeguato. Per le PCDD e i PCDF si applica un periodo di campionamento compreso tra 6 e 8 ore.
(2) Se, per ragioni tecniche, nelle unità CHP la prova di prestazione non può essere svolta quando l'unità funziona a pieno carico per la produzione di calore, la si può integrare o sostituire con un calcolo che utilizzi i parametri di pieno carico.
(3) La misurazione in continuo del tenore di vapore acqueo degli effluenti gassosi non è necessaria se gli effluenti gassosi campionati sono essiccati prima dell'analisi.
(4) Le norme EN generiche per le misurazioni in continuo sono EN 15267-1, EN 15267-2, EN 15267-3 e EN 14181. Le norme EN per la misurazione periodica figurano nella tabella riportata di seguito.
(5) La frequenza di monitoraggio non si applica agli impianti messi in funzione al solo scopo di eseguire una misurazione delle emissioni.
(6) Nel caso di impianti con potenza termica nominale < 100 MW in funzione meno di 1 500 ore l'anno, il monitoraggio può essere eseguito a cadenza minima semestrale. Per le turbine a gas, il monitoraggio periodico è effettuato quando il carico dell'impianto di combustione è > 70 %. Per il coincenerimento dei rifiuti con carbone, lignite, biomassa solida e/torba, la frequenza di monitoraggio deve tener conto anche delle disposizioni dell'allegato VI, parte 6, della direttiva 2010/75.
(7) In caso di uso di SCR, il monitoraggio può essere eseguito a cadenza minima annuale se i livelli di emissione danno prova di essere sufficientemente stabili.
(8) Per le turbine a gas naturale con potenza termica nominale < 100 MW in funzione meno di 1 500 ore l'anno o per le OCGT esistenti, è possibile utilizzare sistemi PEMS.
(9) In alternativa è possibile utilizzare sistemi PEMS.
(10) Si eseguono due serie di misurazioni: una quando il carico dell'impianto è > 70 %, l'altra con carico < 70 %.
(11) In alternativa alle misurazioni in continuo, per gli impianti che bruciano gasolio con tenore di zolfo noto e privi di sistemi di desolforazione degli effluenti gassosi, per determinare le emissioni di SO2 è possibile eseguire misurazioni a cadenza minima trimestrale e/o applicare altre procedure che assicurino di ottenere dati di qualità scientifica equivalente.
(12) Nel caso dei combustibili di processo dell'industria chimica, la frequenza del monitoraggio può essere adattata per gli impianti di potenza termica nominale < 100 MWth dopo una caratterizzazione iniziale del combustibile (cfr. BAT 5) sulla base di una valutazione dell'importanza delle emissioni di inquinanti in atmosfera (ad esempio, concentrazione nel combustibile, trattamento degli effluenti gassosi applicato), e comunque almeno ogniqualvolta una modifica delle caratteristiche del combustibile può influire sulle emissioni.
(13) Se i livelli di emissioni si sono dimostrati sufficientemente stabili, le misurazioni periodiche possono essere eseguite ogniqualvolta una modifica delle caratteristiche del combustibile e/o dei rifiuti può influire sulle emissioni, e comunque almeno una volta l'anno. Per il coincenerimento dei rifiuti con carbone, lignite, biomassa solida e/torba, la frequenza di monitoraggio deve tener conto anche delle disposizioni dell'allegato VI, parte 6, della direttiva 2010/75.
(14) Nel caso dei combustibili di processo dell'industria chimica, la frequenza del monitoraggio può essere adattata dopo una caratterizzazione iniziale del combustibile (cfr. BAT 5) sulla base di una valutazione dell'entità delle sostanze inquinanti (ad esempio, concentrazione nel combustibile, trattamento degli effluenti gassosi applicato) presenti nelle emissioni in atmosfera, e comunque almeno ogniqualvolta una modifica delle caratteristiche del combustibile può influire sulle emissioni.
(15) Nel caso di impianti con potenza termica nominale < 100 MW in funzione meno di 500 ore l'anno, il monitoraggio può essere eseguito a cadenza minima annuale. Nel caso di impianti con potenza termica nominale < 100 MW in funzione per un numero di ore annue compreso tra 500 e 1 500, il monitoraggio può essere eseguito a cadenza minima semestrale.
(16) Se i livelli di emissioni si sono dimostrati sufficientemente stabili, le misurazioni periodiche possono essere eseguite ogniqualvolta una modifica delle caratteristiche del combustibile e/o dei rifiuti può influire sulle emissioni, e comunque almeno a cadenza semestrale.
(17) Nel caso degli impianti che bruciano i gas di processo della siderurgia, il monitoraggio può essere eseguito a cadenza minima semestrale se i livelli di emissioni danno prova di essere sufficientemente stabili.
(18) L'elenco degli inquinanti monitorati e la frequenza di monitoraggio possono essere adattati dopo una caratterizzazione iniziale del combustibile (cfr. BAT 5) sulla base di una valutazione dell'entità delle sostanze inquinanti (ad esempio, concentrazione nel combustibile, trattamento degli effluenti gassosi applicato) presenti nelle emissioni in atmosfera, e comunque almeno ogniqualvolta una modifica delle caratteristiche del combustibile può influire sulle emissioni.
(19) Nel caso di impianti in funzione meno di 1 500 ore l'anno, il monitoraggio può essere eseguito a cadenza minima semestrale.
(20) Nel caso di impianti in funzione meno di 1 500 ore l'anno, il monitoraggio può essere eseguito a cadenza minima annuale.
(21) Anziché la misurazione in continuo è possibile utilizzare un campionamento in continuo accompagnato da analisi frequenti dei campioni integrati nel tempo, ad esempio mediante un metodo standardizzato di monitoraggio del tipo «sorbent trap».
(22) Se i livelli delle emissioni si sono dimostrati sufficientemente stabili grazie al basso tenore di mercurio nel combustibile, è possibile eseguire misurazioni periodiche soltanto ogniqualvolta una modifica delle caratteristiche del combustibile può influire sulle emissioni.
(23) La frequenza minima del monitoraggio non si applica in caso di impianti in funzione meno di 1 500 ore l'anno.
(24) Le misurazioni sono eseguite quando il carico dell'impianto è > 70 %.
(25) In caso di combustibili di processo dell'industria chimica, il monitoraggio si applica solo quando il combustibile contiene sostanze clorurate.
(26) Il monitoraggio della COD costituisce un'alternativa al monitoraggio del TOC. È preferibile monitorare il TOC perché non comporta l'uso di composti molto tossici.
(27) L'elenco delle sostanze/parametri caratterizzati può limitarsi a contenere solo quelli che, in base alle informazioni sulle materie prime e sui processi produttivi, ci si può ragionevolmente attendere siano presenti nel o nei combustibili.
(28) Questa caratterizzazione è eseguita fatta salva l'applicazione della procedura di preaccettazione e accettazione dei rifiuti stabilita nella BAT 60(a), che può comportare la caratterizzazione e/o la verifica di altre sostanze/parametri oltre a quelli qui elencati.
(29) Le tecniche sono illustrate nella sezione 8.6.
(30) Si applica il BAT-AEL per il TOC o il BAT-AEL per la COD. È da preferirsi il primo, perché il suo monitoraggio non comporta l'uso di composti molto tossici.
(31) Questo BAT-AEL si applica previa sottrazione del carico di fondo.
(32) Questo BAT-AEL si applica solo alle acque reflue risultanti dall'uso di sistemi FGD a umido.
(33) Questo BAT-AEL si applica solo agli impianti di combustione che utilizzano composti di calcio nel trattamento degli effluenti gassosi.
(34) I valori più alti dell'intervallo del BAT-AEL possono non applicarsi alle acque reflue molto saline (ad esempio, con concentrazione di cloruri ≥ 5 g/l) a causa della maggiore solubilità del solfato di calcio.
(35) Questo BAT-AEL non si applica agli scarichi in mare o in corpi idrici salmastri.
(36) Questi BAT-AEEL non si applicano alle unità in funzione < 1 500 ore/anno.
(37) Nel caso di unità CHP si applica solo uno dei due BAT-AEEL («Rendimento elettrico netto» o «Consumo totale netto di combustibile»), secondo l'uso per cui è progettata l'unità CHP (vale a dire. produzione preponderante di energia elettrica o termica).
(38) Il limite inferiore dell'intervallo può corrispondere ai casi in cui il tipo di sistema di raffreddamento utilizzato o l'ubicazione geografica dell'unità possono influire negativamente sull'efficienza energetica (fino a quattro punti percentuali).
(39) Questi livelli potrebbero non essere raggiungibili se la domanda potenziale di calore è troppo bassa.
(40) Questi BAT-AEEL non si applicano agli impianti che producono solo energia elettrica.
(41) I valori più bassi degli intervalli dei BAT-AEEL si ottengono in caso di condizioni climatiche sfavorevoli, in unità alimentate a lignite di scarsa qualità, e/o in unità vecchie (messe in esercizio per la prima volta prima del 1985).
(42) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEEL può essere ottenuto con parametri del vapore elevati (pressione, temperatura).
(43) L'entità del miglioramento del rendimento elettrico dipende da ciascuna unità, ma un aumento di oltre tre punti percentuali è considerato indice dell'applicazione della BAT nelle unità esistenti, in funzione della progettazione originaria dell'unità e delle modifiche impiantistiche già apportate.
(44) Per le unità alimentate a lignite con potere calorifico inferiore al di sotto di 6 MJ/kg, il limite inferiore dell'intervallo del BAT-AEEL è 41,5 %.
(45) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEEL può essere pari a 46 % nelle unità con potenza ≥ 600 MWth che utilizzano condizioni del vapore supercritiche o ultra supercritiche.
(46) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEEL può essere pari a 44 % nelle unità con potenza ≥ 600 MWth che utilizzano condizioni del vapore supercritiche o ultra supercritiche.
(47) Questi BAT-AEL non si applicano agli impianti in funzione < 1 500 ore/anno.
(48) Nel caso delle caldaie PC a carbone messe in funzione non oltre il 1o luglio 1987, che sono in funzione < 1 500 ore/anno e alle quali l'SCR e/o SNRC non sono applicabili, il limite superiore dell'intervallo è 340 mg/Nm3.
(49) Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(50) Il limite inferiore dell'intervallo è considerato raggiungibile nel caso di uso dell'SCR.
(51) Il limite superiore dell'intervallo è 175 mg/Nm3 per le caldaie FBC messe in funzione non oltre il 7 gennaio 2014 e per le caldaie PC a lignite.
(52) Il limite superiore dell'intervallo è 220 mg/Nm3 per le caldaie FBC messe in funzione non oltre il 7 gennaio 2014 e per le caldaie PC a lignite.
(53) Nel caso degli impianti messi in funzione non oltre il 7 gennaio 2014, il limite superiore dell'intervallo è 200 mg/Nm3 per le caldaie in funzione ≥ 1 500 ore/anno, e 220 mg/Nm3 per gli impianti in funzione < 1 500 ore/anno.
(54) Il limite superiore dell'intervallo può essere fino a 140 mg/Nm3 nel caso di limitazioni dovute alla progettazione della caldaia e/o nel caso di caldaie a letto fluido dotate di tecniche di abbattimento secondarie per la riduzione delle emissioni di NOX.
(55) Questi BAT-AEL non si applicano agli impianti in funzione < 1 500 ore/anno.
(56) Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(57) Nel caso degli impianti messi in funzione non oltre il 7 gennaio 2014, il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 250 mg/Nm3.
(58) Il limite inferiore dell'intervallo può essere ottenuto con l'uso concomitante di combustibili a basso tenore di zolfo e dei sistemi più avanzati nell'ambito della progettazione delle tecniche di abbattimento a umido.
(59) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 220 mg/Nm3 nel caso degli impianti messi in esercizio non oltre il 7 gennaio 2014 e funzionanti < 1 500 ore/anno. Per gli altri impianti esistenti messi in funzione non oltre il 7 gennaio 2014, il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 205 mg/Nm3.
(60) Per le caldaie a letto fluido circolante, il limite inferiore dell'intervallo può essere ottenuto ricorrendo alla FGD a umido ad alta efficienza. Il limite superiore dell'intervallo può essere ottenuto mediante iniezione di sorbente in caldaia.
(61) I valori più bassi di questi intervalli del BAT-AEL possono essere difficili da ottenere nel caso di impianti dotati di FGD a umido e di uno scambiatore di calore gas/gas a valle.
(62) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 20 mg/Nm3 nei seguenti casi: impianti che bruciano combustibili il cui tenore di cloro è 1 000 mg/kg (peso secco) o superiore; impianti in funzione < 1 500 ore/anno; caldaie FBC. Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(63) Nel caso degli impianti dotati di un sistema di FGD a umido con uno scambiatore di calore gas/gas a valle, il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 7 mg/Nm3.
(64) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 7 mg/Nm3 nei seguenti casi: impianti dotati di un sistema FGD a umido con uno scambiatore di calore gas/gas a valle; impianti in funzione < 1 500 ore/anno; caldaie FBC. Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(65) Questi BAT-AEL non si applicano agli impianti in funzione < 1 500 ore/anno.
(66) Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(67) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 28 mg/Nm3 per gli impianti messi in funzione non oltre il 7 gennaio 2014.
(68) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 25 mg/Nm3 per gli impianti messi in funzione non oltre il 7 gennaio 2014.
(69) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 12 mg/Nm3 per gli impianti messi in funzione non oltre il 7 gennaio 2014.
(70) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 20 mg/Nm3 per gli impianti messi in funzione non oltre il 7 gennaio 2014.
(71) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 14 mg/Nm3 per gli impianti messi in funzione non oltre il 7 gennaio 2014.
(72) Il limite inferiore dell'intervallo del BAT-AEL può essere ottenuto con tecniche specifiche di abbattimento delle emissioni di mercurio.
(73) Questi BAT-AEEL non si applicano alle unità in funzione < 1 500 ore/anno.
(74) Nel caso di unità CHP si applica solo uno dei due BAT-AEEL («Rendimento elettrico netto» o «Consumo totale netto di combustibile»), secondo l'uso per cui è progettata l'unità CHP (vale a dire produzione preponderante di energia elettrica o termica).
(75) Il limite inferiore dell'intervallo può corrispondere ai casi in cui il tipo di sistema di raffreddamento utilizzato o l'ubicazione geografica dell'unità possono influire negativamente sull'efficienza energetica (fino a quattro punti percentuali).
(76) Questi livelli potrebbero non essere raggiungibili se la domanda potenziale di calore è troppo bassa.
(77) Questi BAT-AEEL non si applicano agli impianti che producono solo energia elettrica.
(78) Il limite inferiore dell'intervallo può essere pari a 32 % nelle unità con potenza < 150 MWth che bruciano combustibili a base di biomassa con alto tenore di umidità.
(79) Questi BAT-AEL non si applicano agli impianti in funzione < 1 500 ore/anno.
(80) Per gli impianti di combustione in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(81) Per gli impianti che bruciano combustibili il cui tenore medio di potassio è pari o superiore a 2 000 mg/kg (peso secco) e/o il cui tenore medio di sodio è pari o superiore a 300 mg/kg, il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 200 mg/Nm3.
(82) Per gli impianti che bruciano combustibili il cui tenore medio di potassio è pari o superiore a 2 000 mg/kg (peso secco) e/o il cui tenore medio di sodio è pari o superiore a 300 mg/kg, il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 250 mg/Nm3.
(83) Per gli impianti che bruciano combustibili il cui tenore medio di potassio è pari o superiore a 2 000 mg/kg (peso secco) e/o il cui tenore medio di sodio è pari o superiore a 300 mg/kg, il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 260 mg/Nm3.
(84) Per gli impianti messi in funzione non oltre il 7 gennaio 2014 e che bruciano combustibili il cui tenore medio di potassio è pari o superiore a 2 000 mg/kg (peso secco) e/o il cui tenore medio di sodio è pari o superiore a 300 mg/kg, il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 310 mg/Nm3.
(85) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 160 mg/Nm3 per gli impianti messi in funzione non oltre il 7 gennaio 2014.
(86) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 200 mg/Nm3 per gli impianti messi in funzione non oltre il 7 gennaio 2014.
(87) Questi BAT-AEL non si applicano agli impianti in funzione < 1 500 ore/anno.
(88) Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(89) Per gli impianti esistenti che bruciano combustibili il cui tenore medio di zolfo è pari o superiore a 0,1 % in peso secco il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 100 mg/Nm3.
(90) Per gli impianti esistenti che bruciano combustibili il cui tenore medio di zolfo è pari o superiore a 0,1 % in peso secco il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 215 mg/Nm3.
(91) Per gli impianti esistenti che bruciano combustibili il cui tenore medio di zolfo è pari o superiore a 0,1 % in peso secco il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 165 mg/Nm3, o 215 mg/Nm3 se sono stati messi in funzione non oltre il 7 gennaio 2014 e/o le caldaie FBC che bruciano torba.
(92) Per gli impianti che bruciano combustibili il cui tenore medio di cloro è ≥ 0,1 % in peso secco o per gli impianti esistenti che bruciano biomassa insieme a un combustibile con un alto tenore di zolfo (ad esempio, torba) o che utilizzano additivi alcalini di conversione dei cloruri (ad esempio, zolfo elementare), il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL della media annua è pari a 15 mg/Nm3 per gli impianti nuovi e 25 mg/Nm3 per gli impianti esistenti. L'intervallo del BAT-AEL della media giornaliera non si applica a questi impianti.
(93) L'intervallo del BAT-AEL della media giornaliera non si applica agli impianti in funzione < 1 500 ore/anno. Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL della media annua per gli impianti nuovi in funzione < 1 500 ore/anno è di 15 mg/Nm3.
(94) Questi BAT-AEL non si applicano agli impianti in funzione < 1 500 ore/anno.
(95) I valori più bassi di questi intervalli del BAT-AEL possono essere difficili da ottenere nel caso di impianti dotati di FGD a umido e di uno scambiatore di calore gas/gas a valle.
(96) Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(97) Questi BAT-AEL non si applicano agli impianti in funzione < 1 500 ore/anno.
(98) Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(99) Questi BAT-AEEL non si applicano alle unità in funzione < 1 500 ore/anno.
(100) Nel caso di unità CHP si applica solo uno dei due BAT-AEEL («Rendimento elettrico netto» o «Consumo totale netto di combustibile»), secondo l'uso per cui è progettata l'unità CHP (vale a dire, produzione preponderante di energia elettrica o termica).
(101) Questi livelli potrebbero non essere raggiungibili se la domanda potenziale di calore è troppo bassa.
(102) Questi BAT-AEL non si applicano agli impianti in funzione < 1 500 ore/anno.
(103) Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(104) Per le caldaie industriali e gli impianti di teleriscaldamento messi in funzione non oltre il 27 novembre 2003, che sono in funzione < 1 500 ore/anno e ai quali l'SCR e/o SNRC non sono applicabili, il limite superiore dell'intervallo è 450 mg/Nm3.
(105) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è pari a 110 mg/Nm3 per gli impianti di potenza 100–300 MWth e per gli impianti di potenza ≥ 300 MWth messi in funzione non oltre il 7 gennaio 2014.
(106) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è pari a 145 mg/Nm3 per gli impianti di potenza 100–300 MWth e per gli impianti di potenza ≥ 300 MWth messi in funzione non oltre il 7 gennaio 2014.
(107) Per le caldaie industriali e gli impianti di teleriscaldamento di potenza > 100 MWth messi in funzione non oltre il 27 novembre 2003, che funzionano < 1 500 ore/anno e ai quali l'SCR e/o SNRC non sono applicabili, il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 365 mg/Nm6.
(108) Questi BAT-AEL non si applicano agli impianti in funzione < 1 500 ore/anno.
(109) Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(110) Per le caldaie industriali e gli impianti di teleriscaldamento messi in funzione non oltre il 27 novembre 2003 e in funzione < 1 500 ore/anno, il limite superiore dell'intervallo è 400 mg/Nm3.
(111) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 175 mg/Nm3 per gli impianti messi in funzione non oltre il 7 gennaio 2014.
(112) Per le caldaie industriali e gli impianti di teleriscaldamento messi in funzione non oltre il 27 novembre 2003, che sono in funzione < 1 500 ore/anno e ai quali l'FGD a umido non è applicabile, il limite superiore dell'intervallo è 200 mg/Nm5.
(113) Questi BAT-AEL non si applicano agli impianti in funzione < 1 500 ore/anno.
(114) Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(115) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 25 mg/Nm3 per gli impianti messi in funzione non oltre il 7 gennaio 2014.
(116) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 15 mg/Nm3 per gli impianti messi in funzione non oltre il 7 gennaio 2014.
(117) Ai sensi dell'articolo 2, punto 26, della direttiva 2009/72/CE.
(118) Ai sensi dell'articolo 2, punto 27 della direttiva 2009/72/CE.
(119) Questi BAT-AEEL non si applicano alle unità in funzione < 1 500 ore/anno.
(120) Il BAT-AEEL per il rendimento elettrico netto si applica alle unità CHP progettate per generare prevalentemente energia elettrica e alle unità che generano esclusivamente energia elettrica.
(121) Questi livelli possono essere difficili da ottenere in caso di motori muniti di dispositivi di abbattimento secondari ad alta intensità energetica.
(122) Questo livello può essere difficile da ottenere nel caso dei motori che utilizzano un radiatore come sistema di raffreddamento in climi secchi e caldi.
(123) Questi BAT-AEL non si applicano agli impianti in funzione < 1 500 ore/anno o agli impianti che non possono adottare tecniche secondarie di abbattimento.
(124) L'intervallo del BAT-AEL è 1 150–1 900 mg/Nm3 per gli impianti in funzione < 1 500 ore/anno o per gli impianti che non possono adottare tecniche secondarie di abbattimento.
(125) Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(126) Nel caso di impianti comprendenti unità di potenza < 20 MWth che bruciano HFO, il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL applicabile a tali unità è pari a 225 mg/Nm3.
(127) Questi BAT-AEL non si applicano agli impianti in funzione < 1 500 ore/anno.
(128) Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(129) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 280 mg/Nm3 se non è possibile applicare alcuna tecnica secondaria di abbattimento. Ciò corrisponde a un combustibile con tenore in zolfo di 0,5 % (peso secco).
(130) Questi BAT-AEL non si applicano agli impianti in funzione < 1 500 ore/anno.
(131) Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(132) Questi BAT-AEEL non si applicano alle unità in funzione < 1 500 ore/anno.
(133) Il BAT-AEEL per il rendimento elettrico netto si applica alle unità CHP progettate per generare prevalentemente energia elettrica e alle unità che generano esclusivamente energia elettrica.
(134) Questi BAT-AEL non si applicano agli impianti esistenti in funzione < 1 500 ore/anno.
(135) Per gli impianti esistenti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(136) Questi BAT-AEEL non sono applicabili alle unità in funzione meno di 1 500 ore/anno.
(137) Nel caso di unità CHP, si applica solo uno dei due BAT-AEEL «rendimento elettrico netto» o «consumo totale netto di combustibile», in base alla progettazione dell'unità CHP (vale a dire una progettazione più orientata verso la generazione di energia elettrica o di energia termica).
(138) I BAT-AEEL per il consumo totale netto di combustibile potrebbero non essere raggiungibili se la domanda potenziale di energia termica è troppo bassa.
(139) Questi BAT-AEEL non sono applicabili agli impianti che generano solo energia elettrica.
(140) Questi BAT-AEEL non sono applicabili alle unità utilizzate per applicazioni a trasmissione meccanica.
(141) Potrebbe essere difficile raggiungere questi livelli nel caso di motori configurati per raggiungere livelli di NOX inferiori a 190 mg/Nm3.
(142) Questi BAT-AEL si applicano anche alla combustione di gas naturale in turbine a doppia alimentazione.
(143) Nel caso di una turbina a gas dotata di bruciatori DLN, questi BAT-AEL si applicano solo se il DLN è effettivamente in funzione.
(144) Questi BAT-AEL non si applicano agli impianti esistenti in funzione < 1 500 ore/anno.
(145) Ottimizzare il funzionamento di una tecnica esistente per ridurre ulteriormente le emissioni di NOX può portare a livelli di emissioni di CO al limite superiore dell'intervallo indicativo per le emissioni di CO indicato in appresso.
(146) Questi BAT-AEL non si applicano alle turbine esistenti per applicazioni con trasmissione meccanica o agli impianti esistenti in funzione < 500 ore/anno.
(147) Per gli impianti con un rendimento elettrico (RE) netto > 39 %, può essere applicato un fattore di correzione al limite superiore dell'intervallo, corrispondente a [valore superiore] × RE/39, dove RE è il rendimento netto dell'energia elettrica o meccanica dell'impianto determinato alle condizioni ISO di carico di base.
(148) Il limite superiore dell'intervallo è 80 mg/Nm3 nel caso degli impianti messi in esercizio non oltre il 27 novembre 2003 e in funzione tra 500 e 1 500 ore l'anno.
(149) Per gli impianti con un rendimento elettrico (RE) netto > 55 %, può essere applicato un fattore di correzione al limite superiore dell'intervallo, corrispondente a [valore superiore] × RE/55, dove RE è il rendimento netto dell'energia elettrica o meccanica dell'impianto determinato alle condizioni ISO di carico di base.
(150) In caso di impianti esistenti entrati in funzione non oltre il 7 gennaio 2014, il limite superiore dell'intervallo BAT-AEL è 65 mg/Nm3.
(151) In caso di impianti esistenti entrati in funzione non oltre il 7 gennaio 2014, il limite superiore dell'intervallo BAT-AEL è 55 mg/Nm3.
(152) In caso di impianti esistenti entrati in funzione non oltre il 7 gennaio 2014, il limite superiore dell'intervallo BAT-AEL è 80 mg/Nm3.
(153) Il limite inferiore dell'intervallo BAT-AEL per il NOx è raggiungibile con i bruciatori DLN.
(154) Questi livelli sono indicativi.
(155) In caso di impianti esistenti entrati in funzione non oltre il 7 gennaio 2014, il limite superiore dell'intervallo BAT-AEL è 60 mg/Nm3.
(156) In caso di impianti esistenti entrati in funzione non oltre il 7 gennaio 2014, il limite superiore dell'intervallo BAT-AEL è 65 mg/Nm3.
(157) Ottimizzare il funzionamento di una tecnica esistente per ridurre ulteriormente le emissioni di NOX può portare a livelli di emissioni di CO al limite superiore dell'intervallo indicativo per le emissioni di CO indicato in appresso.
(158) Questi BAT-AEL non si applicano agli impianti in funzione < 1 500 ore/anno.
(159) Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(160) Questi BAT-AEL si applicano solo ai motori a combustione interna a miscela magra e nei motori a doppia alimentazione. Non si applicano ai motori diesel a gas naturale.
(161) Nel caso di motori a gas per situazioni di emergenza in funzione < 500 ore/anno, che non hanno potuto applicare la modalità di combustione magra o utilizzare la SCR, il limite superiore dell'intervallo indicativo è 175 mg/Nm3.
(162) Per gli impianti esistenti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(163) Questo BAT-AEL è espresso con C nel funzionamento a pieno carico.
(164) Questi BAT-AEEL non si applicano alle unità in funzione < 1 500 ore/anno.
(165) Nel caso di unità CHP si applica solo uno dei due BAT-AEEL («Rendimento elettrico netto» o «Consumo totale netto di combustibile»), secondo l'uso cui è destinata l'unità CHP (vale a dire, produzione preponderante di energia elettrica o termica).
(166) Questi BAT-AEEL non sono applicabili agli impianti che generano solo energia elettrica.
(167) L'ampia gamma di efficienza energetica delle unità CHP dipende in gran parte dalla domanda locale di energia elettrica e termica.
(168) Questi BAT-AEEL non si applicano alle unità in funzione < 1 500 ore/anno.
(169) Nel caso di unità CHP si applica solo uno dei due BAT-AEEL («Rendimento elettrico netto» o «Consumo totale netto di combustibile»), secondo l'uso cui è destinata l'unità CHP (produzione preponderante di energia elettrica o termica).
(170) Questi BAT-AEEL non sono applicabili agli impianti che generano solo energia elettrica.
(171) Si presume che gli impianti che bruciano una miscela di gas con potere calorifico inferiore equivalente > 20 MJ/Nm3 producano emissioni vicine al limite superiore degli intervalli dei BAT-AEL.
(172) Il limite inferiore dell'intervallo dei BAT-AEL è raggiungibile nel caso di uso dell'SCR.
(173) Per gli impianti in funzione < 1 500 ore/anno questi BAT-AEL non sono applicabili.
(174) In caso di impianti entrati in funzione non oltre il 7 gennaio 2014, il limite superiore dell'intervallo BAT-AEL è 160 mg/Nm3. Inoltre, il limite superiore dell'intervallo dei BAT-AEL può essere superato quando l'SCR non può essere utilizzata e quando si utilizza una quota elevata di gas di cokeria (es. > 50 %) e/o quando si bruciano gas di cokeria con un livello relativamente elevato di H2. In questo caso, il limite superiore dell'intervallo BAT-AEL è 220 mg/Nm3.
(175) Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(176) In caso di impianti entrati in funzione non oltre il 7 gennaio 2014, il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL è 70 mg/Nm3.
(177) Per gli impianti esistenti in funzione < 1 500 ore/anno questi BAT-AEL non sono applicabili.
(178) Per gli impianti esistenti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(179) Il limite superiore dell'intervallo del BAT-AEL può essere superato quando si utilizza una quota elevata di gas di cokeria (ad esempio > 50 %). In questo caso, il limite superiore dell'intervallo BAT-AEL è 300 mg/Nm3.
(180) Per gli impianti esistenti in funzione < 1 500 ore/anno questi BAT-AEL non sono applicabili.
(181) Per gli impianti esistenti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(182) Questi BAT-AEL si basano su una quantità di energia > 70 % generata al pieno carico disponibile il giorno considerato.
(183) Ciò include le turbine a gas mono- e bicombustibili.
(184) Il limite superiore dell'intervallo BAT-AEL è 250 mg/Nm3 se i bruciatori DLN non sono applicabili.
(185) Il limite inferiore dell'intervallo BAT-AEL è raggiungibile con i bruciatori DLN.
(186) Questi BAT-AEEL non sono applicabili alle unità in funzione < 1 500 ore/anno.
(187) Nel caso di unità CHP si applica solo uno dei due BAT-AEEL («Rendimento elettrico netto» o «Consumo totale netto di combustibile»), secondo l'uso cui è destinata l'unità CHP (vale a dire, produzione preponderante di energia elettrica o termica).
(188) Questi BAT-AEEL potrebbero non essere raggiungibili se la domanda potenziale di calore è troppo bassa.
(189) Questi BAT-AEEL non sono applicabili agli impianti che generano solo energia elettrica.
(190) Per gli impianti in funzione < 1 500 ore/anno questi BAT-AEL non sono applicabili.
(191) Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(192) Per gli impianti esistenti di potenza ≤ 500 MWth messi in funzione non oltre il 27 novembre 2003 che utilizzano combustibili liquidi con un tenore di azoto superiore a 0,6 % in peso, il limite superiore dell'intervallo BAT-AEL è 380 mg/Nm3.
(193) Per gli impianti esistenti entrati in funzione non oltre il 7 gennaio 2014, il limite superiore dell'intervallo BAT-AEL è 180 mg/Nm3.
(194) Per gli impianti esistenti entrati in funzione non oltre il 7 gennaio 2014, il limite superiore dell'intervallo BAT-AEL è 210 mg/Nm3.
(195) Per gli impianti esistenti in funzione < 1 500 ore/anno questi BAT-AEL non sono applicabili.
(196) Per gli impianti esistenti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(197) Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(198) In caso di impianti in funzione < 1 500 ore/anno, il limite superiore dell'intervallo BAT-AEL è 20 mg/Nm3.
(199) In caso di impianti in funzione < 1 500 ore/anno, il limite superiore dell'intervallo BAT-AEL è 7 mg/Nm3.
(200) Per gli impianti in funzione < 1 500 ore/anno questi BAT-AEL non sono applicabili.
(201) Per gli impianti in funzione < 500 ore/anno questi livelli sono indicativi.
(202) Per gli impianti entrati in funzione non oltre il 7 gennaio 2014, il limite superiore dell'intervallo BAT-AEL è 25 mg/Nm3.
(203) Per gli impianti entrati in funzione non oltre il 7 gennaio 2014, il limite superiore dell'intervallo BAT-AEL è 15 mg/Nm3.
(204) Questi BAT-AEL sono applicabili unicamente agli impianti di combustione che utilizzano combustibili derivati da processi chimici in presenza di sostanze clorurate.