ISSN 1977-0766

Dziennik Urzędowy

Unii Europejskiej

L 212
European flag  

Wydanie polskie

Legislacja

Rocznik 60
17 sierpnia 2017

Spis treści

 

II   Akty o charakterze nieustawodawczym

Strona

 

 

DECYZJE

 

*

Decyzja wykonawcza Komisji (UE) 2017/1442 z dnia 31 lipca 2017 r. ustanawiająca konkluzje dotyczące najlepszych dostępnych technik (BAT) w odniesieniu do dużych obiektów energetycznego spalania zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE (notyfikowana jako dokument nr C(2017) 5225)  ( 1 )

1

 

 

(1)   Tekst mający znaczenie dla EOG.

PL

Akty, których tytuły wydrukowano zwykłą czcionką, odnoszą się do bieżącego zarządzania sprawami rolnictwa i generalnie zachowują ważność przez określony czas.

Tytuły wszystkich innych aktów poprzedza gwiazdka, a drukuje się je czcionką pogrubioną.

II Akty o charakterze nieustawodawczym

DECYZJE

17.8.2017   

PL

Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej

L 212/1

DECYZJA WYKONAWCZA KOMISJI (UE) 2017/1442

z dnia 31 lipca 2017 r.

ustanawiająca konkluzje dotyczące najlepszych dostępnych technik (BAT) w odniesieniu do dużych obiektów energetycznego spalania zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE

(notyfikowana jako dokument nr C(2017) 5225)

(Tekst mający znaczenie dla EOG)

KOMISJA EUROPEJSKA,

uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej,

uwzględniając dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola) (1), w szczególności jej art. 13 ust. 5,

a także mając na uwadze, co następuje:

(1)

Konkluzje dotyczące najlepszych dostępnych technik (BAT) służą jako odniesienie przy ustalaniu warunków pozwolenia w przypadku instalacji objętych zakresem rozdziału II dyrektywy 2010/75/UE, zaś właściwe organy powinny określić dopuszczalne wielkości emisji, dzięki którym w normalnych warunkach eksploatacji emisje nie przekroczą poziomów powiązanych z najlepszymi dostępnymi technikami określonymi w konkluzjach dotyczących BAT.

(2)

W dniu 20 października 2016 r., ustanowione decyzją Komisji z dnia 16 maja 2011 r. (2) forum złożone z przedstawicieli państw członkowskich, zainteresowanych branż i organizacji pozarządowych działających na rzecz ochrony środowiska przekazało Komisji swoją opinię na temat proponowanej treści dokumentów referencyjnych BAT w odniesieniu do dużych obiektów energetycznego spalania. Opinia ta jest publicznie dostępna.

(3)

Konkluzje dotyczące BAT zawarte w załączniku do niniejszej decyzji są kluczowym elementem tych dokumentów referencyjnych BAT.

(4)

Środki przewidziane w niniejszej decyzji są zgodne z opinią komitetu ustanowionego na mocy art. 75 ust. 1 dyrektywy 2010/75/UE,

PRZYJMUJE NINIEJSZĄ DECYZJĘ:

Artykuł 1

Niniejszym przyjmuje się najlepsze dostępne techniki (BAT) w odniesieniu do dużych obiektów energetycznego spalania, określone w załączniku.

Artykuł 2

Niniejsza decyzja skierowana jest do państw członkowskich.

Sporządzono w Brukseli dnia 31 lipca 2017 r.

W imieniu Komisji

Karmenu VELLA

Członek Komisji

(1)  Dz.U. L 334 z 17.12.2010, s. 17.

(2)  Dz.U. C 146 z 17.5.2011, s. 3.

ZAŁĄCZNIK

KONKLUZJE DOTYCZĄCE NAJLEPSZYCH DOSTĘPNYCH TECHNIK (BAT)

ZAKRES

Niniejsze konkluzje BAT odnoszą się do następujących rodzajów działalności wymienionych w załączniku I do dyrektywy 2010/75/UE:

—

1.1: Spalanie paliw w instalacjach o całkowitej nominalnej mocy cieplnej dostarczonej w paliwie wynoszącej 50 MW lub więcej tylko wtedy, gdy taka działalność odbywa się w obiektach energetycznego spalania o całkowitej nominalnej mocy cieplnej dostarczonej w paliwie wynoszącej 50 MW lub więcej.

—

1.4: Zgazowanie węgla lub innych paliw w instalacjach o całkowitej nominalnej mocy cieplnej dostarczonej w paliwie wynoszącej 20 MW lub więcej tylko wtedy, gdy taka działalność jest bezpośrednio związana z obiektem energetycznego spalania.

—

5.2: Unieszkodliwianie lub odzysk odpadów we współspalarniach odpadów w odniesieniu do odpadów innych niż niebezpieczne, o wydajności przekraczającej 3 tony na godzinę lub w odniesieniu do odpadów niebezpiecznych, o wydajności przekraczającej 10 ton na dobę, tylko wtedy, gdy taka działalność odbywa się w obiektach energetycznego spalania objętych ppkt 1.1 powyżej.

W szczególności niniejsze konkluzje BAT obejmują działania poprzedzające i następcze bezpośrednio związane z wyżej wspomnianymi działalnościami, w tym z zastosowaniem technik zapobiegania emisjom i ich kontroli.

Paliwa uwzględnione w niniejszych konkluzjach BAT to wszelkie stałe, ciekłe lub gazowe substancje palne, w tym:

—

paliwa stałe (np. węgiel kamienny, węgiel brunatny, torf),

—

biomasa (zdefiniowana w art. 3 pkt 31 dyrektywy 2010/75/UE),

—

paliwa ciekłe (np. ciężki olej opałowy i olej napędowy),

—

paliwa gazowe (np. gaz ziemny, gaz zawierający wodór i gaz syntezowy),

—

paliwa charakterystyczne dla przemysłu (np. produkty uboczne przemysłu chemicznego i hutnictwa żelaza i stali),

—

odpady, z wyjątkiem zmieszanych odpadów komunalnych zdefiniowanych w art. 3 pkt 39 i z wyjątkiem pozostałych odpadów wymienionych w art. 42 ust. 2 lit. a) ppkt (ii) i (iii) dyrektywy 2010/75/UE.

Niniejsze konkluzje BAT nie obejmują:

—

spalania paliw w jednostkach spalania o nominalnej mocy cieplnej dostarczonej w paliwie mniejszej niż 15 MW,

—

obiektów energetycznego spalania korzystających z ograniczonego odstępstwa obowiązującego w całym okresie eksploatacji lub odstępstwa dla zakładów zasilających sieci ciepłownicze zgodnie z art. 33 i 35 dyrektywy 2010/75/UE, do czasu wygaśnięcia odstępstw określonych w ich pozwoleniach, które dotyczą poziomów emisji powiązanych z najlepszymi dostępnymi technikami dla zanieczyszczeń objętych odstępstwem, jak również dla innych zanieczyszczeń, których emisje zostałyby ograniczone przez środki techniczne nie zastosowane dzięki odstępstwu,

—

zgazowania paliw, jeżeli nie są bezpośrednio powiązane ze spalaniem powstającego w ich wyniku gazu syntezowego,

—

zgazowania paliw i następnie spalania gazu syntezowego, jeśli jest to bezpośrednio związane z rafinacją ropy naftowej i gazu,

—

działań poprzedzających i następczych, które nie są bezpośrednio związane z działaniami w zakresie spalania lub zgazowania,

—

spalania w paleniskach procesowych lub nagrzewnicach,

—

spalania w instalacjach dopalających,

—

spalania gazu w pochodniach,

—

spalania w kotłach odzysknicowych i palnikach całkowitej redukcji siarki w instalacjach do produkcji masy celulozowej i papieru, o ile są one objęte konkluzjami BAT w odniesieniu do produkcji masy celulozowej, papieru i tektury,

—

spalania paliw rafineryjnych na terenie rafinerii, o ile jest to ujęte w konkluzjach dotyczących BAT w odniesieniu do rafinacji ropy naftowej i gazu,

—

unieszkodliwiania lub odzysku odpadów w:

—

spalarniach odpadów (zdefiniowanych w art. 3 pkt 40 dyrektywy 2010/75/UE),

—

współspalarniach odpadów, gdzie ponad 40 % powstającego wydzielanego ciepła pochodzi z odpadów niebezpiecznych,

—

współspalarniach odpadów, gdzie spalane są wyłącznie odpady, z wyjątkiem sytuacji, gdy takie odpady przynajmniej częściowo składają się z biomasy, zgodnie z definicją w art. 3 pkt 31 lit. b) dyrektywy 2010/75/UE,

ile jest to ujęte w konkluzjach dotyczących BAT dla spalania odpadów.

Pozostałe konkluzje BAT oraz dokumenty referencyjne, które mogą być istotne dla działalności objętych niniejszymi konkluzjami BAT, są następujące:

—

Wspólne systemy oczyszczania ścieków i gazów odlotowych/systemy zarządzania w sektorze chemicznym (CWW)

—

Seria dokumentów referencyjnych BAT dotyczących sektora chemicznego (LVOC itp.)

—

Ekonomika i efekty wzajemnych powiązań pomiędzy różnymi komponentami środowiska (ECM)

—

Emisje z magazynowania (EFS)

—

Efektywność energetyczna (ENE)

—

Przemysłowe systemy chłodzenia (ICS)

—

Produkcja żelaza i stali (IS)

—

Monitorowanie emisji do powietrza i wody z instalacji IED (ROM)

—

Produkcja masy celulozowej, papieru i tektury (PP)

—

Rafinacja ropy naftowej i gazu (REF)

—

Spalanie odpadów (WI)

—

Przetwarzanie odpadów (WT)

DEFINICJE

Do celów niniejszych konkluzji BAT zastosowanie mają następujące definicje:

Stosowany termin

Definicja

Pojęcia ogólne

Kocioł

Dowolny obiekt energetycznego spalania, z wyłączeniem silników, turbin gazowych i palenisk procesowych lub nagrzewnic

Blok gazowo-parowy z turbiną gazową (CCGT)

CCGT jest obiektem energetycznego spalania, w którym wykorzystuje się dwa cykle termodynamiczne (tj. obiegi Braytona i Rankine'a). W CCGT ciepło ze spalin z turbiny gazowej (pracującej w obiegu Braytona w celu produkcji energii elektrycznej) jest przekształcane w energię użyteczną w parowym kotle odzysknicowym (HRSG), gdzie jest wykorzystywane do wytwarzania pary, która następnie rozpręża się w turbinie parowej (działającej zgodnie z obiegiem Rankine'a w celu wyprodukowania dodatkowej energii elektrycznej).

Do celów niniejszych konkluzji BAT CCGT obejmuje konfiguracje zarówno z dodatkowym dopalaniem w HRSG (kotłach odzysknicowych), jak i bez dopalania

Obiekt energetycznego spalania

Każde urządzenie techniczne, w którym paliwa są utleniane w celu wykorzystania wytworzonego w ten sposób ciepła. Do celów niniejszych konkluzji BAT kombinację składająca się z:

—

dwóch lub większej liczby odrębnych obiektów energetycznego spalania, w przypadku gdy spaliny są odprowadzane przez wspólny komin, lub

—

oddzielnych obiektów energetycznego spalania, którym udzielono pozwolenia po raz pierwszy w dniu 1 lipca 1987 r. lub później, lub w odniesieniu do których prowadzący złożyli kompletny wniosek o pozwolenie w tym dniu lub po tym dniu, które są zainstalowane w taki sposób, że uwzględniając czynniki techniczne i ekonomiczne, ich spaliny można, w ocenie właściwego organu, odprowadzać przez wspólny komin

uznaje się za jeden obiekt energetycznego spalania.

Do celów obliczania całkowitej nominalnej mocy cieplnej dostarczonej w paliwie takiej kombinacji dodaje się moce wszystkich rozważanych pojedynczych obiektów spalania, których nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie wynosi co najmniej 15 MW

Jednostka spalania paliw

Pojedynczy obiekt spalania paliw

Pomiar ciągły

Pomiar dokonywany przy zastosowaniu automatycznych systemów pomiarowych zainstalowanych na stałe na miejscu

Bezpośredni zrzut

Zrzut (do odbiornika wodnego) w punkcie, w którym emisja opuszcza instalację bez dalszego oczyszczania

System odsiarczania spalin (IOS)

System składający się z jednej lub kilku technik redukcji zanieczyszczeń, których celem jest zmniejszenie poziomu emisji SOX emitowanych przez obiekt energetycznego spalania

System odsiarczania spalin (IOS) – istniejący

System odsiarczania spalin (IOS), który nie jest nowym systemem IOS

System odsiarczania spalin (IOS) – nowy

System odsiarczania spalin (IOS) w nowym obiekcie lub system IOS, który obejmuje co najmniej jedną technikę redukcji zanieczyszczeń, wprowadzoną lub całkowicie zastąpioną w istniejącym obiekcie po publikacji niniejszych konkluzji BAT

Olej napędowy

Każde ropopochodne paliwo ciekłe wchodzące w zakres kodów CN 2710 19 25 , 2710 19 29 , 2710 19 47 , 2710 19 48 , 2710 20 17 lub 2710 20 19

lub każde ropopochodne paliwo ciekłe, którego mniej niż 65 % objętości (włączając straty) destyluje w temperaturze 250 °C i którego co najmniej 85 % objętości (włączając straty) destyluje w temperaturze 350 °C przy zastosowaniu metody ASTM D86

Ciężki olej opałowy (HFO)

Każde ropopochodne paliwo ciekłe wchodzące w zakres kodów CN 2710 19 51 do 2710 19 68 , 2710 20 31 , 2710 20 35 , 2710 20 39

lub każde ropopochodne paliwo ciekłe, inne niż olej napędowy, które, z powodu ograniczeń jego destylacji, zalicza się do kategorii ciężkich olejów przeznaczonych do użycia jako paliwo, i którego mniej niż 65 % objętości (włączając straty) destyluje w temperaturze 250 °C przy zastosowaniu metody ASTM D86. Jeśli destylacja nie może być ustalona metodą ASTM D86, produkt rafineryjny jest również zaliczany do kategorii ciężkich olejów opałowych

Sprawność elektryczna netto (jednostka spalania paliw i IGCC)

Stosunek produkcji energii elektrycznej netto (energii elektrycznej mierzonej po stronie wysokiego napięcia głównego transformatora pomniejszonej o pobraną energię np.na potrzeby własne) oraz wkładu energii paliw/materiału wsadowego (jako paliw/surowców wg ich wartości opałowej) na granicy osłony bilansowej jednostki spalania paliw w danym okresie czasu

Sprawność mechaniczna netto

Stosunek mocy mechanicznej (mierzonej) na obciążonym sprzęgle do mocy cieplnej dostarczonej w paliwie

Jednostkowe zużycie paliwa netto (dla jednostki spalania i IGCC)

Stosunek produkcji energii netto (energii elektrycznej, ciepłej wody, pary, energii mechanicznej wyprodukowanej i pomniejszonej o pobraną energię elektryczną lub energię cieplną (np. na potrzeby własne) do energii wejściowej paliwa (w odniesieniu do wartości opałowej) na granicy osłony bilansowej jednostki spalania w danym przedziale czasowym

Jednostkowe zużycie paliwa netto (dla jednostki zgazowania)

Stosunek produkcji energii netto (energia elektryczna, gorąca woda, para wodna, wyprodukowana energia mechaniczna i gaz syntezowy (jako wartość opałowa gazu syntezowego) pomniejszonej o potrzeby własne energii elektrycznej lub energii cieplnej (np. do celów zużycia przez systemy pomocnicze)) oraz wkładu energii paliwa/materiału wsadowego (paliw/surowców wg ich wartości opałowej) na granicy osłony bilansowej jednostki zgazowania w danym okresie czasu

Godziny pracy

Czas wyrażony w godzinach, w którym obiekt energetycznego spalania pracuje jako całość lub jako część i odprowadza emisje do powietrza, z wyłączeniem okresów rozruchów i wyłączeń

Pomiar okresowy

Określenie wielkości mierzonej (określona wielkość, której wartość należy określić poprzez pomiar) w określonych odstępach czasu

Obiekt – istniejący

Obiekt energetycznego spalania, który nie jest nowym obiektem

Obiekt – nowy

Obiekt energetycznego spalania, który po raz pierwszy uzyskał pozwolenie w instalacji po opublikowaniu niniejszych konkluzji BAT lub całkowicie zastąpiony na istniejących fundamentach po opublikowaniu niniejszych konkluzji BAT

Instalacje dopalające

System zaprojektowany do oczyszczania spalin poprzez spalanie, który nie funkcjonuje jako niezależny obiekt energetycznego spalania, taki jak dopalacz termiczny (tj. spalarnia gazu odpadowego), stosowany do usuwania zanieczyszczeń (np. LZO) w spalinach, wraz z odzyskiwaniem ciepła wytworzonego w ten sposób lub bez niego. Techniki spalania etapowego, gdzie każdy etap spalania zachodzi w oddzielnej komorze z możliwą różną charakterystyką procesu spalania (np. w odniesieniu do stosunku paliwa do powietrza, profilu temperaturowego), są uważane za techniki zintegrowanego procesu spalania i nie są uważane za instalacje dopalające (post-combustion plant). Podobnie, w przypadku gdy gazy wytworzone w nagrzewnicy/palenisku lub w innym procesie spalania są następnie utleniane w odrębnym obiekcie energetycznego spalania w celu odzyskania ich wartości energetycznej (z użyciem dodatkowego paliwa lub bez użycia tego paliwa) w celu wytworzenia energii elektrycznej, pary, gorącej wody/oleju lub energii mechanicznej, ta ostatnia instalacja nie jest uważana za instalację dopalającą (post-combustion plant)

System monitorowania przewidywalnych emisji (PEMS)

System stosowany do określania stężeń emisji substancji zanieczyszczającej z emitora w sposób ciągły, w oparciu o ich powiązania z szeregiem charakterystycznych, monitorowanych w sposób ciągły parametrów procesu (np. zużycie paliwa gazowego, stosunek powietrza do paliwa) i danych dotyczących jakości paliwa lub surowca zasilającego (np. zawartość siarki)

Paliwa procesowe z przemysłu chemicznego

Gazowe lub ciekłe produkty uboczne uzyskane przez przemysł petrochemiczny i stosowane jako paliwa niekomercyjne w obiektach energetycznego spalania

Paleniska procesowe lub nagrzewnice

Paleniska procesowe lub nagrzewnice to:

—

obiekty energetycznego spalania, których spaliny są wykorzystywane do termicznej obróbki przedmiotów lub materiałów wsadowych poprzez bezpośredni kontakt (np. piece cementowo-wapienne, piece szklarskie, piece asfaltowe, proces suszenia, reaktor stosowany w przemyśle petrochemicznym) piece hutnicze metali żelaznych), lub

—

obiekty energetycznego spalania, w których ciepło promieniowania lub przewodzenia jest przekazywane do obiektów lub materiałów wsadowych poprzez stałą ścianę bez korzystania z pośredniego obiegu cieplnego (np. piec baterii koksowniczej, nagrzewnica Cowpera, piec lub reaktor nagrzewający strumień procesowy wykorzystywany w przemyśle petrochemicznym, taki jak reaktor krakingu parowego, podgrzewacz procesowy używany do regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego (LNG) w terminalach LNG).

W wyniku stosowania dobrych praktyk w zakresie odzyskiwania energii paleniska procesowe lub nagrzewnice mogą mieć powiązany system wytwarzania pary/energii elektrycznej. Uznaje się, że jest on nieodłącznym elementem paleniska procesowego lub nagrzewnicy i nie można go rozpatrywać osobno

Paliwo rafineryjne

Stały, ciekły lub gazowy materiał palny uzyskany na etapach destylacji i konwersji rafinacji ropy naftowej. Przykładami są: rafineryjne paliwo gazowe, gaz syntezowy, oleje rafineryjne i koks naftowy

Pozostałości

Substancje lub przedmioty powstałe w wyniku działań objętych zakresem niniejszego dokumentu, takie jak odpady czy produkty uboczne

Okres rozruchu i wyłączenia

Okres użytkowania obiektu określony zgodnie z przepisami decyzji wykonawczej Komisji 2012/249/UE (*1)

Jednostka spalania – istniejąca

Jednostka spalania paliw, która nie jest nową jednostką

Jednostka spalania – nowa

Jednostka spalania paliw, która po raz pierwszy została objęta pozwoleniem w obiekcie energetycznego spalania po opublikowaniu niniejszych konkluzji BAT lub całkowitą wymianą jednostki spalania paliw na istniejących fundamentach obiektu energetycznego spalania po opublikowaniu niniejszych konkluzji BAT

Ważna (średnia godzinna)

Średnią godzinną uznaje się za ważną, jeżeli nie miały miejsca konserwacja lub awaria automatycznego systemu pomiarowego


Stosowany termin

Definicja

Zanieczyszczenia/parametry

As

Suma arsenu i jego związków, wyrażona jako As

C3

Węglowodory o liczbie atomów węgla wynoszącej trzy

C4+

Węglowodory o liczbie atomów węgla wynoszącej cztery lub więcej

Cd

Suma kadmu i jego związków, wyrażona jako Cd

Cd+Tl

Suma kadmu, talu i ich związków, wyrażona jako Cd+Tl

CH4

Metan

CO

Tlenek węgla

ChZT

Chemiczne zapotrzebowanie na tlen. Ilość tlenu potrzebna do całkowitego utlenienia materii organicznej do dwutlenku węgla

COS

Siarczek karbonylu

Cr

Suma chromu i jego związków, wyrażona jako Cr

Cu

Suma miedzi i jej związków, wyrażona jako Cu

Pył

Całkowita masa cząstek stałych (w powietrzu)

Fluorek

Rozpuszczony fluorek wyrażony jako F-

H2S

Siarkowodór

HCl

Wszystkie nieorganiczne gazowe związki chloru, wyrażone jako HCl

HCN

Cyjanowodór

HF

Wszystkie nieorganiczne gazowe związki fluoru, wyrażone jako HF

Hg

Suma rtęci i jej związków, wyrażona jako Hg

N2O

Podtlenek azotu

NH3

Amoniak

Ni

Suma niklu i jego związków, wyrażona jako Ni

NOX

Suma tlenku azotu (NO) i dwutlenku azotu (NO2), wyrażona jako NO2

Pb

Suma ołowiu i jego związków, wyrażona jako Pb

PCDD/F

Polichlorowane dibenzo-p-dioksyny i furany

RCG

Stężenie w spalinach nieoczyszczonych. Stężenie SO2 w spalinach nieoczyszczonych jako średnia roczna (w warunkach znormalizowanych podanych w „Uwagach ogólnych”) na wlocie do systemu redukcji emisji SOX, wyrażone przy referencyjnej zawartości tlenu wynoszącej 6 % obj. O2

Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V

Suma antymonu, arsenu, ołowiu, chromu, kobaltu, miedzi, manganu, niklu, wanadu i ich związków, wyrażona jako Sb+As+Pb+Cr+Co+Cu+Mn+Ni+V

SO2

Ditlenek siarki

SO3

Tritlenek siarki

SOX

Suma ditlenku siarki (SO2) i tritlenku siarki (SO3) wyrażona jako SO2

Siarczan

Siarczan rozpuszczalny wyrażony jako SO4 2-

Siarczek, łatwo uwalniany

Suma rozpuszczalnego siarczku i nierozpuszczalnych siarczków, które są łatwo uwalniane w środowisku kwaśnym, wyrażona jako S2-

Siarczyn

Siarczyn rozpuszczalny wyrażony jako SO3 2-

OWO

Ogólny węgiel organiczny, wyrażony jako C (w wodzie)

TSS

Zawiesina ogólna Masa całkowita zawiesiny ogólnej (w wodzie) mierzona za pomocą filtracji przez sączki z włókna szklanego oraz ważenia

Całkowite LZO

Całkowita zawartość lotnych związków organicznych, wyrażona jako C (w powietrzu)

Zn

Suma cynku i jego związków, wyrażona jako Zn

AKRONIMY

Do celów niniejszych konkluzji BAT zastosowanie mają następujące akronimy:

Akronim

Definicja

ASU

Jednostka zasilania powietrzem

CCGT

Blok gazowo-parowy z turbiną gazową, z dodatkowym dopalaniem lub bez dopalania

CFB

Cyrkulacyjne złoże fluidalne

CHP

Kogeneracja

COG

Gaz koksowniczy

COS

Siarczek karbonylu

DLN

Suche palniki o niskiej emisji NOx

DSI

Dozowanie sorbentu do kanału spalin (spalin)

ESP

Elektrofiltr

FBC

Fluidalne złoże spalania

IOS

Odsiarczanie spalin

HFO

Ciężki olej opałowy

HRSG

Parowy kocioł odzysknicowy

IGCC

Blok gazowo-parowy ze zintegrowanym zgazowaniem paliwa

LHV

Wartość opałowa

LNB

Palniki o niskiej emisji NOx

LNG

Skroplony gaz ziemny

OCGT

Turbina gazowa w obiegu otwartym

OTNOC

Inne niż normalne warunki użytkowania

PC

Spalanie pyłowe

PEMS

Prognozujący system monitoringu emisji

SCR

Selektywna redukcja katalityczna

SDA

Absorber suchego rozpylania

SNCR

Selektywna redukcja niekatalityczna

UWAGI OGÓLNE

Najlepsze dostępne techniki

Techniki wymienione i opisane w niniejszych konkluzjach BAT nie mają ani nakazowego, ani wyczerpującego charakteru. Dopuszcza się stosowanie innych technik, o ile zapewniają co najmniej równoważny poziom ochrony środowiska.

O ile nie stwierdzono inaczej, niniejsze konkluzje BAT mają ogólne zastosowanie.

Poziomy emisji powiązane z najlepszymi dostępnymi technikami (BAT-AELs)

Jeżeli poziomy emisji powiązane z najlepszymi dostępnymi technikami (BAT-AELs) podane są dla różnych okresów uśredniania, wszystkie te BAT-AELs muszą być przestrzegane.

BAT-AELs określone w niniejszych konkluzjach BAT mogą nie mieć zastosowania do turbin i silników opalanych paliwem ciekłym i paliwem gazowym do stosowania w sytuacji awaryjnej, użytkowanych mniej niż 500 godzin rocznie, kiedy takie stosowanie w sytuacji awaryjnej nie zapewnia przestrzegania najlepszych dostępnych technik (BAT).

BAT-AELs dla emisji do powietrza

Poziomy emisji powiązane z najlepszymi dostępnymi technikami (BAT–AELs) dla emisji do powietrza, podane w niniejszych konkluzjach BAT, odnoszą się do stężenia wyrażonego jako masa wyemitowanej substancji w objętości spalin w następujących znormalizowanych warunkach: suchy gaz w temperaturze 273,15 K i pod ciśnieniem 101,3 kPa, oraz wyrażone w jednostkach mg/Nm3, μg/Nm3 lub ng I-TEQ/Nm3.

Monitorowanie powiązane z poziomami BAT-AELs dla emisji do powietrza podane jest w BAT 4.

Warunki odniesienia dla tlenu stosowane do wyrażenia wartości BAT-AELs w tym dokumencie pokazano w tabeli poniżej.

Działanie

Referencyjny poziom tlenu (OR)

Spalanie paliw stałych

6 % obj.

Spalanie paliw stałych w połączeniu z paliwami ciekłymi lub gazowymi

Współspalanie odpadów

Spalanie paliw gazowych lub ciekłych, jeśli nie odbywa się w turbinie gazowej lub silniku

3 % obj.

Spalanie paliw gazowych lub ciekłych, jeśli odbywa się w turbinie gazowej lub silniku

15 % obj.

Spalanie w obiektach IGCC

Poniżej przedstawiono równanie do celów obliczania stężenia emisji przy referencyjnym poziomie tlenu:

Formula

Gdzie:

ER

:

stężenie emisji przy referencyjnym poziomie tlenu OR;

OR

:

referencyjny poziom tlenu w % obj.;

EM

:

zmierzone stężenie emisji;

OM

:

zmierzony poziom tlenu w % obj.

W odniesieniu do okresów uśredniania stosuje się następujące definicje:

Okres uśredniania wyników pomiarów

Definicja

Średnia dobowa

Średnia z okresu 24 godzin obliczona dla ważnych średnich wartości godzinnych uzyskanych w wyniku ciągłych pomiarów

Średnia roczna

Średnia z okresu jednego roku obliczona dla ważnych średnich wartości godzinnych uzyskanych w wyniku ciągłych pomiarów

Średnia z okresu pobierania próbek

Średnia wartość uzyskana na podstawie trzech kolejnych pomiarów, z których każdy trwa co najmniej 30 minut (1)

Średnia z próbek uzyskanych w ciągu jednego roku

Średnia z wartości uzyskanych w ciągu jednego roku okresowych pomiarów dokonywanych z częstotliwością monitorowania określoną dla każdego parametru

BAT-AELs dla emisji do wody

Poziomy emisji powiązane z najlepszymi dostępnymi technikami (BAT–AELs) dla emisji do wody, podane w niniejszych konkluzjach dotyczących BAT, odnoszą się do stężeń wyrażonych jako masa wyemitowanych substancji do objętości wody oraz wyrażonych w μg/l, mg/l lub g/l. BAT-AELs odnoszą się do średnich dobowych, czyli 24-godzinnych próbek zbiorczych pobranych proporcjonalnie do przepływu. Próbki zbiorcze pobierane proporcjonalnie do czasu mogą być wykorzystane, pod warunkiem że można wykazać wystarczającą stabilność przepływu.

Monitorowanie powiązane z poziomami BAT-AEL dla emisji do wody podane jest w BAT 5.

Poziomy sprawności energetycznej powiązane z najlepszymi dostępnymi technikami (BAT-AEELs)

Poziom sprawności energetycznej powiązany z najlepszymi dostępnymi technikami (BAT-AEEL) oznacza stosunek energii netto wyprodukowanej przez jednostkę spalania do jej wkładu energii paliwa/materiału wsadowego dla konkretnego projektu jednostki. Wyprodukowaną energię netto ustala się na granicach jednostki spalania, zgazowania lub IGCC, włączając w to systemy pomocnicze (np. systemy oczyszczania spalin) oraz dla jednostki działającej przy pełnym obciążeniu.

W przypadku elektrociepłowni (CHP):

—

jednostkowe zużycie paliwa netto BAT-AEEL odnosi się do jednostki spalania paliw działającej przy pełnym obciążeniu i wyregulowanej, aby zmaksymalizować przede wszystkim dostawy ciepła, a poza tym pozostałą energię, którą można wygenerować,

—

sprawność elektryczna netto BAT-AEEL odnosi się do jednostki spalania paliw wytwarzającej wyłącznie energię elektryczną przy pełnym obciążeniu.

BAT-AEEL są wyrażone jako wartość procentowa. Wkład energii paliwa/materiału wsadowego jest wyrażany jako wartość opałowa (LHV).

Monitorowanie powiązane z BAT-AEELs podane jest w BAT 2

Klasyfikacja obiektów energetycznego spalania/jednostek w zależności od ich całkowitej nominalnej mocy cieplnej dostarczonej w paliwie

Do celów niniejszych konkluzji BAT, kiedy wskazany jest zakres wartości dla całkowitej nominalnej mocy cieplnej dostarczonej w paliwie, należy go rozumieć jako „najniższa wartość równa lub większa od dolnej granicy zakresu, najwyższa – mniejsza od górnej granicy zakresu”. Na przykład kategorię obiektu 100–300 MW należy rozumieć jako: obiekt energetycznego spalania o całkowitej nominalnej mocy cieplnej dostarczonej w paliwie równej lub większej niż 100 MW i niższej niż 300 MW.

W przypadku gdy część obiektu energetycznego spalania odprowadzająca spaliny za pomocą jednego lub większej liczby odrębnych przewodów we wspólnym kominie jest użytkowana przez mniej niż 1 500 godz./rok, ta część obiektu może być rozpatrywana odrębnie do celów niniejszych konkluzji BAT. Dla wszystkich części obiektu zastosowanie mają BAT-AELs w odniesieniu do całkowitej nominalnej mocy cieplnej dostarczonej w paliwie tego obiektu. W takich przypadkach emisje z każdego z tych przewodów są monitorowane osobno.

1.   OGÓLNE KONKLUZJE BAT

Oprócz ogólnych konkluzji BAT, o których mowa w niniejszej sekcji, zastosowanie mają konkluzje BAT w odniesieniu do określonego paliwa zawarte w sekcjach 2–7.

1.1.   Systemy zarządzania środowiskowego

BAT 1.

Aby poprawić ogólną efektywność środowiskową, w ramach BAT należy zapewniać wdrażanie i przestrzeganie systemu zarządzania środowiskowego zawierającego w sobie wszystkie następujące cechy:

(i)

zaangażowanie kierownictwa, w tym kadry kierowniczej wyższego szczebla;

(ii)

określenie przez kierownictwo polityki ochrony środowiska, która obejmuje ciągłe doskonalenie efektywności środowiskowej instalacji;

(iii)

planowanie i ustalenie niezbędnych procedur, celów i zadań w powiązaniu z planami finansowymi i inwestycjami;

(iv)

wdrożenie procedur ze szczególnym uwzględnieniem:

a)

struktury i odpowiedzialności;

b)

rekrutacji, szkoleń, świadomości i kompetencji;

c)

komunikacji;

d)

zaangażowania pracowników;

e)

dokumentacji;

f)

wydajnej kontroli procesu;

g)

planowanych regularnych programów obsługi technicznej;

h)

gotowości na sytuacje awaryjne i reagowania na nie;

i)

zapewnienia zgodności z przepisami dotyczącymi środowiska;

(v)

sprawdzanie efektywności i podejmowanie działań korygujących, ze szczególnym uwzględnieniem:

a)

monitorowania i pomiarów (zob. również sprawozdanie referencyjne JRC dotyczące monitorowania emisji do powietrza i wody przez instalacje IED – ROM);

b)

działań naprawczych i zapobiegawczych;

c)

prowadzenia zapisów;

d)

niezależnego (jeżeli jest to możliwe) audytu wewnętrznego i zewnętrznego w celu określenia, czy system zarządzania środowiskowego jest zgodny z zaplanowanymi ustaleniami oraz czy jest właściwie wdrożony i utrzymywany;

(vi)

przegląd systemu zarządzania środowiskowego przeprowadzany przez kadrę kierowniczą wyższego szczebla pod kątem stałej przydatności systemu, jego prawidłowości i skuteczności;

(vii)

podążanie za rozwojem czystszych technologii;

(viii)

uwzględnienie – na etapie projektowania nowego obiektu i przez cały okres jego użytkowania – wpływu na środowisko wynikającego z ostatecznego wycofania instalacji z użytkowania obejmujące:

a)

unikanie stosowania konstrukcji podziemnych;

b)

wprowadzenie właściwości ułatwiających demontaż;

c)

dobór wykończeń powierzchni, które można łatwo odkażać;

d)

zastosowanie konfiguracji sprzętu, która ogranicza do minimum zatrzymywanie chemikaliów i ułatwia opróżnianie lub czyszczenie;

e)

projektowanie elastycznego, samodzielnego sprzętu, który umożliwia stopniowe zamykanie;

f)

stosowanie, na ile to możliwe, materiałów ulegających biodegradacji i nadających się do recyklingu;

(ix)

regularne stosowanie sektorowej analizy porównawczej.

Zwłaszcza dla tego sektora trzeba również wziąć pod uwagę następujące cechy systemu zarządzania środowiskowego opisane w stosownych przypadkach w odpowiednich BAT:

(x)

programy zapewniania jakości/kontroli jakości w celu zagwarantowania, aby właściwości wszystkich paliw były w pełni określone i kontrolowane (zob. BAT 9);

(xi)

plan zarządzania w celu ograniczenia emisji do powietrza lub wody w warunkach innych niż normalne warunki użytkowania, obejmujący okresy rozruchu i wyłączenia (zob. BAT 10 i BAT 11);

(xii)

plan gospodarki odpadami w celu unikania powstawania odpadów, przygotowywania odpadów do ponownego użycia, poddawania ich recyklingowi lub odzyskiwania w inny sposób, łącznie z wykorzystaniem technik podanych w BAT 16;

(xiii)

systematyczną metodę identyfikacji potencjalnych niekontrolowanych lub nieplanowanych emisji do środowiska i radzenia sobie z nimi, w szczególności:

a)

emisji do gleby i wód podziemnych pochodzących z gospodarowania paliwami, dodatkami, produktami ubocznymi i odpadami oraz ich magazynowaniem;

b)

emisji związanych z samonagrzewaniem lub samozapłonem paliwa w trakcie działań związanych z magazynowaniem i gospodarowaniem;

(xiv)

plan gospodarki pyłem, aby zapobiegać emisjom rozproszonym lub jeżeli nie jest to wykonalne, aby ograniczać emisje wtórne z załadunku, rozładunku, magazynowania lub gospodarowania paliwami, pozostałościami i dodatkami;

(xv)

plan zarządzania hałasem, w przypadku gdy spodziewana jest lub utrzymuje się uciążliwość hałasu w punktach podlegających ochronie, w tym:

a)

protokół do celów prowadzenia monitorowania hałasu na granicy obiektu;

b)

program redukcji hałasu;

c)

protokół reagowania na incydenty związane z hałasem zawierający odpowiednie działania i harmonogram;

d)

przegląd historycznych incydentów związanych z hałasem, działań naprawczych oraz upowszechnianie wiedzy na temat incydentów związanych z hałasem wśród poszkodowanych stron;

(xvi)

w przypadku spalania, zgazowania lub współspalania substancji o przykrym zapachu plan zarządzania zapachami obejmujący:

a)

protokół monitorowania zapachów;

b)

w razie potrzeby program eliminacji zapachu w celu identyfikacji i eliminowania lub ograniczania emisji zapachu;

c)

protokół służący do rejestrowania incydentów związanych z zapachem oraz odpowiednie działania i harmonogram;

d)

przegląd historycznych incydentów związanych z zapachem, działań naprawczych oraz upowszechnianie wiedzy na temat incydentów związanych z zapachem wśród poszkodowanych stron.

W przypadku gdy ocena wykaże, że którykolwiek z elementów wymienionych w pkt (x)–(xvi) nie jest konieczny, dokonuje się zapisu decyzji wraz z jej uzasadnieniem.

Zastosowanie

Zakres (np. poziom szczegółowości) oraz charakter systemu zarządzania środowiskowego (np. standaryzowany lub nie) zasadniczo odnosi się do charakteru, skali i złożoności instalacji oraz do zasięgu oddziaływania takiej instalacji na środowisko.

1.2.   Monitorowanie

BAT 2.

BAT mają na celu określenie sprawności elektrycznej netto lub jednostkowego zużycia paliwa netto lub sprawności mechanicznej netto zgazowania obiektów IGCC lub jednostek spalania paliw poprzez przeprowadzenie badania efektywności przy pełnym obciążeniu (2), zgodnie z normami EN, po oddaniu jednostki do użytkowania i po każdej modyfikacji, która mogłaby znacząco wpłynąć na sprawność elektryczną netto lub jednostkowe zużycie paliwa netto lub sprawność mechaniczną netto jednostki. Jeżeli normy EN nie są dostępne, w ramach BAT należy stosować normy ISO, normy krajowe lub inne międzynarodowe normy zapewniające uzyskanie danych o równorzędnej jakości naukowej.

BAT 3.

Celem BAT jest monitorowanie kluczowych parametrów procesu mających zastosowanie w przypadku emisji do powietrza i wody, łącznie z tymi podanymi poniżej.

Strumień

Parametr(-y)

Monitorowanie

Spaliny

Przepływ

Okresowe lub ciągłe pomiary

Zawartość tlenu, temperatura i ciśnienie

Okresowe lub ciągłe pomiary

Zawartość pary wodnej (3)

Ścieki z oczyszczania spalin

Przepływ, PH i temperatura

Pomiar ciągły

BAT 4.

W ramach BAT należy monitorować emisje do powietrza co najmniej z podaną poniżej częstotliwością i zgodnie z normami EN. Jeżeli normy EN nie są dostępne, w ramach BAT należy stosować normy ISO, normy krajowe lub inne międzynarodowe normy zapewniające uzyskanie danych o równorzędnej jakości naukowej.

Substancja/Parametr

Paliwo/Proces/Rodzaj obiektu energetycznego spalania

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania

Norma(-y) (4)

Minimalna częstotliwość monitorowania (5)

Monitorowanie związane z

NH3

—

W przypadkach, w których stosowana jest SCR lub SNCR

Wszystkie wielkości

Ogólne normy EN

Ciągłe (6)  (7)

BAT 7

NOX

—

Węgiel kamienny lub brunatny, w tym współspalanie odpadów

—

Biomasa stała lub torf, w tym współspalanie odpadów

—

Kotły i silniki opalane HFO lub olejem napędowym

—

Turbina gazowa opalana olejem napędowym

—

Kotły, silniki i turbiny opalane gazem ziemnym

—

Gazy procesowe powstałe przy produkcji żelaza i stali

—

Paliwa procesowe z przemysłu chemicznego

—

Obiekty IGCC

Wszystkie wielkości

Ogólne normy EN

Ciągłe (6)  (8)

BAT 20

BAT 24

BAT 28

BAT 32

BAT 37

BAT 41

BAT 42

BAT 43

BAT 47

BAT 48

BAT 56

BAT 64

BAT 65

BAT 73

—

Obiekty energetycznego spalania na platformach morskich

Wszystkie wielkości

EN 14792

Raz na rok (9)

BAT 53

N2O

—

Węgiel kamienny lub brunatny spalany w kotłach z cyrkulacyjnym złożem fluidalnym

—

Biomasa stała lub torf spalane w kotłach z cyrkulacyjnym złożem fluidalnym

Wszystkie wielkości

EN 21258

Raz na rok (10)

BAT 20

BAT 24

CO

—

Węgiel kamienny lub brunatny, w tym współspalanie odpadów

—

Biomasa stała lub torf, w tym współspalanie odpadów

—

Kotły i silniki opalane HFO lub olejem napędowym

—

Turbina gazowa opalana olejem napędowym

—

Kotły, silniki i turbiny opalane gazem ziemnym

—

Gazy procesowe powstałe przy produkcji żelaza i stali

—

Paliwa procesowe z przemysłu chemicznego

—

Obiekty IGCC

Wszystkie wielkości

Ogólne normy EN

Ciągłe (6)  (8)

BAT 20

BAT 24

BAT 28

BAT 33

BAT 38

BAT 44

BAT 49

BAT 56

BAT 64

BAT 65

BAT 73

—

Obiekty energetycznego spalania na platformach morskich

Wszystkie wielkości

EN 15058

Raz na rok (9)

BAT 54

SO2

—

Węgiel kamienny lub brunatny, w tym współspalanie odpadów

—

Biomasa stała lub torf, w tym współspalanie odpadów

—

Kotły opalane HFO lub olejem napędowym

—

Silniki opalane HFO lub olejem napędowym

—

Turbina gazowa opalana olejem napędowym

—

Gazy procesowe powstałe przy produkcji żelaza i stali

—

Paliwa procesowe z przemysłu chemicznego w kotłach

—

Obiekty IGCC

Wszystkie wielkości

Ogólne normy EN i EN 14791

Ciągłe (6)  (11)  (12)

BAT 21

BAT 25

BAT 29

BAT 34

BAT 39

BAT 50

BAT 57

BAT 66

BAT 67

BAT 74

SO3

—

W przypadkach, w których stosowana jest SCR

Wszystkie wielkości

Brak dostępnej normy EN

Raz na rok

—

Chlorki gazowe wyrażone jako HCl

—

Węgiel kamienny lub brunatny

—

Paliwa procesowe z przemysłu chemicznego w kotłach

Wszystkie wielkości

EN 1911

Raz na trzy miesiące (6)  (13)  (14)

BAT 21

BAT 57

—

Biomasa stała lub torf

Wszystkie wielkości

Ogólne normy EN

Ciągłe (15)  (16)

BAT 25

—

Współspalanie odpadów

Wszystkie wielkości

Ogólne normy EN

Ciągłe (6)  (16)

BAT 66

BAT 67

HF

—

Węgiel kamienny lub brunatny

—

Paliwa procesowe z przemysłu chemicznego w kotłach

Wszystkie wielkości

Brak dostępnej normy EN

Raz na trzy miesiące (6)  (13)  (14)

BAT 21

BAT 57

—

Biomasa stała lub torf

Wszystkie wielkości

Brak dostępnej normy EN

Raz na rok

BAT 25

—

Współspalanie odpadów

Wszystkie wielkości

Ogólne normy EN

Ciągłe (6)  (16)

BAT 66

BAT 67

Pył

—

Węgiel kamienny lub brunatny

—

Biomasa stała lub torf

—

Kotły opalane HFO lub olejem napędowym

—

Gazy procesowe powstałe przy produkcji żelaza i stali

—

Paliwa procesowe z przemysłu chemicznego w kotłach

—

Obiekty IGCC

—

Silniki opalane HFO lub olejem napędowym

—

Turbina gazowa opalana olejem napędowym

Wszystkie wielkości

Ogólne normy EN i EN 13284-1 i EN 13284-2

Ciągłe (6)  (17)

BAT 22

BAT 26

BAT 30

BAT 35

BAT 39

BAT 51

BAT 58

BAT 75

—

Współspalanie odpadów

Wszystkie wielkości

Ogólne normy EN i EN 13284-2

Ciągłe

BAT 68

BAT 69

Metale i metaloidy z wyjątkiem rtęci (As, Cd, Co, Cr, Cu, Mn, Ni, Pb, Sb, Se, Tl, V, Zn)

—

Węgiel kamienny lub brunatny

—

Biomasa stała lub torf

—

Kotły i silniki opalane HFO lub olejem napędowym

Wszystkie wielkości

EN 14385

Raz na rok (18)

BAT 22

BAT 26

BAT 30

—

Współspalanie odpadów

< 300 MW

EN 14385

Raz na sześć miesięcy (13)

BAT 68

BAT 69

≥ 300 MW

EN 14385

Raz na sześć miesięcy (19)  (13)

—

Obiekty IGCC

≥ 100 MW

EN 14385

Raz na rok (18)

BAT 75

Hg

—

Węgiel kamienny lub brunatny, w tym współspalanie odpadów

< 300 MW

EN 13211

Raz na sześć miesięcy (13)  (20)

BAT 23

≥ 300 MW

Ogólne normy EN i EN 14884

Ciągłe (16)  (21)

—

Biomasa stała lub torf

Wszystkie wielkości

EN 13211

Raz na rok (22)

BAT 27

—

Współspalanie odpadów z biomasą stałą lub torfem

Wszystkie wielkości

EN 13211

Raz na trzy miesiące (13)

BAT 70

—

Obiekty IGCC

≥ 100 MW

EN 13211

Raz na rok (23)

BAT 75

Całkowite LZO

—

Silniki opalane HFO lub olejem napędowym

—

Paliwa procesowe z przemysłu chemicznego w kotłach

Wszystkie wielkości

EN 12619

Raz na sześć miesięcy (13)

BAT 33

BAT 59

—

Współspalanie odpadów z węglem kamiennym, brunatnym, biomasą stałą lub torfem

Wszystkie wielkości

Ogólne normy EN

Ciągłe

BAT 71

Formaldehyd

—

Gaz ziemny w silnikach o zapłonie iskrowym opalanych gazem o mieszance ubogiej i dwupaliwowych

Wszystkie wielkości

Brak dostępnej normy EN

Raz na rok

BAT 45

CH4

—

Silniki opalane gazem ziemnym

Wszystkie wielkości

EN ISO 25139

Raz na rok (24)

BAT 45

PCDD/F

—

Paliwa procesowe z przemysłu chemicznego w kotłach

—

Współspalanie odpadów

Wszystkie wielkości

EN 1948-1, EN 1948-2, EN 1948-3

Raz na sześć miesięcy (13)  (25)

BAT 59

BAT 71

BAT 5.

W ramach BAT należy monitorować emisje do wody z oczyszczania spalin co najmniej z podaną poniżej częstotliwością i zgodnie z normami EN. Jeżeli normy EN nie są dostępne, w ramach BAT należy stosować normy ISO, normy krajowe lub inne międzynarodowe normy zapewniające uzyskanie danych o równorzędnej jakości naukowej.

Substancja/Parametr

Norma(-y)

Minimalna częstotliwość monitorowania

Monitorowanie związane z

Ogólny węgiel organiczny (OWO) (26)

EN 1484

Raz w miesiącu

BAT 15

Chemiczne zapotrzebowanie na tlen (ChZT) (26)

Brak dostępnej normy EN

Zawiesina ogólna (TSS)

EN 872

Fluorki (F-)

EN ISO 10304-1

Siarczany (SO4 2-)

EN ISO 10304-1

Siarczki, łatwo uwalniany (S2-)

Brak dostępnej normy EN

Siarczyny (SO3 2-)

EN ISO 10304-3

Metale i metaloidy

As

Dostępne różne normy EN (np. EN ISO 11885 lub EN ISO 17294-2)

Cd

Cr

Cu

Ni

Pb

Zn

Hg

Dostępne różne normy EN (np. EN ISO 12846 lub EN ISO 17852)

Chlorki (Cl-)

Dostępne różne normy EN (np. EN ISO 10304-1 lub EN ISO 15682)

—

Azot całkowity

EN 12260

—

1.3.   Ogólna efektywność środowiskowa i sprawność spalania

BAT 6.

W celu poprawy ogólnej efektywności środowiskowej obiektów energetycznego spalania oraz ograniczenia emisji CO i niespalonych substancji do powietrza w ramach BAT należy zapewnić optymalne spalanie i stosowanie odpowiedniej kombinacji technik podanych poniżej.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Łączenie i mieszanie paliwa

Zagwarantowanie stabilnych warunków spalania lub ograniczenia emisji zanieczyszczeń w wyniku mieszania tego samego rodzaju paliwa różnej jakości

Zastosowanie ogólne

b.

Konserwacja układu spalania

Regularna planowana konserwacja zgodnie z zaleceniami dostawców

c.

Zaawansowany system kontroli

Zob. opis w sekcji 8.1

Możliwość zastosowania w odniesieniu do starych obiektów energetycznego spalania może być ograniczona ze względu na konieczność modernizacji systemu spalania lub systemu kontroli i sterowania

d.

Dobra konstrukcja urządzeń do spalania

Dobry projekt paleniska, komór spalania, palników i powiązanych urządzeń

Ogólne zastosowanie do nowych obiektów energetycznego spalania

e.

Dobór paliwa

Wybór innego paliwa albo całkowite lub częściowe przejście na inne paliwo(-a) o lepszym profilu dla środowiska (np. o niskiej zawartości siarki lub rtęci) wśród dostępnych paliw, także w sytuacjach rozruchu lub gdy stosowane są paliwa alternatywne

Zastosowanie z zastrzeżeniem ograniczeń związanych z dostępnością odpowiednich rodzajów paliw o lepszym profilu dla środowiska jako całości, na co może mieć wpływ polityka energetyczna danego państwa członkowskiego lub zintegrowany, obiektowy (dla zakładu) bilans paliwa w przypadku spalania przemysłowych paliw procesowych.

W przypadku istniejących obiektów energetycznego spalania rodzaj paliwa, które można wybrać, może być ograniczony ze względu na konfigurację i projekt obiektu

BAT 7.

Aby ograniczyć emisję amoniaku do powietrza wiążącą się ze stosowaniem selektywnej redukcji katalitycznej (SCR) lub selektywnej niekatalitycznej redukcji (SNCR) w celu redukcji emisji NOX, techniką BAT jest zoptymalizowanie projektu lub pracy SCR lub SNCR (np. optymalizowanie udziału reagenta do zawartości NOX, homogeniczny rozkład reagenta i optymalny rozmiar kropel reagenta).

Poziomy emisji powiązane z BAT

Poziom emisji powiązany z BAT (BAT-AEL) w odniesieniu do emisji NH3 do powietrza ze stosowania SCR lub SNCR wynosi < 3–10 mg/Nm3 jako średnia roczna lub średnia z okresu pobierania próbek. Dolną granicę zakresu można osiągnąć, stosując SCR, a górną granicę zakresu można osiągnąć, stosując SNCR bez technik redukcji zanieczyszczeń na mokro. W przypadku obiektów spalających biomasę i działających przy zmiennym obciążeniu, jak również w przypadku silników spalających ciężki olej opałowy lub olej napędowy górną granicą zakresu BAT-AEL jest 15 mg/Nm3.

BAT 8.

W celu zapobiegania emisjom do powietrza lub ich ograniczania w warunkach normalnej użytkowania w ramach BAT należy zapewnić – poprzez odpowiednie zaprojektowanie, eksploatację i konserwację, by systemy redukcji emisji były stosowane przy optymalnej wydajności i dostępności.

BAT 9.

W celu poprawy ogólnej efektywności środowiskowej w obiektach spalania lub zgazowania oraz ograniczenia emisji do powietrza, w ramach BAT należy uwzględnić następujące elementy programów zapewniania jakości/kontroli jakości w odniesieniu do wszystkich wykorzystywanych paliw, jako część systemu zarządzania środowiskowego (zob. BAT 1):

(i)

wstępną pełną charakterystykę stosowanego paliwa, w tym co najmniej parametry wymienione poniżej oraz zgodnie z normami EN. Można stosować normy ISO, normy krajowe lub inne międzynarodowe normy, pod warunkiem że zapewniają one dostarczenie danych o równoważnej jakości naukowej;

(ii)

regularne badania jakości paliwa w celu sprawdzenia, czy jest ono zgodne ze wstępną charakterystyką oraz ze specyfikacją konstrukcji obiektu. Częstotliwość badań oraz parametry wybrane z poniższej tabeli oparte są na zmienności paliwa oraz ocenie znaczenia uwolnień zanieczyszczeń (np. stężenie w paliwie, zastosowany system oczyszczania spalin);

(iii)

późniejsze korekty parametrów regulacji obiektu, w zależności od potrzeb i wykonalności (np. włączenie charakterystyki i kontroli paliwa do zaawansowanego systemu kontroli (zob. opis w sekcji 8.1)).

Opis

Wstępna charakterystyka i regularne badania paliwa mogą być wykonywane przez operatora lub dostawcę paliwa. Jeżeli wykonywane są przez dostawcę, pełne wyniki są przekazywane operatorowi w formie specyfikacji produktu (paliwo) lub gwarancji dostawcy.

Paliwo(-a)

Substancje/parametry, będące przedmiotem charakterystyki

Biomasa/torf

—

LHV

—

Wilgotność

—

Popiół

—

C, Cl, F, N, S, K, Na

—

Metale i metaloidy (As, Cd, Cr, Cu, Hg, Pb, Zn)

Węgiel kamienny/brunatny

—

LHV

—

Wilgotność

—

Substancje lotne, popiół, współczynnik „fixed carbon”, C, H, N, O, S

—

Br, Cl, F

—

Metale i metaloidy (As, Cd, Co, Cr, Cu, Hg, Mn, Ni, Pb, Sb, Tl, V, Zn)

HFO

—

Popiół

—

C, S, N, Ni, V

Olej napędowy

—

Popiół

—

N, C, S

Gaz ziemny

—

LHV

—

CH4, C2H6, C3, C4+, CO2, N2, liczba Wobbego

Paliwa procesowe z przemysłu chemicznego (27)

—

Br, C, Cl, F, H, N, O, S

—

Metale i metaloidy (As, Cd, Co, Cr, Cu, Hg, Mn, Ni, Pb, Sb, Tl, V, Zn)

Gazy procesowe powstałe przy produkcji żelaza i stali

—

LHV, CH4 (dla COG), CXHY (dla COG), CO2, H2, N2, całkowita siarka, pył, liczba Wobbego

Odpady (28)

—

LHV

—

Wilgotność

—

Substancje lotne, popiół, Br, C, Cl, F, H, N, O, S

—

Metale i metaloidy (As, Cd, Co, Cr, Cu, Hg, Mn, Ni, Pb, Sb, Tl, V, Zn)

BAT 10.

Aby ograniczyć emisje do wody lub powietrza w warunkach innych niż normalne warunki użytkowania (OTNOC), w ramach BAT należy ustanowić i wdrożyć plan zarządzania, jako część systemu zarządzania środowiskowego (zob. BAT 1) – proporcjonalny do znaczenia potencjalnych uwolnień zanieczyszczeń – który obejmuje następujące elementy:

—

właściwe zaprojektowanie systemów uznane za istotne w tworzeniu warunków innych niż normalne warunki użytkowania i które może mieć wpływ na emisje do powietrza, wody lub gleby (np. projekt pracy z niskimi obciążeniami polegający na zmniejszeniu minimum technicznego osiąganego przy rozruchach i wyłączeniach, przy którym możliwa jest stabilna praca w turbinach gazowych),

—

ustanowienie i wdrożenie konkretnego planu profilaktycznej konserwacji dla tych odpowiednich systemów,

—

przegląd i rejestrowanie emisji spowodowanych przez inne niż normalne warunki użytkowania i związane z nimi okoliczności oraz realizacja działań naprawczych, jeżeli okaże się to konieczne,

—

okresową ocenę całościową emisji podczas innych niż normalne warunków użytkowania (np. częstotliwość wydarzeń, czas trwania, określenie/oszacowanie emisji) oraz w razie konieczności podjęcie działań naprawczych.

BAT 11.

Celem BAT jest odpowiednie monitorowanie emisji do powietrza lub wody podczas innych niż normalne warunków użytkowania.

Opis

Monitorowanie może być prowadzone na podstawie bezpośredniego pomiaru emisji lub poprzez monitorowanie parametrów zastępczych, jeśli ma ono równą lub lepszą jakość naukową niż bezpośredni pomiar emisji. Emisje podczas okresów rozruchu i wyłączenia mogą być oceniane na podstawie szczegółowych pomiarów emisji przeprowadzanych dla typowej procedury rozruchu/wyłączenia co najmniej raz do roku, a także za pomocą wyników pomiaru w celu oszacowania emisji dla każdego okresu rozruchu/wyłączenia w roku.

1.4.   Sprawność energetyczna

BAT 12.

W celu zwiększenia sprawności energetycznej spalania, zgazowania lub jednostek IGCC użytkowanych ≥ 1 500 godz./rok, w ramach BAT należy stosować odpowiednią kombinację technik podanych poniżej.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Optymalizacja spalania

Zob. opis w sekcji 8.2.

Optymalizacja spalania minimalizuje zawartość niespalonych substancji w spalinach i stałych pozostałościach po spalaniu

Zastosowanie ogólne

b.

Optymalizacja parametrów czynnika roboczego

Funkcjonowanie przy najwyższym możliwym ciśnieniu i temperaturze gazowego lub parowego czynnika roboczego w ramach ograniczeń związanych z np. kontrolą emisji NOX lub charakterystyką zapotrzebowania energii

c.

Optymalizacja cyklu pary

Pracować z niższym ciśnieniem wylotowym turbiny przez zastosowanie najniższej możliwej temperatury wody chłodzącej skraplacz w warunkach projektowych

d.

Minimalizacja zużycia energii

Minimalizacja zużycia energii na potrzeby własne (np. większa sprawność pompy wody zasilającej)

e.

Wstępny podgrzew powietrza do spalania

Ponowne użycie części ciepła odzyskanego ze spalin do podgrzewania powietrza stosowanego do spalania

Zastosowanie ogólne w ramach ograniczeń związanych z koniecznością kontroli emisji NOX

f.

Wstępne podgrzewanie paliwa

Wstępne podgrzewanie paliwa za pomocą ciepła odzyskanego

Zastosowanie ogólne w ramach ograniczeń związanych z projektem kotła i koniecznością kontroli emisji NOX

g.

Zaawansowany system kontroli

Zob. opis w sekcji 8.2.

Elektroniczna kontrola głównych parametrów spalania umożliwia poprawę wydajności spalania

Technika ma zasadniczo zastosowanie do nowych jednostek. Możliwość zastosowania w odniesieniu do starych jednostek może być ograniczona ze względu na konieczność modernizacji systemu spalania lub systemu kontroli i sterowania

h.

Wstępne podgrzewanie wody zasilającej w procesie regeneracji

Wstępne podgrzewanie wody odprowadzanej ze skraplacza pary w procesie regeneracji przed ponownym użyciem jej w kotle

Zastosowanie jedynie do obiegów parowych, a nie kotłów grzewczych.

Zastosowanie do istniejących jednostek może być ograniczone ze względu na ograniczenia związane z konfiguracją obiektu i ilością ciepła, które można odzyskać

i.

Odzysk ciepła przez kogenerację (CHP)

Odzysk ciepła (głównie z systemu parowego) do produkcji gorącej wody/pary do wykorzystania w procesach przemysłowych/działalności przemysłowej lub w publicznej sieci systemu ciepłowniczego. Dodatkowe możliwości odzysku ciepła z:

—

spalin

—

chłodzenia rusztu

—

spalania w cyrkulacyjnym złożu

Zastosowanie z zastrzeżeniem ograniczeń związanych z lokalnym zapotrzebowaniem na energię cieplną i elektryczną.

Zastosowanie może być ograniczone w przypadku sprężarek gazowych o nieprzewidywalnej charakterystyce odbioru ciepła

j.

Gotowość do pracy w układzie kogeneracyjnym (CHP)

Zob. opis w sekcji 8.2.

Ma zastosowanie wyłącznie do nowych jednostek, w przypadku których istnieje realistyczny potencjał przyszłego wykorzystania ciepła w pobliżu jednostki

k.

Kondensator spalin

Zob. opis w sekcji 8.2.

Ogólne zastosowanie do jednostek CHP, pod warunkiem że istnieje wystarczające zapotrzebowanie na ciepło niskotemperaturowe

l.

Magazynowanie ciepła

Magazynowanie ciepła w trybie pracy elektrociepłowni

Ma zastosowanie wyłącznie do elektrociepłowni.

Zastosowanie może być ograniczone w przypadku małego zapotrzebowania na ciepło

m.

Mokry komin

Zob. opis w sekcji 8.2.

Ogólne zastosowanie do nowych i istniejących jednostek wyposażonych w mokre IOS

n.

Odprowadzanie spalin poprzez chłodnię kominową

Odprowadzenie emisji do powietrza za pośrednictwem chłodni kominowej, a nie poprzez specjalny komin

Ma zastosowanie jedynie do jednostek wyposażonych w mokre IOS, gdzie ponowne ogrzanie spalin jest konieczne przed odprowadzeniem i gdzie jednostką systemu chłodzenia jest chłodnia kominowa

o.

Wstępne suszenie paliwa

Zmniejszenie zawartości wilgoci w paliwie przed spalaniem w celu poprawy warunków spalania

Ma zastosowanie do spalania biomasy lub torfu w ramach ograniczeń związanych z ryzykiem samozapłonu (np. zawartość wilgoci w torfie jest utrzymywana powyżej 40 % w całym łańcuchu dostaw).

Modernizacja istniejących obiektów może być ograniczona przez dodatkową wartość kaloryczną, którą można uzyskać w ramach operacji suszenia, oraz poprzez ograniczone możliwości modernizacji oferowane przez niektóre projekty kotłów lub konfiguracje obiektu

p.

Minimalizacja strat ciepła

Zmniejszenie strat ciepła odpadowego, np. występujących w żużlu lub tych, które można ograniczyć poprzez izolację źródeł promieniowania

Ma zastosowanie wyłącznie do jednostek spalania paliw opalanych paliwem stałym i jednostek zgazowania/IGCC

q.

Zaawansowane materiały o wysokiej wytrzymałości

Udowodniono, że zastosowanie zaawansowanych materiałów o wysokiej wytrzymałości umożliwia osiągnięcie odporności na działanie wysokich temperatur i ciśnień, a w ten sposób zwiększenie sprawności procesu wytwarzania pary/spalania

Ma zastosowanie wyłącznie do nowych zespołów urządzeń.

r.

Modernizacja turbin parowych

Obejmuje techniki takie jak zwiększenie temperatury i ciśnienia pary średniociśnieniowej, dodanie turbiny niskoprężnej oraz zmiany geometrii łopatek wirnika turbiny

Możliwość zastosowania może być ograniczona przez zapotrzebowanie, charakterystykę pary lub ograniczony czas życia obiektu

s.

Supernadkrytyczne i ultranadkrytyczne parametry pary

Stosowanie obiegu pary, w tym systemów ponownego podgrzewania pary, w których para może osiągnąć ciśnienie powyżej 220,6 barów i temperaturę powyżej 374 °C w warunkach nadkrytycznych oraz powyżej 250–300 barów i powyżej 580–600 °C w przypadku warunków ultranadkrytycznych

Ma zastosowanie wyłącznie do nowych jednostek ≥ 600 MW użytkowanych > 4 000  godz./rok

Nie ma zastosowania, jeśli celem jednostki jest produkcja niskiej temperatury lub niskiego ciśnienia pary w przemyśle przetwórczym.

Nie ma zastosowania do turbin gazowych i silników wytwarzających parę w trybie kogeneracji.

W odniesieniu do jednostek spalających biomasę, możliwość zastosowania może być ograniczona przez korozję wysokotemperaturową w przypadku niektórych rodzajów biomasy

1.5.   Zużycie wody i emisje do wody

BAT 13.

Aby ograniczyć zużycie wody i ilość uwalnianych zanieczyszczonych ścieków, w ramach BAT należy stosować jedną lub obie podane niżej techniki.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Uzdatnianie wody

Pozostałe strumienie wód, w tym wód odpływowych z obiektu są ponownie wykorzystywane do innych celów. Stopień recyklingu jest ograniczony przez wymogi dotyczące jakości odbieranego strumienia wody oraz przez bilans wodny obiektu

Nie stosuje się do ścieków pochodzących z systemów chłodzenia w przypadku obecności chemikaliów do uzdatniania wody lub wysokich stężeń soli z wody morskiej

b.

Gospodarka popiołem paleniskowym z instalacji suchego odżużlania

Suchy, gorący popiół paleniskowy wypada z paleniska na system mechanicznych przenośników i jest schładzany przez powietrze. Woda nie jest używana w tym procesie.

Ma zastosowanie wyłącznie do obiektów spalających paliwa stałe.

Mogą istnieć ograniczenia techniczne uniemożliwiające modernizację w istniejących obiektach energetycznego spalania

BAT 14.

Aby zapobiec zanieczyszczeniu niezanieczyszczonych strumieni ścieków i ograniczyć emisje do wody, w ramach BAT należy oddzielić strumienie ścieków i oczyszczać je osobno, w zależności od zawartości zanieczyszczeń.

Opis

Strumienie ścieków, które są zazwyczaj rozdzielane i oczyszczane, obejmują wody z odpływu powierzchniowego, wodę chłodzącą i ścieki z oczyszczania spalin.

Zastosowanie

Możliwość zastosowania może być ograniczona w przypadku istniejących obiektów ze względu na konfigurację ich systemów odprowadzania wody.

BAT 15.

Aby ograniczyć emisje do wody z oczyszczania spalin, w ramach BAT należy stosować odpowiednią kombinację technik podanych poniżej oraz techniki wtórne, możliwie jak najbliżej źródła w celu uniknięcia rozcieńczenia.

Technika

Typowe zanieczyszczenia uniknięte/ograniczone

Zastosowanie

Techniki podstawowe

a.

Optymalne spalanie (zob. BAT 6) i systemy oczyszczania spalin (np. SCR/SNCR, zob. BAT 7)

Związki organiczne, amoniak (NH3)

Zastosowanie ogólne

Techniki wtórne (29)

b.

Adsorpcja na węglu aktywnym

Związki organiczne, rtęć (Hg)

Zastosowanie ogólne

c.

Tlenowe oczyszczanie biologiczne

Biodegradowalne związki organiczne, amon (NH4 +)

Ogólnie zastosowanie oczyszczania ze związków organicznych. Tlenowe oczyszczanie biologiczne z amonu (NH4 +) może nie mieć zastosowania w przypadku wysokich stężeń chlorków (tj. około 10 g/l)

d.

Oczyszczanie biologiczne w warunkach beztlenowych

Rtęć (Hg), azotan (NO3 -), azotyn (NO2 -)

Zastosowanie ogólne

e.

Koagulacja i flokulacja

Zawiesina ogólna

Zastosowanie ogólne

f.

Krystalizacja

Metale i metaloidy, siarczan (SO4 2-), fluorek (F-)

Zastosowanie ogólne

g.

Filtracja (np. filtracja przez złoże piaskowe/żwirowe, mikrofiltracja, ultrafiltracja)

Zawiesina ogólna, metale

Zastosowanie ogólne

h.

Flotacja

Zawiesina ogólna, uwolniony olej

Zastosowanie ogólne

i.

Wymiana jonowa

Metale

Zastosowanie ogólne

j.

Neutralizacja

Kwasy, zasady

Zastosowanie ogólne

k.

Utlenianie

Siarczek (S2-), siarczyn (SO3 2-)

Zastosowanie ogólne

l.

Strącanie

Metale i metaloidy, siarczan (SO4 2-), fluorek (F-)

Zastosowanie ogólne

m.

Sedymentacja

Zawiesina ogólna

Zastosowanie ogólne

n.

Odpędzanie

Amoniak (NH3)

Zastosowanie ogólne

BAT-AELs odnoszą się do bezpośredniego zrzutu do odbiornika wodnego w punkcie, w którym emisja opuszcza instalację.

Tabela 1

BAT-AELs dla bezpośrednich zrzutów do odbiornika wodnego z oczyszczania spalin

Substancja/Parametr

Poziomy emisji powiązane z BAT

Średnia dobowa

Ogólny węgiel organiczny

20–50 mg/l (30)  (31)  (32)

Chemiczne zapotrzebowanie na tlen (ChZT)

60–150 mg/l (30)  (31)  (32)

Zawiesina ogólna (TSS)

10–30 mg/l

Fluorek (F-)

10–25 mg/l (32)

Siarczan (SO4 2-)

1,3–2,0 g/l (32)  (33)  (34)  (35)

Siarczek (S2-), łatwo uwalniany

0,1–0,2 mg/l (32)

Siarczyn (SO3 2-)

1–20 mg/l (32)

Metale i metaloidy

As

10–50 μg/l

Cd

2–5 μg/l

Cr

10–50 μg/l

Cu

10–50 μg/l

Hg

0,2–3 μg/l

Ni

10–50 μg/l

Pb

10–20 μg/l

Zn

50–200 μg/l

1.6.   Gospodarowanie odpadami

BAT 16.

W celu ograniczenia ilości odpadów przesyłanych do unieszkodliwienia ze spalania lub procesu zgazowania i technik redukcji zanieczyszczeń, w ramach BAT należy zorganizować operacje w celu zmaksymalizowania, zgodnie z zasadą pierwszeństwa i z uwzględnieniem cyklu życia następujących elementów:

a)

zapobiegania powstawaniu odpadów, np. maksymalizacji udziału pozostałości, które powstają jako produkty uboczne;

b)

przygotowania odpadów do ponownego użycia, np. w zależności od konkretnych wymaganych kryteriów jakości;

c)

recyklingu odpadów;

d)

innych metod odzysku (np. odzysku energii);

poprzez odpowiednią kombinację technik, takich jak:

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Wytwarzanie gipsu jako produktu ubocznego

Optymalizacja jakości pozostałości poreakcyjnych na bazie wapnia wytwarzanych w instalacji mokrego odsiarczania spalin (IOS), aby mogły być one wykorzystywane jako substytut gipsu (np. jako surowiec w przemyśle produkującym płyty gipsowo-kartonowe). Jakość wapienia wykorzystywanego do mokrego IOS ma wpływ na czystość wyprodukowanego gipsu

Ogólnie zastosowanie w ramach ograniczeń związanych z wymaganą jakością gipsu, wymogi zdrowotne związane z każdym szczególnym przeznaczeniem, i w warunkach rynkowych

b.

Recykling lub odzysk pozostałości w sektorze budowlanym

Recykling lub odzysk pozostałości (np. z procesów półsuchego odsiarczania, popiołów lotnych, popiołów paleniskowych) jako materiał budowlany (np. w budownictwie drogowym, aby zastąpić piasek w produkcji betonu lub w przemyśle cementowym)

Ogólnie zastosowanie w ramach ograniczeń związanych z wymaganą jakością materiału (np. właściwości fizyczne, zawartość substancji szkodliwych) związane z każdym szczególnym przeznaczeniem i w warunkach rynkowych

c.

Odzysk energii poprzez wykorzystanie odpadów w miksie paliwowym

Resztę wartości energetycznej popiołów i osadów o dużej zawartości węgla powstałych w wyniku spalania węgla kamiennego, brunatnego, ciężkiego oleju opałowego, torfu lub biomasy można odzyskać na przykład poprzez mieszanie z paliwem

Ogólnie zastosowanie, jeśli obiekty mogą przyjmować odpady w miksie paliwowym i pod względem technicznym są w stanie wprowadzać paliwa do komory spalania

d.

Przygotowanie zużytego katalizatora do ponownego użycia

Przygotowanie katalizatora do ponownego użycia (np. do czterech razy dla katalizatorów SCR) przywraca niektóre lub wszystkie pierwotne funkcje, przedłużając okres użytkowania katalizatora do kilku dziesięcioleci. Przygotowanie zużytego katalizatora do ponownego użycia jest włączone w system zarządzania katalizatorem

Możliwość zastosowania może być ograniczona ze względu na warunki mechaniczne zabudowy katalizatora i wymagane działanie w zakresie ograniczania emisji NOX i NH3

1.7.   Emisja hałasu

BAT 17.

Aby ograniczyć emisje hałasu, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Środki operacyjne

Należą do nich:

—

udoskonalona kontrola i lepsze utrzymanie urządzeń,

—

w miarę możliwości, zamykanie drzwi i okien na terenach zamkniętych,

—

obsługa urządzeń przez doświadczony personel,

—

w miarę możliwości, unikanie przeprowadzania hałaśliwych działań w nocy,

—

zapewnienie ograniczenia emisji hałasu podczas czynności konserwacyjnych

Zastosowanie ogólne

b.

Mało hałaśliwy sprzęt

Może to obejmować sprężarki, pompy i elementy wirujące

Ogólnie zastosowanie, jeśli urządzenie jest nowe lub zastępowane

c.

Redukcja hałasu

Rozchodzenie się hałasu można ograniczyć, umieszczając bariery między źródłem emisji a jej odbiorcą. Odpowiednimi barierami są na przykład chroniące przed hałasem ściany, wały i budynki

Ogólne zastosowanie do nowych obiektów. W przypadku istniejących zespołów urządzeń wstawienie barier może być ograniczone ze względu brak miejsca

d.

Urządzenia do ograniczania emisji hałasu

Obejmuje to:

—

tłumiki,

—

izolację urządzeń,

—

obudowanie hałaśliwych urządzeń,

—

zastosowanie izolacji akustycznej budynków

Zastosowanie może być ograniczone ze względu na brak miejsca

e.

Właściwe umiejscowienie wyposażenia i budynków

Poziomy hałasu można ograniczyć, zwiększając odległość między źródłem emisji a odbiornikiem oraz wykorzystując budynki jako ekrany chroniące przed hałasem

Ogólne zastosowanie do nowych obiektów. W przypadku istniejących zespołów urządzeń zmiana położenia urządzeń i jednostek produkcyjnych może być ograniczona ze względu na brak miejsca lub nadmierne koszty

2.   KONKLUZJE BAT W ODNIESIENIU DO SPALANIA PALIW STAŁYCH

2.1.   Konkluzje BAT dla spalania węgla kamiennego lub brunatnego

O ile nie określono inaczej, konkluzje BAT przedstawione w niniejszej sekcji mają ogólne zastosowanie do spalania węgla kamiennego lub brunatnego. Mają one zastosowanie w uzupełnieniu do ogólnych konkluzji BAT podanych w sekcji 1.

2.1.1.   Ogólna efektywność środowiskowa

BAT 18.

W celu poprawy ogólnej efektywności środowiskowej spalania węgla kamiennego lub brunatnego oraz w uzupełnieniu BAT 6, w ramach BAT należy stosować techniki podane poniżej.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Zintegrowany proces spalania gwarantujący wysoką sprawność kotła oraz podstawowe techniki redukcji emisji NOX (np. stopniowane podawanie powietrza, stopniowane podawanie, palniki o niskiej emisji NOX (LNB) lub recyrkulacja spalin)

Procesy spalania, takie jak spalanie pyłowe, fluidalne złoże spalania lub spalanie na ruchomym ruszcie, pozwalają na tę integrację

Zastosowanie ogólne

2.1.2.   Sprawność energetyczna

BAT 19.

W celu zwiększenia sprawności energetycznej spalania węgla kamiennego lub brunatnego, w ramach BAT należy stosować odpowiednią kombinację technik podanych w BAT 12 oraz poniżej.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Gospodarka popiołem z instalacji suchego odżużlania

Suchy, gorący popiół paleniskowy wypada z paleniska na system mechanicznych przenośników i po ponownym przekierowaniu do paleniska w celu stopniowania paliwa jest schładzany przez zewnętrzne powietrze. Energia użyteczna jest odzyskiwana zarówno z dopalania popiołu, jak i chłodzenia popiołu

Mogą istnieć ograniczenia techniczne uniemożliwiające modernizację w jednostkach spalania energetycznego


Tabela 2

Związane z BAT poziomy sprawności energetycznej (BAT-AEEL) dla spalania węgla kamiennego lub brunatnego

Rodzaj jednostki spalania paliw

BAT-AEELs (36)  (37)

Sprawność elektryczna netto (%) (38)

Jednostkowe zużycie paliwa netto (%) (38)  (39)  (40)

Nowa jednostka (41)  (42)

Istniejąca jednostka (41)  (43)

Nowa lub istniejąca jednostka

Opalana węglem kamiennym, ≥ 1 000 MW

45–46

33,5–44

75–97

Opalana węglem brunatnym, ≥ 1 000 MW

42–44 (44)

33,5–42,5

75–97

Opalana węglem kamiennym, < 1 000 MW

36,5–41,5 (45)

32,5–41,5

75–97

Opalana węglem brunatnym, < 1 000 MW

36,5–40 (46)

31,5–39,5

75–97

2.1.3.   Emisje NOX, N2O i CO do powietrza

BAT 20.

Aby zapobiec emisjom NOX do powietrza lub je ograniczyć przy jednoczesnym ograniczeniu emisji CO i N2O ze spalania węgla kamiennego lub brunatnego, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Optymalizacja spalania

Zob. opis w sekcji 8.3.

Zazwyczaj stosowana w połączeniu z innymi technikami

Zastosowanie ogólne

b.

Kombinacja innych technik podstawowych redukcji NOX (np. stopniowane podawanie powietrza, stopniowane podawanie paliwa, recyrkulacja spalin, palniki o niskiej emisji NOX (LNB))

Zob. opis w sekcji 8.3 w odniesieniu do każdej z technik.

Wybór i wykonywanie odpowiedniej techniki/kombinacji technik podstawowych może wynikać z projektu kotła

c.

Selektywna niekatalityczna redukcja (SNCR)

Zob. opis w sekcji 8.3.

Może być zastosowana w przypadku SCR z efektem „slip”

Możliwość zastosowania może być ograniczona w przypadku kotłów o dużym przekroju poprzecznym utrudniającym homogeniczne mieszanie NH3 i NOX.

Możliwość zastosowania może być ograniczona w przypadku obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 1 500  godz./rok z bardzo zmiennymi obciążeniami kotła

d.

Selektywna redukcja katalityczna (SCR)

Zob. opis w sekcji 8.3

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania < 300 MW użytkowanych < 500 godz./rok

Nie ma ogólnego zastosowania do obiektów energetycznego spalania < 100 MW.

Mogą istnieć ograniczenia techniczne i ekonomiczne w zakresie modernizacji istniejących obiektów energetycznego spalania użytkowanych między 500 godz./rok i 1 500  godz./rok i w odniesieniu do istniejących obiektów energetycznego spalania ≥ 300 MW użytkowanych < 500 godz./rok

e.

Techniki łączone w celu ograniczenia NOX i SOX.

Zob. opis w sekcji 8.3

Stosowane w poszczególnych przypadkach w zależności od charakterystyki paliwa i procesu spalania


Tabela 3

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji NOX do powietrza ze spalania węgla kamiennego lub brunatnego

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania

(MW)

BAT-AELs (mg/Nm3)

Średnia roczna

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (47)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (48)  (49)

< 100

100–150

100–270

155–200

165–330

100–300

50–100

100–180

80–130

155–210

≥ 300, kocioł FBC opalany węglem kamiennym lub brunatnym oraz kocioł pyłowy opalany węglem brunatnym

50–85

< 85–150 (50)  (51)

80–125

140–165 (52)

≥ 300, kocioł pyłowy opalany węglem kamiennym

65–85

65 – 150

80–125

< 85–165 (53)

Wskaźnikowo średni roczny poziom emisji CO dla istniejących obiektów energetycznego spalania użytkowanych ≥ 1 500 godz./rok lub dla nowych obiektów energetycznego spalania ogólnie będzie następujący:

Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania (MW)

Wskaźnikowy poziom emisji CO (mg/Nm3)

< 300

< 30–140

≥ 300, kocioł FBC opalany węglem kamiennym lub brunatnym oraz kocioł pyłowyopalany węglem brunatnym

< 30–100 (54)

≥ 300, kocioł pyłowy opalany węglem kamiennym

< 5–100 (54)

2.1.4.   Emisje SOX, HCl i HF do powietrza

BAT 21.

Aby zapobiec emisjom SOX, HCl i HF do powietrza ze spalania węgla kamiennego lub brunatnego lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Wtrysk sorbentu do kotła (do paleniska lub do złoża)

Zob. opis w sekcji 8.4

Zastosowanie ogólne

b.

Dozowanie sorbentu do kanału spalin (DSI)

Zob. opis w sekcji 8.4.

Technika ta może być stosowana do usuwania HCl/HF, jeśli nie zastosowano żadnej specyficznej techniki odsiarczania spalin „końca rury”

c.

Absorber suchego rozpylania (SDA)

Zob. opis w sekcji 8.4

d.

Płuczka sucha działająca w oparciu o cyrkulacyjne złoże fluidalne (CFB)

e.

Oczyszczanie na mokro

Zob. opis w sekcji 8.4.

Technika ta może być stosowana w odniesieniu do eliminacji HCl/HF w przypadku braku zastosowania konkretnej techniki IOS na końcu rury

f.

Odsiarczanie spalin metodą mokrą (mokre IOS)

Zob. opis w sekcji 8.4

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok

Mogą istnieć ograniczenia techniczne i ekonomiczne dla stosowania tej techniki do obiektów energetycznego spalania < 300 MW oraz modernizacji istniejących obiektów energetycznego spalania użytkowanych między 500 godz./rok i 1 500  godz./rok

g.

Odsiarczanie spalin (IOS) w oparciu o wodę morską

h.

Techniki łączone w celu ograniczenia NOX i SOX.

Stosowane w poszczególnych przypadkach w zależności od charakterystyki paliwa i procesu spalania

i.

Wymiana lub usunięcie podgrzewacza spaliny-spaliny umieszczonego za mokrym IOS

Zastąpienie lub usunięcie podgrzewacza spaliny-spaliny umieszczonego za mokrym IOS przez wielorurowy wymiennik ciepła lub usunięcie podgrzewacza i odprowadzanie spalin przez chłodnię kominową lub mokry komin

Stosuje się tylko w przypadku, gdy wymiennik ciepła musi być zmieniony lub zastąpiony w obiektach energetycznego spalania wyposażonych w mokre IOS i podgrzewacz spaliny-spaliny umieszczony na wylocie

j.

Dobór paliwa

Zob. opis w sekcji 8.4.

Stosowanie paliw o niskiej zawartości siarki (np. poniżej wagowo 0,1 %, w przeliczeniu na suchą masę), chloru lub fluoru

Zastosowanie w ramach ograniczeń związanych z przydatnością poszczególnych rodzajów paliwa, na którą może mieć wpływ polityka energetyczna państwa członkowskiego. Możliwość zastosowania może być ograniczona ze względu na ograniczenia projektowe w przypadku obiektów energetycznego spalania, w których spalane są bardzo specyficzne lokalne paliwa


Tabela 4

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji SO2 do powietrza ze spalania węgla kamiennego lub brunatnego

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania

(MW)

BAT-AELs (mg/Nm3)

Średnia roczna

Średnia dobowa

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (55)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (56)

< 100

150–200

150–360

170–220

170–400

100–300

80–150

95–200

135–200

135–220 (57)

≥ 300, kocioł pyłowy

10–75

10–130 (58)

25–110

25–165 (59)

≥ 300, kocioł ze złożem fluidalnym (60)

20–75

20–180

25–110

50–220

W przypadku obiektu energetycznego spalania o całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie wynoszącej ponad 300 MW, który jest specjalnie zaprojektowany do spalania węgla brunatnego z lokalnego złoża, i w przypadku którego można wykazać, że nie może on osiągnąć wartości BAT-AELs wymienionych w tabeli 4 z powodów technicznych i ekonomicznych, średnie dobowe wartości BAT-AELs określone w tabeli 4 nie mają zastosowania, a górna granica zakresu średniej rocznej wartości BAT-AEL wynosi:

(i)

dla nowego systemu IOS: RCG × 0,01 nie więcej niż 200 mg/Nm3;

(ii)

dla istniejącego systemu IOS: RCG × 0,03 nie więcej niż 320 mg/Nm3;

gdzie RCG oznacza stężenie SO2 w nieoczyszczonych spalinach jako średnią roczną (w warunkach znormalizowanych podanych w rozdziale Uwagi ogólne) na wlocie do systemu redukcji emisji SOX, wyrażone przy referencyjnej zawartości tlenu wynoszącej 6 % obj.O2;

(iii)

jeżeli stosowany jest wtrysk sorbentu do kotła jako część systemu IOS, RCG można dostosować, uwzględniając sprawność redukcji emisji SO2 przez tę technikę (ηΒSI), w następujący sposób: RCG (skorygowane) = RCG (zmierzone)/(1-ηΒSI).

Tabela 5

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AEL) dla emisji HCl i HF do powietrza ze spalania węgla kamiennego lub brunatnego

Zanieczyszczenie

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania

(MW)

BAT-AELs (mg/Nm3)

Średnia roczna lub średnia z próbek uzyskanych w ciągu jednego roku)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (61))

HCl

< 100

1–6

2–10 (62)

≥ 100

1–3

1–5 (62)  (63)

HF

< 100

< 1–3

< 1–6 (64)

≥ 100

< 1–2

< 1–3 (64)

2.1.5.   Emisje pyłu i metali zawartych w pyle do powietrza

BAT 22.

Aby ograniczyć emisje pyłu i metali zawartych w pyle do powietrza ze spalania węgla kamiennego lub brunatnego, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Elektrofiltr (ESP)

Zob. opis w sekcji 8.5

Zastosowanie ogólne

b.

Filtr workowy

c.

Wtrysk sorbentu do kotła

(do paleniska lub do złoża)

Zob. opisy w sekcji 8.5.

Techniki te są wykorzystywane głównie do ograniczenia emisji SOX, HCl lub HF

d.

Suchy lub półsuchy system IOS

e.

Odsiarczanie spalin metodą mokrą (mokre IOS)

Zob. zastosowanie w BAT 21


Tabela 6

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji pyłu do powietrza, pochodzącego ze spalania węgla kamiennego lub brunatnego

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania

(MW)

BAT-AELs (mg/Nm3)

Średnia roczna

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (65)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (66)

< 100

2–5

2–18

4–16

4–22 (67)

100–300

2–5

2–14

3–15

4–22 (68)

300–1 000

2–5

2–10 (69)

3–10

3–11 (70)

≥ 1 000

2–5

2–8

3–10

3–11 (71)

2.1.6.   Emisje rtęci do powietrza

BAT 23.

Aby zapobiec emisjom rtęci do powietrza ze spalania węgla kamiennego lub brunatnego lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

Dodatkowe korzyści z technik pierwotnie stosowanych w celu ograniczenia emisji innych zanieczyszczeń

a.

Elektrofiltr (ESP)

Zob. opis w sekcji 8.5.

Większą skuteczność usuwania rtęci osiąga się przy temperaturach spalin poniżej 130 °C.

Technika ta jest głównie stosowana do ograniczenia emisji pyłu

Zastosowanie ogólne

b.

Filtr workowy

Zob. opis w sekcji 8.5.

Technika ta jest głównie stosowana do ograniczenia emisji pyłu

c.

Suchy lub półsuchy system IOS

Zob. opisy w sekcji 8.5.

Techniki te są wykorzystywane głównie do ograniczenia emisji SOX, HCl lub HF

d.

Odsiarczanie spalin metodą mokrą (mokre IOS)

Zob. zastosowanie w BAT 21

e.

Selektywna redukcja katalityczna (SCR)

Zob. opis w sekcji 8.3.

Stosowana jedynie w połączeniu z innymi technikami w celu zwiększenia lub zmniejszenia utleniania rtęci przed jej wychwyceniem w zastosowanym kolejno systemie odsiarczania lub odpylania.

Technika ta jest głównie stosowana do kontroli NOX

Zob. zastosowanie w BAT 20

Specjalne techniki w celu ograniczenia emisji rtęci

f.

Sorbent węglowy (np. węgiel aktywny lub halogenowany węgiel aktywny) wtryskiwany do spalin

Zob. opis w sekcji 8.5.

Zazwyczaj stosowana w połączeniu z elektrofiltrem/filtrem workowym. Zastosowanie tej techniki może wymagać dodatkowych etapów oczyszczania, aby jeszcze bardziej oddzielić frakcję węgla zawierającą rtęć przed dalszym ponownym wykorzystaniem popiołów lotnych

Zastosowanie ogólne

g.

Stosowanie halogenowych dodatków do paliwa lub wtryskiwanych do paleniska

Zob. opis w sekcji 8.5

Ogólnie stosowana w przypadku niskiej zawartości halogenów w paliwie

h.

Wstępna obróbka paliw

Płukanie, mieszanie i łączenie paliwa w celu ograniczenia/zmniejszenia zawartości rtęci lub poprawy wychwytywania w urządzeniach ograniczających emisję zanieczyszczeń

Możliwość zastosowania zależy od wcześniejszego zbadania właściwości paliwa i oszacowania potencjalnej skuteczności tej techniki

i.

Dobór paliwa

Zob. opis w sekcji 8.5

Zastosowanie w ramach ograniczeń związanych z przydatnością poszczególnych rodzajów paliw, na którą może mieć wpływ polityka energetyczna państwa członkowskiego


Tabela 7

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji rtęci do powietrza, pochodzącej ze spalania węgla kamiennego lub brunatnego

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie

(MW) obiektu energetycznego spalania

BAT-AELs (μg/Nm3)

Średnia roczna lub średnia z próbek uzyskanych w ciągu jednego roku)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (72)

węgiel kamienny

węgiel brunatny

węgiel kamienny

węgiel brunatny

< 300

< 1–3

< 1–5

< 1–9

< 1–10

≥ 300

< 1–2

< 1–4

< 1–4

< 1–7

2.2.   Konkluzje BAT dla spalania biomasy stałej lub torfu

O ile nie określono inaczej, konkluzje BAT przedstawione w niniejszej sekcji mają ogólne zastosowanie do spalania biomasy stałej lub torfu. Mają one zastosowanie w uzupełnieniu do ogólnych konkluzji BAT podanych w sekcji 1.

2.2.1.   Sprawność energetyczna

Tabela 8

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AEELs) dla spalania biomasy stałej lub torfu

Rodzaj jednostki spalania paliw

BAT-AEELs (73)  (74)

Sprawność elektryczna netto (%) (75)

Jednostkowe zużycie paliwa netto (%) (76)  (77)

Nowa jednostka (78)

Istniejąca jednostka

Nowa jednostka

Istniejąca jednostka

Kocioł na biomasę stałą lub torf

33,5 do > 38

28–38

73–99

73–99

2.2.2.   Emisje NOX, N2O i CO do powietrza

BAT 24.

Aby zapobiec emisjom NOX do powietrza lub je ograniczyć przy jednoczesnym ograniczeniu emisji CO i N2O ze spalania biomasy stałej lub torfu, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Optymalizacja spalania

Zob. opis w sekcji 8.3

Zastosowanie ogólne

b.

Palniki o niskiej emisji NOX (LNB)

c.

Stopniowane podawanie powietrza

d.

Stopniowane podawanie paliwa

e.

Recyrkulacja spalin

f.

Selektywna niekatalityczna redukcja (SNCR)

Zob. opis w sekcji 8.3.

Może być zastosowana w przypadku SCR z efektem „slip”

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok z bardzo zmiennymi obciążeniami kotła.

Możliwość zastosowania może być ograniczona w przypadku obiektów energetycznego spalania użytkowanych między 500 a 1 500  godz./rok z bardzo zmiennymi obciążeniami kotła.

W przypadku istniejących obiektów energetycznego spalania ma zastosowanie w ramach ograniczeń związanych z wymaganym oknem temperaturowym i czasem przebywania (w strefie) wstrzykiwanych reagentów

g.

Selektywna redukcja katalityczna (SCR)

Zob. opis w sekcji 8.3.

Stosowanie wysokozasadowych paliw (np. słomy) może wiązać się z koniecznością zainstalowania SCR za systemem redukcji pyłów

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok.

Mogą istnieć ograniczenia ekonomiczne dla modernizacji istniejących obiektów energetycznego spalania < 300 MW.

Nie ma ogólnego zastosowania do istniejących obiektów energetycznego spalania < 100 MW


Tabela 9

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji NOX do powietrza ze spalania biomasy stałej lub torfu

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania

(MW)

BAT-AELs (mg/Nm3)

Średnia roczna

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (79)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (80)

50–100

70–150 (81)

70–225 (82)

120–200 (83)

120–275 (84)

100–300

50–140

50–180

100–200

100–220

≥ 300

40–140

40–150 (85)

65–150

95–165 (86)

Wskaźnikowo średni roczny poziom emisji CO ogólnie będzie wynosić:

—

< 30–250 mg/Nm3 w przypadku istniejących obiektów energetycznego spalania o mocy 50–100 MW użytkowanych ≥ 1 500 godz./rok lub nowych obiektów energetycznego spalania o mocy 50–100 MW,

—

< 30–160 mg/Nm3 w przypadku istniejących obiektów energetycznego spalania o mocy 100-300 MW użytkowanych ≥ 1 500 godz./rok lub nowych obiektów energetycznego spalania o mocy 100-300 MW,

—

< 30–80 mg/Nm3 w przypadku istniejących obiektów energetycznego spalania ≥ 300 MW użytkowanych ≥ 1 500 godz./rok lub nowych obiektów energetycznego spalania ≥ 300 MW.

2.2.3.   Emisje SOX, HCl i HF do powietrza

BAT 25.

Aby zapobiec emisjom SOX, HCl i HF do powietrza ze spalania biomasy stałej lub torfu lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Wtrysk sorbentu do kotła (do paleniska lub do złoża)

Zob. opis w sekcji 8.4

Zastosowanie ogólne

b.

Dozowanie sorbentu do kanału spalin (DSI)

c.

Absorber suchego rozpylania (SDA)

d.

Płuczka sucha działająca w oparciu o cyrkulacyjne złoże fluidalne (CFB)

e.

Oczyszczanie na mokro

f.

Kondensator spalin

g.

Odsiarczanie spalin metodą mokrą (mokre IOS)

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok.

Mogą istnieć ograniczenia techniczne i ekonomiczne dla modernizacji istniejących obiektów energetycznego spalania użytkowanych między 500 godz./rok i 1 500  godz./rok

h.

Dobór paliwa

Zastosowanie w ramach ograniczeń związanych z przydatnością poszczególnych rodzajów paliwa, na którą może mieć wpływ polityka energetyczna państwa członkowskiego


Tabela 10

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji SO2 do powietrza ze spalania biomasy stałej lub torfu

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania

(MW)

BAT-AELs dla SO2 (mg/Nm3)

Średnia roczna

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (87)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (88)

< 100

15–70

15–100

30–175

30–215

100–300

< 10–50

< 10–70 (89)

< 20–85

< 20–175 (90)

≥ 300

< 10–35

< 10–50 (89)

< 20–70

< 20–85 (91)


Tabela 11

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji HCl i HF do powietrza ze spalania biomasy stałej lub torfu

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania

(MW)

BAT-AELs dla HCl (mg/Nm3) (92)  (93)

BAT-AELs dla HF (mg/Nm3)

Średnia roczna lub średnia z próbek uzyskanych w ciągu jednego roku)

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Średnia z okresu pobierania próbek

Nowy obiekt

Istniejący zespół urządzeń (94)  (95)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (96)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (96)

< 100

1–7

1–15

1–12

1–35

< 1

< 1,5

100–300

1–5

1–9

1–12

1–12

< 1

< 1

≥ 300

1–5

1–5

1–12

1–12

< 1

< 1

2.2.4.   Emisje pyłu i metali zawartych w pyle do powietrza

BAT 26.

Aby ograniczyć emisje pyłu i metali zawartych w pyle do powietrza ze spalania biomasy stałej lub torfu, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Elektrofiltr (ESP)

Zob. opis w sekcji 8.5

Zastosowanie ogólne

b.

Filtr workowy

c.

Suchy lub półsuchy system IOS

Zob. opis w sekcji 8.5.

Techniki te są wykorzystywane głównie do ograniczenia emisji SOX, HCl lub HF

d.

Odsiarczanie spalin metodą mokrą (mokre IOS)

Zob. zastosowanie w BAT 25

e.

Dobór paliwa

Zob. opis w sekcji 8.5

Zastosowanie w ramach ograniczeń związanych z przydatnością poszczególnych rodzajów paliwa, na którą może mieć wpływ polityka energetyczna państwa członkowskiego


Tabela 12

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji pyłu do powietrza ze spalania biomasy stałej lub torfu

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania

(MW)

BAT-AELs dla pyłu (mg/Nm3)

Średnia roczna

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (97)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (98)

< 100

2–5

2–15

2–10

2–22

100–300

2–5

2–12

2–10

2–18

≥ 300

2–5

2–10

2–10

2–16

2.2.5.   Emisje rtęci do powietrza

BAT 27.

Aby zapobiec emisjom rtęci do powietrza ze spalania biomasy stałej lub torfu lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

Specjalne techniki w celu ograniczenia emisji rtęci

a.

Sorbent węglowy (np. węgiel aktywny lub halogenowany węgiel aktywny) wtryskiwany do spalin

Zob. opis w sekcji 8.5

Zastosowanie ogólne

b.

Stosowanie halogenowych dodatków do paliwa lub wtryskiwanych do paleniska

Ogólnie stosowana w przypadku niskiej zawartości halogenów w paliwie

c.

Dobór paliwa

Zastosowanie w ramach ograniczeń związanych z przydatnością poszczególnych rodzajów paliwa, na którą może mieć wpływ polityka energetyczna państwa członkowskiego

Dodatkowe korzyści z technik pierwotnie stosowanych w celu ograniczenia emisji innych zanieczyszczeń

d.

Elektrofiltr (ESP)

Zob. opisy w sekcji 8.5.

Technika ta jest głównie stosowana do ograniczenia emisji pyłu

Zastosowanie ogólne

e.

Filtr workowy

f.

Suchy lub półsuchy system IOS

Zob. opisy w sekcji 8.5.

Techniki te są wykorzystywane głównie do ograniczenia emisji SOX, HCl lub HF

g.

Odsiarczanie spalin metodą mokrą (mokre IOS)

Zob. zastosowanie w BAT 25

Poziom emisji powiązany z BAT (BAT-AEL) w odniesieniu do emisji rtęci do powietrza ze spalania biomasy stałej lub torfu wynosi < 1–5 μg/Nm3 jako średnia z okresu pobierania próbek.

3.   KONKLUZJE BAT W ODNIESIENIU DO SPALANIA PALIW CIEKŁYCH

Konkluzje BAT przedstawione w niniejszej sekcji nie mają zastosowania do obiektów energetycznego spalania na platformach morskich; są one objęte sekcją 4.3.

3.1.   Kotły opalane HFO lub olejem napędowym

O ile nie określono inaczej, konkluzje BAT przedstawione w niniejszej sekcji mają ogólne zastosowanie do spalania ciężkiego oleju opałowego lub oleju napędowęgo w kotłach. Mają one zastosowanie w uzupełnieniu do ogólnych konkluzji BAT podanych w sekcji 1.

3.1.1.   Sprawność energetyczna

Tabela 13

Związane z BAT poziomy sprawności energetycznej (BAT-AEELs) dla spalania ciężkiego oleju opałowego lub oleju napędowego w kotłach

Rodzaj jednostki spalania paliw

BAT-AEELs (99)  (100)

Sprawność elektryczna netto (%)

Jednostkowe zużycie paliwa netto (%) (101)

Nowa jednostka

Istniejąca jednostka

Nowa jednostka

Istniejąca jednostka

Kocioł opalany ciężkim olejem opałowym lub olejem napędowym

> 36,4

35,6–37,4

80–96

80–96

3.1.2.   Emisje NOX i CO do powietrza

BAT 28.

Aby zapobiec emisjom NOX do powietrza lub je ograniczyć przy jednoczesnym ograniczeniu emisji CO ze spalania ciężkiego oleju opałowego lub oleju napędowęgo w kotłach, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Stopniowane podawanie powietrza

Zob. opis w sekcji 8.3

Zastosowanie ogólne

b.

Stopniowane podawanie paliwa

c.

Recyrkulacja spalin

d.

Palniki o niskiej emisji NOX (LNB)

e.

Dodawanie wody/pary

Zastosowanie w ramach ograniczeń dostępności wody

f.

Selektywna niekatalityczna redukcja (SNCR)

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok z bardzo zmiennymi obciążeniami kotła.

Możliwość zastosowania może być ograniczona w przypadku obiektów energetycznego spalania użytkowanych między 500 a 1 500  godz./rok z bardzo zmiennymi obciążeniami kotła

g.

Selektywna redukcja katalityczna (SCR)

Zob. opis w sekcji 8.3

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok.

Mogą istnieć ograniczenia techniczne i ekonomiczne dla modernizacji istniejących obiektów energetycznego spalania użytkowanych między 500 godz./rok i 1 500  godz./rok.

Nie ma ogólnego zastosowania do obiektów energetycznego spalania < 100 MW

h.

Zaawansowany system kontroli

Ogólne zastosowanie do nowych obiektów energetycznego spalania. Możliwość zastosowania w odniesieniu do starych obiektów energetycznego spalania może być ograniczona ze względu na konieczność modernizacji systemu spalania lub systemu kontroli i sterowania

i.

Dobór paliwa

Zastosowanie w ramach ograniczeń związanych z przydatnością poszczególnych rodzajów paliwa, na którą może mieć wpływ polityka energetyczna państwa członkowskiego.


Tabela 14

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji NOX do powietrza ze spalania ciężkiego oleju opałowego lub oleju napędowęgo w kotłach

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania

(MW)

BAT-AELs (mg/Nm3)

Średnia roczna

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (102)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (103)

< 100

75–200

150–270

100–215

210–330 (104)

≥ 100

45–75

45–100 (105)

85–100

85–110 (106)  (107)

Wskaźnikowo średni roczny poziom emisji CO ogólnie będzie wynosić:

—

10–30 mg/Nm3 w przypadku istniejących obiektów energetycznego spalania < 100 MW użytkowanych ≥ 1 500 godz./rok lub nowych obiektów energetycznego spalania < 100 MW,

—

10–20 mg/Nm3 w przypadku istniejących obiektów energetycznego spalania ≥ 100 MW użytkowanych ≥ 1 500 godz./rok lub nowych obiektów energetycznego spalania ≥ 100 MW.

3.1.3.   Emisje SOX, HCl i HF do powietrza

BAT 29.

Aby zapobiec emisjom SOX, HCl i HF do powietrza ze spalania ciężkiego oleju opałowego lub oleju napędowęgo w kotłach lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Dozowanie sorbentu do kanału spalin (DSI)

Zob. opis w sekcji 8.4

Zastosowanie ogólne

b.

Absorber suchego rozpylania (SDA)

c.

Kondensator spalin

d.

Odsiarczanie spalin metodą mokrą

(mokre IOS)

Mogą istnieć ograniczenia techniczne i ekonomiczne dla stosowania tej techniki do obiektów energetycznego spalania < 300 MW.

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok

Mogą istnieć ograniczenia techniczne i ekonomiczne dla modernizacji istniejących obiektów energetycznego spalania użytkowanych między 500 godz./rok i 1 500  godz./rok

e.

Odsiarczanie spalin (IOS) w oparciu o wodę morską

Mogą istnieć ograniczenia techniczne i ekonomiczne dla stosowania tej techniki do obiektów energetycznego spalania < 300 MW.

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok.

Mogą istnieć ograniczenia techniczne i ekonomiczne dla modernizacji istniejących obiektów energetycznego spalania użytkowanych między 500 godz./rok i 1 500  godz./rok

f.

Dobór paliwa

Zastosowanie w ramach ograniczeń związanych z przydatnością poszczególnych rodzajów paliwa, na którą może mieć wpływ polityka energetyczna państwa członkowskiego


Tabela 15

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji SO2 do powietrza ze spalania ciężkiego oleju opałowego lub oleju napędowęgo w kotłach

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania

(MW)

BAT-AELs dla SO2 (mg/Nm3)

Średnia roczna

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (108)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (109)

< 300

50–175

50–175

150–200

150–200 (110)

≥ 300

35–50

50–110

50–120

150–165 (111)  (112)

3.1.4.   Emisje pyłu i metali zawartych w pyle do powietrza

BAT 30.

Aby ograniczyć emisje pyłu i metali zawartych w pyle do powietrza ze spalania ciężkiego oleju opałowego lub oleju napędowęgo w kotłach, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Elektrofiltr (ESP)

Zob. opis w sekcji 8.5

Zastosowanie ogólne

b.

Filtr workowy

c.

Multicyklony

Zob. opis w sekcji 8.5.

Multicyklony mogą być stosowane w połączeniu z innymi technikami odpylania

d.

Suchy lub półsuchy system IOS

Zob. opisy w sekcji 8.5.

Technika ta jest wykorzystywana głównie do ograniczenia emisji SOX, HCl lub HF

e.

Odsiarczanie spalin metodą mokrą (mokre IOS)

Zob. opis w sekcji 8.5.

Technika ta jest wykorzystywana głównie do ograniczenia emisji SOX, HCl lub HF

Zob. zastosowanie w BAT 29

f.

Dobór paliwa

Zob. opis w sekcji 8.5

Zastosowanie w ramach ograniczeń związanych z przydatnością poszczególnych rodzajów paliwa, na którą może mieć wpływ polityka energetyczna państwa członkowskiego


Tabela 16

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji pyłu do powietrza ze spalania ciężkiego oleju opałowego lub oleju napędowęgo w kotłach

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania

(MW)

BAT-AELs dla pyłu (mg/Nm3)

Średnia roczna

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (113)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (114)

< 300

2–10

2–20

7–18

7–22 (115)

≥ 300

2–5

2–10

7–10

7–11 (116)

3.2.   Silniki opalane HFO lub olejem napędowym

O ile nie określono inaczej, konkluzje BAT przedstawione w niniejszej sekcji mają ogólne zastosowanie do spalania ciężkiego oleju opałowego lub oleju napędowęgo w silnikach tłokowych. Mają one zastosowanie w uzupełnieniu do ogólnych konkluzji BAT podanych w sekcji 1.

W odniesieniu do silników opalanych HFO lub olejem napędowym wtórne techniki redukcji zanieczyszczeń w celu ograniczenia emisji NOx, SO2 i pyłów mogą nie mieć zastosowania na wyspach, które są częścią małego systemu wydzielonego (117) lub mikrosystemu wydzielonego (118), ze względu na ograniczenia techniczne, ekonomiczne i logistyczne/infrastrukturalne w oczekiwaniu na ich podłączenie do sieci energetycznej na lądzie stałym lub dostępu do dostaw gazu ziemnego. BAT-AELs dla takich silników mają zatem zastosowanie jedynie w małych systemach wydzielonych i mikrosystemach wydzielonych od dnia 1 stycznia 2025 r. dla nowych silników i od dnia 1 stycznia 2030 r. dla istniejących silników.

3.2.1.   Sprawność energetyczna

BAT 31.

W celu zwiększenia sprawności energetycznej spalania ciężkiego oleju opałowego lub oleju napędowęgo w silnikach tłokowych, w ramach BAT należy stosować odpowiednią kombinację technik podanych w BAT 12 oraz poniżej.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Cykl kombinowany (skojarzony)

Zob. opis w sekcji 8.2

Ogólne zastosowanie do nowych jednostek użytkowanych ≥ 1 500  godz./rok.

Zastosowanie do istniejących jednostek w ramach ograniczeń związanych z projektem obiegu parowego i dostępnością przestrzeni.

Nie ma zastosowania do istniejących jednostek użytkowanych < 1 500  godz./rok


Tabela 17

Związane z BAT poziomy sprawności energetycznej (BAT-AEELs) dla spalania ciężkiego oleju opałowego lub oleju napędowęgo w silnikach tłokowych

Rodzaj jednostki spalania paliw

BAT-AEELs (119)

Sprawność elektryczna netto (%) (120)

Nowa jednostka

Istniejąca jednostka

Silnik tłokowy opalany ciężkim olejem opałowym lub olejem napędowym – pojedynczy cykl

41,5–44,5 (121)

38,3–44,5 (121)

Silnik tłokowy opalany ciężkim olejem opałowym lub olejem napędowym – cykl kombinowany

> 48 (122)

Brak BAT-AEEL

3.2.2.   Emisje NOX, CO i lotnych związków organicznych do powietrza

BAT 32.

Aby zapobiec emisjom NOX do powietrza ze spalania ciężkiego oleju opałowego lub oleju napędowęgo w silnikach tłokowych lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Koncepcja spalania z niską emisją NOX w silnikach Diesla

Zob. opis w sekcji 8.3

Zastosowanie ogólne

b.

Recyrkulacja spalin (EGR)

Nie ma zastosowania do silników czterosuwowych

c.

Dodawanie wody/pary

Zastosowanie w ramach ograniczeń dostępności wody.

Możliwość zastosowania może być ograniczona w przypadku niedostępności pakietu odtworzeniowego

d.

Selektywna redukcja katalityczna (SCR)

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok.

Mogą istnieć ograniczenia techniczne i ekonomiczne dla modernizacji istniejących obiektów energetycznego spalania użytkowanych między 500 godz./rok i 1 500  godz./rok.

Modernizacja istniejących obiektów energetycznego spalania może być ograniczona ze względu na dostępność wystarczającej ilości miejsca

BAT 33.

Aby zapobiec emisjom CO i lotnych związków organicznych do powietrza ze spalania ciężkiego oleju opałowego lub oleju napędowęgo w silnikach tłokowych lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub obie te techniki.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Optymalizacja spalania

 

Zastosowanie ogólne

b.

Katalizatory utleniające

Zob. opis w sekcji 8.3

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok.

Możliwość zastosowania może być ograniczona ze względu na zawartość siarki w paliwie


Tabela 18

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji NOX do powietrza ze spalania ciężkiego oleju opałowego lub oleju napędowęgo w silnikach tłokowych

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania

(MW)

BAT-AELs (mg/Nm3)

Średnia roczna

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (123)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (124)  (125)

≥ 50

115–190 (126)

125–625

145–300

150–750

Wskaźnikowo, w przypadku istniejących obiektów energetycznego spalania spalających wyłącznie ciężki olej opałowy i użytkowanych ≥ 1 500 godz./rok lub nowych obiektów energetycznego spalania spalających wyłącznie ciężki olej opałowy,

—

średni roczny poziom emisji CO ogólnie będzie wynosić 50–175 mg/Nm3,

—

średnia z okresu pobierania próbek dla poziomów emisji całkowitych LZO będzie zazwyczaj wynosić 10–40 mg/Nm3.

3.2.3.   Emisje SOX, HCl i HF do powietrza

BAT 34.

Aby zapobiec emisjom SOX, HCl i HF do powietrza ze spalania ciężkiego oleju opałowego lub oleju napędowęgo w silnikach tłokowych lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Dobór paliwa

Zob. opisy w sekcji 8.4

Zastosowanie w ramach ograniczeń związanych z przydatnością poszczególnych rodzajów paliwa, na którą może mieć wpływ polityka energetyczna państwa członkowskiego

b.

Dozowanie sorbentu do kanału spalin (DSI)

Mogą istnieć ograniczenia techniczne w przypadku istniejących obiektów energetycznego spalania.

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok

c.

Odsiarczanie spalin metodą mokrą (mokre IOS)

Mogą istnieć ograniczenia techniczne i ekonomiczne dla stosowania tej techniki do obiektów energetycznego spalania < 300 MW.

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok.

Mogą istnieć ograniczenia techniczne i ekonomiczne dla modernizacji istniejących obiektów energetycznego spalania użytkowanych między 500 godz./rok i 1 500  godz./rok


Tabela 19

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji SO2 do powietrza ze spalania ciężkiego oleju opałowego lub oleju napędowęgo w silnikach tłokowych

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania

(MW)

BAT-AELs dla SO2 (mg/Nm3)

Średnia roczna

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (127)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (128)

Wszystkie wielkości

45–100

100–200 (129)

60–110

105–235 (129)

3.2.4.   Emisje pyłu i metali zawartych w pyle do powietrza

BAT 35.

Aby zapobiec emisjom pyłu i metali zawartych w pyle ze spalania ciężkiego oleju opałowego lub oleju napędowęgo w silnikach tłokowych lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Dobór paliwa

Zob. opisy w sekcji 8.5

Zastosowanie w ramach ograniczeń związanych z przydatnością poszczególnych rodzajów paliwa, na którą może mieć wpływ polityka energetyczna państwa członkowskiego

b.

Elektrofiltr (ESP)

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok

c.

Filtr workowy


Tabela 20

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji pyłu do powietrza ze spalania ciężkiego oleju opałowego lub oleju napędowęgo w silnikach tłokowych

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania

(MW)

BAT-AELs dla pyłu (mg/Nm3)

Średnia roczna

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (130)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (131)

≥ 50

5–10

5–35

10–20

10–45

3.3.   Turbiny gazowe opalane olejem napędowym

O ile nie określono inaczej, konkluzje BAT przedstawione w niniejszej sekcji mają ogólne zastosowanie do spalania oleju napędowęgo w turbinach gazowych. Mają one zastosowanie w uzupełnieniu do ogólnych konkluzji BAT podanych w sekcji 1.

3.3.1.   Sprawność energetyczna

BAT 36.

W celu zwiększenia sprawności energetycznej spalania oleju napędowęgo w turbinach gazowych, w ramach BAT należy stosować odpowiednią kombinację technik podanych w BAT 12 oraz poniżej.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Cykl kombinowany

Zob. opis w sekcji 8.2

Ogólne zastosowanie do nowych jednostek użytkowanych ≥ 1 500  godz./rok.

Zastosowanie do istniejących jednostek w ramach ograniczeń związanych z projektem obiegu parowego i dostępnością przestrzeni.

Nie ma zastosowania do istniejących jednostek użytkowanych < 1 500  godz./rok


Tabela 21

Związane z BAT poziomy sprawności energetycznej (BAT-AEELs) w odniesieniu do turbin gazowych opalanych olejem napędowym

Rodzaj jednostki spalania paliw

BAT-AEELs (132)

Sprawność elektryczna netto (%) (133)

Nowa jednostka

Istniejąca jednostka

Turbina w obiegu otwartym opalana olejem napędowym

> 33

25–35,7

Blok gazowo-parowy z turbiną gazową opalany olejem napędowym

> 40

33–44

3.3.2.   Emisje NOX i CO do powietrza

BAT 37.

Aby zapobiec emisjom NOX do powietrza ze spalania oleju napędowęgo w turbinach gazowych lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Dodawanie wody/pary

Zob. opis w sekcji 8.3

Możliwość zastosowania może być ograniczona ze względu na dostępność wody

b.

Palniki o niskiej emisji NOX (LNB)

Ma zastosowanie wyłącznie do modeli turbin, dla których dostępne są na rynku palniki o niskiej emisji NOX

c.

Selektywna redukcja katalityczna (SCR)

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok.

Mogą istnieć ograniczenia techniczne i ekonomiczne dla modernizacji istniejących obiektów energetycznego spalania użytkowanych między 500 godz./rok i 1 500  godz./rok.

Modernizacja istniejących obiektów energetycznego spalania może być ograniczona ze względu na dostępność wystarczającej ilości miejsca

BAT 38.

Aby zapobiec emisjom CO do powietrza ze spalania oleju napędowęgo w turbinach gazowych lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Optymalizacja spalania

Zob. opis w sekcji 8.3

Zastosowanie ogólne

b.

Katalizatory utleniające

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok.

Modernizacja istniejących obiektów energetycznego spalania może być ograniczona ze względu na dostępność wystarczającej ilości miejsca

Wskaźnikowo poziom emisji NOX do powietrza ze spalania oleju napędowęgo w dwupaliwowych turbinach gazowych do awaryjnego stosowania użytkowanych < 500 godz./rok będzie zazwyczaj wynosić 145–250 mg/Nm3 jako średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek.

3.3.3.   Emisje SOX i pyłu do powietrza

BAT 39.

Aby zapobiec emisjom SOX i pyłu do powietrza ze spalania oleju napędowęgo w turbinach gazowych lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować technikę podaną poniżej.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Dobór paliwa

Zob. opis w sekcji 8.4

Zastosowanie w ramach ograniczeń związanych z przydatnością poszczególnych rodzajów paliwa, na którą może mieć wpływ polityka energetyczna państwa członkowskiego


Tabela 22

Poziomy emisji powiązane z BAT dla emisji SO2 i pyłu do powietrza ze spalania oleju napędowęgo w turbinach gazowych, w tym dwupaliwowych turbinach gazowych

Rodzaj obiektu energetycznego spalania

BAT-AELs (mg/Nm3)

SO2

Pył

Średnia roczna (134)

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek (135)

Średnia roczna (134)

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek (135)

Nowe i istniejące obiekty

35–60

50–66

2–5

2–10

4.   KONKLUZJE BAT W ODNIESIENIU DO SPALANIA PALIW GAZOWYCH

4.1.   Konkluzje BAT w odniesieniu do spalania gazu ziemnego

O ile nie określono inaczej, konkluzje BAT przedstawione w niniejszej sekcji mają ogólne zastosowanie do spalania gazu ziemnego. Mają one zastosowanie w uzupełnieniu do ogólnych konkluzji BAT podanych w sekcji 1. Nie mają zastosowania do obiektów energetycznego spalania na platformach morskich; są one objęte sekcją 4.3.

4.1.1.   Sprawność energetyczna

BAT 40.

W celu zwiększenia sprawności energetycznej spalania gazu ziemnego, w ramach BAT należy stosować odpowiednią kombinację technik podanych w BAT 12 oraz poniżej.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Cykl kombinowany (skojarzony)

Zob. opis w sekcji 8.2

Ma ogólne zastosowanie do nowych turbin gazowych i silników z wyjątkiem użytkowanych < 1 500  godz./rok.

Zastosowanie do istniejących turbin gazowych i silników w ramach ograniczeń związanych z projektem obiegu parowego i dostępnością przestrzeni.

Nie ma zastosowania do nowych turbin gazowych i silników użytkowanych < 1 500  godz./rok.

Nie ma zastosowania do turbin gazowych jako napędów mechanicznych pracujących w trybie nieciągłym ze znacznymi wahaniami obciążeń oraz częstymi rozruchami i wyłączeniami.

Nie ma zastosowania do kotłów


Tabela 23

Związane z BAT poziomy sprawności energetycznej (BAT-AEELs) w odniesieniu do spalania gazu ziemnego

Rodzaj jednostki spalania paliw

BAT-AEELs (136)  (137)

Sprawność elektryczna netto (%)

Jednostkowe zużycie paliwa netto (%) (138)  (139)

Sprawność mechaniczna netto (%) (139)  (140)

Nowa jednostka

Istniejąca jednostka

Nowa jednostka

Istniejąca jednostka

Silnik gazowy

39,5–44 (141)

35–44 (141)

56–85 (141)

Brak BAT-AEEL

Kocioł opalany gazem

39–42,5

38–40

78–95

Brak BAT-AEEL

Turbina gazowa w obiegu otwartym ≥ 50 MW

36–41,5

33–41,5

Brak BAT-AEEL

36,5–41

33,5–41

Blok gazowo-parowy z turbiną gazową (CCGT)

CCGT, 50–600 MW

53–58,5

46–54

Brak BAT-AEEL

Brak BAT-AEEL

CCGT, ≥ 600 MW

57–60,5

50–60

Brak BAT-AEEL

Brak BAT-AEEL

CHP CCGT, 50–600 MW

53–58,5

46–54

65–95

Brak BAT-AEEL

CHP CCGT, ≥ 600 MW

57–60,5

50–60

65–95

Brak BAT-AEEL

4.1.2.   Emisje NOX, CO, NMLZO i CH4 do powietrza

BAT 41.

Aby zapobiec emisjom NOX do powietrza ze spalania gazu ziemnego w kotłach lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Stopniowe podawanie powietrza lub paliwa

Zob. opisy w sekcji 8.3.

Stopniowe podawanie powietrza jest często powiązane z palnikami o niskiej emisji NOx

Zastosowanie ogólne

b.

Recyrkulacja spalin

Zob. opis w sekcji 8.3

c.

Palniki o niskiej emisji NOX (LNB)

d.

Zaawansowany system kontroli

Zob. opis w sekcji 8.3.

Technika ta jest często stosowana w połączeniu z innymi technikami lub może być stosowana oddzielnie dla obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok

Możliwość zastosowania w odniesieniu do starych obiektów energetycznego spalania może być ograniczona ze względu na konieczność modernizacji systemu spalania lub systemu kontroli i sterowania

e.

Zmniejszenie temperatury powietrza do spalania

Zob. opis w sekcji 8.3

Ogólnie zastosowanie w obrębie ograniczeń związanych z wymaganiami procesu

f.

Selektywna niekatalityczna redukcja (SNCR)

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok z bardzo zmiennymi obciążeniami kotła.

Możliwość zastosowania może być ograniczona w przypadku obiektów energetycznego spalania użytkowanych między 500 a 1 500  godz./rok z bardzo zmiennymi obciążeniami kotła

g.

Selektywna redukcja katalityczna (SCR)

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok.

Nie ma ogólnego zastosowania do obiektów energetycznego spalania < 100 MW.

Mogą istnieć ograniczenia techniczne i ekonomiczne dla modernizacji istniejących obiektów energetycznego spalania użytkowanych między 500 godz./rok i 1 500  godz./rok

BAT 42.

Aby zapobiec emisjom NOX do powietrza ze spalania gazu ziemnego w turbinach gazowych lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Zaawansowany system kontroli

Zob. opis w sekcji 8.3.

Technika ta jest często stosowana w połączeniu z innymi technikami lub może być stosowana oddzielnie dla obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok

Możliwość zastosowania w odniesieniu do starych obiektów energetycznego spalania może być ograniczona ze względu na konieczność modernizacji systemu spalania lub systemu kontroli i sterowania

b.

Dodawanie wody/pary

Zob. opis w sekcji 8.3

Możliwość zastosowania może być ograniczona ze względu na dostępność wody

c.

Suche palniki o niskiej emisji NOX (DLN)

Możliwość zastosowania może być ograniczona w przypadku turbin, dla których nie jest dostępny pakiet odtworzeniowy lub gdy zainstalowane są systemy dodawania wody/pary

d.

Projekt dla niskich obciążeń

Adaptacja metod kontroli procesu i związanego z tym wyposażenia w celu uzyskania dobrej sprawności spalania, przy zmiennym zapotrzebowaniu na energię np. poprawiając zakres regulacji przepływu powietrza wlotowego lub rozdzielając proces spalania na oddzielone etapy

Możliwość zastosowania może być ograniczona ze względu na konstrukcję turbiny gazowej

e.

Palniki o niskiej emisji NOX (LNB)

Zob. opis w sekcji 8.3

Ogólne zastosowanie do dodatkowego dopalania w odniesieniu do parowych kotłów odzysknicowych (HRSG) w przypadku obiektów energetycznego spalania obejmujących blok gazowo-parowy z turbiną gazową (CCGT)

f.

Selektywna redukcja katalityczna (SCR)

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok.

Nie ma ogólnego zastosowania do istniejących obiektów energetycznego spalania < 100 MW.

Modernizacja istniejących obiektów energetycznego spalania może być ograniczona ze względu na dostępność wystarczającej ilości miejsca.

Mogą istnieć ograniczenia techniczne i ekonomiczne dla modernizacji istniejących obiektów energetycznego spalania użytkowanych między 500 godz./rok i 1 500  godz./rok

BAT 43.

Aby zapobiec emisjom NOX do powietrza ze spalania gazu ziemnego w silnikach lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Zaawansowany system kontroli

Zob. opis w sekcji 8.3.

Technika ta jest często stosowana w połączeniu z innymi technikami lub może być stosowana oddzielnie dla obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok

Możliwość zastosowania w odniesieniu do starych obiektów energetycznego spalania może być ograniczona ze względu na konieczność modernizacji systemu spalania lub systemu kontroli i sterowania

b.

Koncepcja mieszanki ubogiej

Zob. opis w sekcji 8.3.

Zazwyczaj stosowana w połączeniu z SCR

Ma zastosowanie jedynie do nowych silników gazowych

c.

Zaawansowana koncepcja spalania ubogiej mieszanki

Zob. opis w sekcji 8.3

Ma zastosowanie jedynie do nowych silników o zapłonie iskrowym

d.

Selektywna redukcja katalityczna (SCR)

Modernizacja istniejących obiektów energetycznego spalania może być ograniczona ze względu na dostępność wystarczającej ilości miejsca.

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok.

Mogą istnieć ograniczenia techniczne i ekonomiczne dla modernizacji istniejących obiektów energetycznego spalania użytkowanych między 500 godz./rok i 1 500  godz./rok

BAT 44.

Aby zapobiec emisjom CO do powietrza ze spalania gazu ziemnego lub je ograniczyć, w ramach BAT należy zagwarantować optymalne spalanie lub stosowanie utleniających katalizatorów.

Opis

Zob. opis w sekcji 8.3.

Tabela 24

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji NOX do powietrza ze spalania gazu ziemnego w turbinach gazowych

Rodzaj obiektu energetycznego spalania

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania

(MW)

BAT-AELs (mg/Nm3) (142)  (143)

Średnia roczna (144)  (145)

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Turbiny gazowe w obiegu otwartym (OCGT) (146)  (147)

Nowe OCGT

≥ 50

15–35

25–50

Istniejące OCGT (z wyłączeniem turbin do napędów mechanicznych) – wszystkie oprócz obiektów użytkowanych < 500 godz./rok

≥ 50

15–50

25–55 (148)

Bloki gazowo-parowe z turbiną gazową (CCGT) (146)  (149)

Nowe CCGT

≥ 50

10–30

15–40

Istniejące CCGT o jednostkowym zużyciu paliwa netto < 75 %

≥ 600

10–40

18–50

Istniejące CCGT o jednostkowym zużyciu paliwa netto ≥ 75 %

≥ 600

10–50

18–55 (150)

Istniejące CCGT o jednostkowym zużyciu paliwa netto < 75 %

50–600

10–45

35–55

Istniejące CCGT o jednostkowym zużyciu paliwa netto ≥ 75 %

50–600

25–50 (151)

35–55 (152)

Turbiny gazowe w obiegu otwartym oraz bloki gazowo-parowe z turbiną gazową

Turbina gazowa oddana do użytkowania nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r. lub istniejąca turbina gazowa do awaryjnego stosowania i użytkowana < 500 godz./rok

≥ 50

Brak BAT–AEL

60–140 (153)  (154)

Istniejąca turbina do stosowania w napędach mechanicznych – wszystkie oprócz obiektów użytkowanych < 500 godz./rok

≥ 50

15–50 (155)

25–55 (156)

Wskaźnikowo średni roczny poziom emisji CO dla każdego rodzaju istniejącego obiektu energetycznego spalania użytkowanego ≥ 1 500 godz./rok lub dla każdego rodzaju nowego obiektu energetycznego spalania zasadniczo będzie następujący:

—

Nowe OCGT ≥ 50 MW: < 5–40 mg/Nm3. Dla obiektów o sprawności elektrycznej netto (EE) większej niż 39 %, można zastosować współczynnik korygujący do górnej granicy tego zakresu, odpowiadający: [górna granica] × EE/39, gdzie EE jest sprawnością elektryczną netto lub sprawnością mechaniczną netto obiektu określoną w warunkach obciążenia podstawowego według normy ISO.

—

Istniejące OCGT ≥ 50 MW (z wyłączeniem turbin do napędów mechanicznych): < 5–40 mg/Nm3. Górna granica tego zakresu będzie zazwyczaj wynosić 80 mg/Nm3 w przypadku istniejących obiektów energetycznego spalania, które nie mogą być wyposażone w techniki suchej redukcji NOX, lub 50 mg/Nm3 dla obiektów, które działają przy niskim obciążeniu.

—

Nowe CCGT ≥ 50 MW: < 5–30 mg/Nm3. Dla obiektów o sprawności elektrycznej netto (EE) większej niż 55 % można zastosować współczynnik korygujący do górnej granicy zakresu, odpowiadający: [górna granica] × EE/55, gdzie EE jest sprawnością elektryczną netto obiektu określoną w warunkach obciążenia podstawowego według normy ISO.

—

Istniejące CCGT ≥ 50 MW: < 5–30 mg/Nm3. Górna granica tego zakresu będzie zazwyczaj wynosić 50 mg/Nm3 dla obiektów, które działają przy niskim obciążeniu.

—

Istniejące turbiny gazowe ≥ 50 MW do stosowania w napędach mechanicznych: < 5–40 mg/Nm3. Górna granica zakresu będzie zazwyczaj wynosić 50 mg/Nm3 dla obiektów działających przy niskim obciążeniu.

W przypadku turbiny gazowej wyposażonej w palniki DLN te wskaźnikowe poziomy mają zastosowanie jedynie wówczas, gdy działanie DLN jest skuteczne.

Tabela 25

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji NOX do powietrza ze spalania gazu ziemnego w kotłach i silnikach

Rodzaj obiektu energetycznego spalania

BAT-AELs (mg/Nm3)

Średnia roczna (157)

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (158)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (159)

Kocioł

10–60

50–100

30–85

85–110

Silnik (160)

20–75

20–100

55–85

55–110 (161)

Wskaźnikowo średni roczny poziom emisji CO ogólnie będzie wynosić:

—

< 5–40 mg/Nm3 dla istniejących kotłów użytkowanych ≥ 1 500 godz./rok,

—

< 5–15 mg/Nm3 dla nowych kotłów,

—

30–100 mg/Nm3 dla istniejących silników użytkowanych ≥ 1 500 godz./rok i dla nowych silników.

BAT 45.

Aby ograniczyć emisje niemetanowych lotnych związków organicznych (NMLZO) i metanu (CH4) do powietrza w silnikach o zapłonie iskrowym opalanych gazem o mieszance ubogiej, w ramach BAT należy zagwarantować optymalne spalanie lub stosowanie utleniających katalitorów.

Opis

Zob. opis w sekcji 8.3. Utleniające katalizatory nie są skuteczne w ograniczaniu emisji nasyconych węglowodorów zawierających mniej niż cztery atomy węgla.

Tabela 26

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji formaldehydu i CH4 do powietrza ze spalania gazu ziemnego w silnikach o zapłonie iskrowym zasilanych gazem o mieszance ubogiej

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania (MW)

BAT-AELs (mg/Nm3)

Formaldehyd

CH4

Średnia z okresu pobierania próbek

Nowy lub istniejący obiekt

Nowy obiekt

Istniejący zespół urządzeń

≥ 50

5–15 (162)

215–500 (163)

215–560 (162)  (163)

4.2.   Konkluzje BAT dla spalania gazów procesowych powstałych przy produkcji żelaza i stali

O ile nie określono inaczej, konkluzje BAT przedstawione w niniejszej sekcji mają ogólne zastosowanie do spalania gazów procesowych powstałych przy produkcji żelaza i stali (gaz wielkopiecowy, gaz koksowniczy, gaz konwertorowy), indywidualnie, w połączeniu lub jednocześnie z innymi paliwami gazowymi lub ciekłymi. Mają one zastosowanie w uzupełnieniu do ogólnych konkluzji BAT podanych w sekcji 1.

4.2.1.   Sprawność energetyczna

BAT 46.

W celu zwiększenia sprawności energetycznej spalania gazów procesowych powstałych przy produkcji żelaza i stali, w ramach BAT należy stosować odpowiednią kombinację technik podanych w BAT 12 oraz poniżej.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

System zarządzania (i gospodarka) gazem procesowym

Zob. opis w sekcji 8.2

Mająca zastosowanie tylko do zintegrowanych zakładów hutniczych


Tabela 27

Związane z BAT poziomy sprawności energetycznej (BAT-AEELs) dla spalania gazów procesowych powstałych przy produkcji żelaza i stali w kotłach

Rodzaj jednostki spalania paliw

BAT-AEELs (164)  (165)

Sprawność elektryczna netto (%)

Jednostkowe zużycie paliwa netto (%) (166)

Istniejący wielopaliwowy kocioł gazowy

30–40

50–84

Nowy wielopaliwowy kocioł gazowy (167)

36–42,5

50–84


Tabela 28

Związane z BAT poziomy efektywności energetycznej (BAT-AEELs) dla spalania gazów procesowych powstałych przy produkcji żelaza i stali w CCGT

Rodzaj jednostki spalania paliw

BAT-AEELs (168)  (169)

Sprawność elektryczna netto (%)

Jednostkowe zużycie paliwa netto (%) (170)

Nowa jednostka

Istniejąca jednostka

CHP CCGT

> 47

40–48

60–82

CCGT

> 47

40–48

Brak BAT-AEEL

4.2.2.   Emisje NOX i CO do powietrza

BAT 47.

Aby zapobiec emisjom NOX do powietrza ze spalania gazów procesowych powstałych przy produkcji żelaza i stali w kotłach lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Palniki o niskiej emisji NOX (LNB)

Zob. opis w sekcji 8.3.

Specjalnie zaprojektowane palniki o niskiej emisji NOX w kilku rzędach dla każdego rodzaju paliwa lub obejmujące szczególne cechy dla spalania wielopaliwowego (np. liczne dysze przeznaczone do spalania różnych paliw lub obejmujące wstępne mieszanie paliw)

Zastosowanie ogólne

b.

Stopniowe podawanie powietrza

Zob. opis w sekcji 8.3

c.

Stopniowe podawanie paliwa

d.

Recyrkulacja spalin

e.

System zarządzania (i gospodarka) gazem procesowym

Zob. opis w sekcji 8.2

Na ogół technika ta jest stosowana przy ograniczeniach związanych z dostępnością różnych rodzajów paliwa

f.

Zaawansowany system kontroli

Zob. opis w sekcji 8.3.

Technika ta jest stosowana w połączeniu z innymi technikami

Możliwość zastosowania w odniesieniu do starych obiektów energetycznego spalania może być ograniczona ze względu na konieczność modernizacji systemu spalania lub systemu kontroli i sterowania

g.

Selektywna niekatalityczna redukcja (SNCR)

Zob. opis w sekcji 8.3.

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok

h.

Selektywna redukcja katalityczna (SCR)

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok.

Nie ma ogólnego zastosowania do obiektów energetycznego spalania < 100 MW.

Modernizacja istniejących obiektów energetycznego spalania może być ograniczona ze względu na dostępność wystarczającej ilości miejsca oraz konfigurację danego obiektu energetycznego spalania

BAT 48.

Aby zapobiec emisjom NOX do powietrza ze spalania gazów procesowych powstałych przy produkcji żelaza i stali w CCGT lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

System zarządzania (i gospodarka) gazem procesowym

Zob. opis w sekcji 8.2

Na ogół technika ta jest stosowana przy ograniczeniach związanych z dostępnością różnych rodzajów paliwa

b.

Zaawansowany system kontroli

Zob. opis w sekcji 8.3.

Technika ta jest stosowana w połączeniu z innymi technikami

Możliwość zastosowania w odniesieniu do starych obiektów energetycznego spalania może być ograniczona ze względu na konieczność modernizacji systemu spalania lub systemu kontroli i sterowania

c.

Dodawanie wody/pary

Zob. opis w sekcji 8.3.

W dwupaliwowych turbinach gazowych wykorzystujących DLN do spalania gazów procesowych powstałych przy produkcji żelaza i stali podczas spalania gazu ziemnego zazwyczaj dodaje się wodę/parę

Możliwość zastosowania może być ograniczona ze względu na dostępność wody

d.

Suche palniki o niskiej emisji NOX (DLN)

Zob. opis w sekcji 8.3.

DLN spalające gazy procesowe powstałe przy produkcji żelaza i stali różnią się od tych spalających wyłącznie gaz ziemny

Zastosowanie z zastrzeżeniem ograniczeń związanych z reaktywnością gazów procesowych powstałych przy produkcji żelaza i stali, takich jak gaz koksowniczy.

Możliwość zastosowania może być ograniczona w przypadku turbin, dla których nie jest dostępny pakiet odtworzeniowy lub gdy zainstalowane są systemy dodawania wody/pary

e.

Palniki o niskiej emisji NOX (LNB)

Zob. opis w sekcji 8.3

Zastosowanie tylko do dodatkowego dopalania w odniesieniu do parowych kotłów odzysknicowych (HRSG) w przypadku obiektów energetycznego spalania obejmujących blok gazowo-parowy z turbiną gazową (CCGT)

f.

Selektywna redukcja katalityczna (SCR)

Modernizacja istniejących obiektów energetycznego spalania może być ograniczona ze względu na dostępność wystarczającej ilości miejsca

BAT 49.

Aby zapobiec emisjom CO do powietrza ze spalania gazów procesowych powstałych przy produkcji żelaza i stali lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Optymalizacja spalania

Zob. opis w sekcji 8.3.

Zastosowanie ogólne

b.

Katalizatory utleniające

Ma zastosowanie wyłącznie do CCGT.

Możliwość zastosowania może być ograniczona z powodu braku miejsca, wymogów związanych z obciążeniem oraz ze względu na zawartość siarki w paliwie


Tabela 29

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji NOX do powietrza ze spalania 100 % gazów procesowych powstałych przy produkcji żelaza i stali

Rodzaj obiektu energetycznego spalania

Referencyjny poziom O2 (% obj.)

BAT-AELs (mg/Nm3) (171)

Średnia roczna

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Nowy kocioł

3

15–65

22–100

Istniejący kocioł

3

20–100 (172)  (173)

22–110 (172)  (174)  (175)

Nowe CCGT

15

20–35

30–50

Istniejące CCGT

15

20-50 (172)  (173)

30–55 (175)  (176)

Wskaźnikowo średni roczny poziom emisji CO ogólnie będzie wynosić:

—

< 5–100 mg/Nm3 dla istniejących kotłów użytkowanych ≥ 1 500 godz./rok,

—

< 5–35 mg/Nm3 dla nowych kotłów,

—

< 5–20 mg/Nm3 dla istniejących CCGT użytkowanych ≥ 1 500 godz./rok i dla nowych CCGT.

4.2.3.   Emisje SOX do powietrza

BAT 50.

Aby zapobiec emisjom SOX do powietrza ze spalania gazów procesowych powstałych przy produkcji żelaza i stali lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować kombinację poniższych technik.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

System zarządzania (i gospodarka) gazem procesowym i wybór paliwa pomocniczego

Zob. opis w sekcji 8.2.

W zakresie, w jakim umożliwiają to huty żelaza i stali, zmaksymalizować wykorzystanie:

—

większości gazu wielkopiecowego o niskiej zawartości siarki w zestawie paliw,

—

kombinacji paliw o niskiej średniej zawartości siarki, np. poszczególnych paliw procesowych o bardzo niskiej zawartości S, takich jak:

—

gaz wielkopiecowy o zawartości siarki < 10 mg/Nm3,

—

gaz koksowniczy o zawartości siarki < 300 mg/Nm3,

—

oraz paliw pomocniczych, takich jak:

—

gaz ziemny,

—

paliwa ciekłe o zawartości siarki ≤ 0,4 % (w kotłach).

Wykorzystanie ograniczonej ilości paliw o wyższej zawartości siarki

Na ogół technika ta jest stosowana przy ograniczeniach związanych z dostępnością różnych rodzajów paliwa

b.

Wstępna obróbka gazu koksowniczego w hutach żelaza i stali

Użycie jednej z następujących technik:

—

odsiarczanie za pomocą systemów absorpcyjnych,

—

odsiarczanie utleniające na mokro

Ma zastosowanie wyłącznie do obiektów energetycznego spalania opalanych gazem koksowniczym


Tabela 30

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji SO2 do powietrza ze spalania 100 % gazów procesowych powstałych przy produkcji żelaza i stali

Rodzaj obiektu energetycznego spalania

Referencyjny poziom O2 (%)

BAT-AELs dla SO2 (mg/Nm3)

Średnia roczna (177)

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek (178)

Nowy lub istniejący kocioł

3

25–150

50–200 (179)

Nowe lub istniejące CCGT

15

10–45

20–70

4.2.4.   Emisje pyłu do powietrza

BAT 51.

Aby ograniczyć emisje do powietrza pyłu ze spalania gazów procesowych powstałych przy produkcji żelaza i stali, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Dobór paliwa/zarządzanie

Zastosowanie kombinacji gazów procesowych i paliw pomocniczych o niskiej średniej zawartości pyłu lub popiołu

Na ogół technika ta jest stosowana przy ograniczeniach związanych z dostępnością różnych rodzajów paliwa

b.

Wstępna obróbka gazu wielkopiecowego w hutach żelaza i stali

Zastosowanie jednego urządzenia do odpylania na sucho albo kombinacji takich urządzeń (np. deflektory, odpylniki, odpylacze cyklonowe, elektrofiltry) lub do późniejszej redukcji pyłów (płuczki Venturiego, płuczki rusztowe, płuczki z pierścieniowym przekrojem gardzieli, elektrofiltry mokre, dezintegratory)

Ma zastosowanie tylko w przypadku spalania gazu wielkopiecowego

c.

Wstępna obróbka gazu konwertorowego w hutach żelaza i stali

Zastosowanie odpylania na sucho (np. elektrofiltr lub filtr workowy) lub na mokro (np. elektrofiltr mokry lub skruber). Dodatkowe opisy są podane w dokumencie referencyjnym BAT dotyczącym żelaza i stali

Ma zastosowanie tylko w przypadku spalania gazu konwertorowego

d.

Elektrofiltr (ESP)

Zob. opis w sekcji 8.5

Ma zastosowanie tylko do obiektów energetycznego spalania spalających duże ilości paliw pomocniczych o dużej zawartości popiołu

e.

Filtr workowy


Tabela 31

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji pyłu do powietrza ze spalania 100 % gazów procesowych powstałych przy produkcji żelaza i stali

Rodzaj obiektu energetycznego spalania

BAT-AELs dla pyłu (mg/Nm3)

Średnia roczna (180)

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek (181)

Nowy lub istniejący kocioł

2–7

2–10

Nowe lub istniejące CCGT

2–5

2–5

4.3.   Konkluzje BAT dla spalania paliw gazowych lub ciekłych na platformach morskich

O ile nie określono inaczej, konkluzje BAT przedstawione w niniejszej sekcji mają ogólne zastosowanie do spalania paliw gazowych lub ciekłych na platformach morskich. Mają one zastosowanie w uzupełnieniu do ogólnych konkluzji BAT podanych w sekcji 1.

BAT 52.

W celu poprawy ogólnej efektywności środowiskowej spalania paliw gazowych lub ciekłych na platformach morskich w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Optymalizacja procesu technologicznego

Optymalizacja procesu w celu ograniczenia do minimum wymogów w zakresie mocy mechanicznej

Zastosowanie ogólne

b.

Kontrola spadku ciśnienia

Optymalizacja i utrzymanie systemów dolotowych i wylotowych w taki sposób, aby spadek ciśnienia był na jak najniższym poziomie

c.

Kontrola obciążenia

Praca wielu zestawów generatorów lub sprężarek w punktach obciążenia w celu zminimalizowania emisji

d.

Zminimalizowanie „rezerw ukrytych”

Podczas działania z rezerwą ukrytą ze względu na niezawodność działania liczba dodatkowych turbin jest zminimalizowana, z wyłączeniem wyjątkowych okoliczności

e.

Dobór paliwa

Dostarczanie dostaw paliwa gazowego z górnej części procesu destylacji ropy naftowej i gazu ziemnego, co zapewnia minimalny zakres parametrów spalania paliwa gazowego, np. wartość opałowa i minimalne stężenia związków siarki w celu zminimalizowania powstawania SO2. W odniesieniu do ciekłych paliw destylowanych preferowane są paliwa o niskiej zawartości siarki

f.

Kąt wyprzedzenia wtrysku

Optymalizacja kąta wyprzedzenia wtrysku w silnikach

g.

Odzysk ciepła

Wykorzystanie ciepła odpadowego z turbin gazowych/silników do ogrzewania platformy

Ogólne zastosowanie do nowych obiektów energetycznego spalania.

W przypadku istniejących obiektów energetycznego spalania zastosowanie może być ograniczone ze względu na poziom zapotrzebowania na ciepło oraz układ (dostępna przestrzeń) obiektu energetycznego spalania

h.

Integracja mocy wielu pól gazowych/naftowych

Korzystanie z centralnego źródła energii w celu dostaw dla wielu uczestniczących platform znajdujących się na różnych polach gazowych/naftowych

Zastosowanie może być ograniczone w zależności od lokalizacji różnych pól gazowych/naftowych oraz organizacji różnych uczestniczących platform, a także dostosowania harmonogramów w zakresie planowania, uruchomienia i zaprzestania produkcji

BAT 53.

Aby zapobiec emisjom NOX do powietrza ze spalania paliw gazowych lub ciekłych na platformach morskich lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Zaawansowany system kontroli

Zob. opis w sekcji 8.3

Możliwość zastosowania w odniesieniu do starych obiektów energetycznego spalania może być ograniczona ze względu na konieczność modernizacji systemu spalania lub systemu kontroli i sterowania

b.

Suche palniki o niskiej emisji NOX (DLN)

Zastosowanie do nowych turbin gazowych (wyposażenie standardowe) w ramach ograniczeń związanych z różnicami jakości paliw.

Możliwość zastosowania w istniejących turbinach gazowych może być ograniczona ze względu na: dostępność pakietu odtworzeniowego (dla funkcjonowania przy niskim obciążeniu), złożoność organizacji platformy i dostępność przestrzeni

c.

Koncepcja mieszanki ubogiej

Ma zastosowanie jedynie do nowych silników gazowych

d.

Palniki o niskiej emisji NOX (LNB)

Ma zastosowanie wyłącznie do kotłów

BAT 54.

Aby zapobiec emisjom CO do powietrza ze spalania paliw gazowych lub ciekłych w turbinach gazowych na platformach morskich lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Optymalizacja spalania

Zob. opisy w sekcji 8.3

Zastosowanie ogólne

b.

Katalizatory utleniające

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok.

Modernizacja istniejących obiektów energetycznego spalania może być ograniczona ze względu na dostępność wystarczającej ilości miejsca oraz ograniczenia ciężaru


Tabela 32

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji NOX do powietrza ze spalania paliw gazowych w turbinach gazowych w obiegu otwartym na platformach morskich

Rodzaj obiektu energetycznego spalania

BAT-AELs (mg/Nm3) (182)

Średnia z okresu pobierania próbek

Nowe turbiny gazowe spalające paliwa gazowe (183)

15–50 (184)

Istniejące turbiny gazowe spalające paliwa gazowe (183)

< 50–350 (185)

Wskaźnikowo średnie poziomy emisji CO w okresie pobierania próbek ogólnie będą wynosić:

—

< 100 mg/Nm3 dla istniejących turbin gazowych spalających paliwa gazowe na platformach morskich użytkowanych ≥ 1 500 godz./rok,

—

< 75 mg/Nm3 dla nowych turbin gazowych spalających paliwa gazowe na platformach morskich.

5.   KONKLUZJE BAT W ODNIESIENIU DO OBIEKTÓW ENERGETYCZNEGO SPALANIA WIELOPALIWOWEGO

5.1.   Konkluzje BAT w odniesieniu do spalania paliw procesowych z przemysłu chemicznego

O ile nie określono inaczej, konkluzje BAT przedstawione w niniejszej sekcji mają ogólne zastosowanie do spalania paliw procesowych z przemysłu chemicznego, indywidualnie, w połączeniu lub jednocześnie z innymi paliwami gazowymi lub ciekłymi. Mają one zastosowanie w uzupełnieniu do ogólnych konkluzji BAT podanych w sekcji 1.

5.1.1.   Ogólna efektywność środowiskowa

BAT 55.

W celu poprawy ogólnej efektywności środowiskowej spalania paliw procesowych z przemysłu chemicznego w kotłach w ramach BAT należy stosować odpowiednią kombinację technik podanych w BAT 6 oraz poniżej.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Wstępna obróbka paliw procesowych z przemysłu chemicznego

Przeprowadzenie wstępnej obróbki paliw na terenie obiektu energetycznego spalania lub poza jego terenem w celu poprawy efektywności środowiskowej spalania paliw

Zastosowanie z zastrzeżeniem ograniczeń związanych z charakterystyką paliw procesowych i dostępnością przestrzeni

5.1.2.   Sprawność energetyczna

Tabela 33

Związane z BAT poziomy sprawności energetycznej (BAT-AEEL) dla spalania paliw procesowych z przemysłu chemicznego w kotłach

Rodzaj jednostki spalania paliw

BAT-AEELs (186)  (187)

Sprawność elektryczna netto (%)

Jednostkowe zużycie paliwa netto (%) (188)  (189)

Nowa jednostka

Istniejąca jednostka

Nowa jednostka

Istniejąca jednostka

Kocioł opalany ciekłymi paliwami procesowymi z przemysłu chemicznego, w tym po zmieszaniu z ciężkim olejem opałowym, olejem napędowym lub innymi paliwami ciekłymi

> 36,4

35,6–37,4

80–96

80–96

Kocioł opalany gazowymi paliwami procesowymi z przemysłu chemicznego, w tym po zmieszaniu z gazem ziemnym lub innymi paliwami ciekłymi

39–42,5

38–40

78–95

78–95

5.1.3.   Emisje NOX i CO do powietrza

BAT 56.

Aby zapobiec emisjom NOX do powietrza lub je ograniczyć przy jednoczesnym ograniczeniu emisji CO ze spalania paliw procesowych z przemysłu chemicznego, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Palniki o niskiej emisji NOX (LNB)

Zob. opisy w sekcji 8.3

Zastosowanie ogólne

b.

Stopniowane podawanie powietrza

c.

Stopniowane podawanie paliwa

Zob. opis w sekcji 8.3.

Zastosowanie stopniowania paliwa w przypadku wykorzystania mieszanin paliw ciekłych może wymagać określonej konstrukcji palnika

d.

Recyrkulacja spalin

Zob. opisy w sekcji 8.3

Ogólne zastosowanie do nowych obiektów energetycznego spalania.

Zastosowanie do istniejących obiektów energetycznego spalania w ramach ograniczeń związanych z bezpieczeństwem instalacji chemicznych

e.

Dodawanie wody/pary

Możliwość zastosowania może być ograniczona ze względu na dostępność wody

f.

Dobór paliwa

Zastosowanie w ramach ograniczeń związanych z przydatnością poszczególnych rodzajów paliwa lub alternatywnym stosowaniem paliw procesowych

g.

Zaawansowany system kontroli

Możliwość zastosowania w odniesieniu do starych obiektów energetycznego spalania może być ograniczona ze względu na konieczność modernizacji systemu spalania lub systemu kontroli i sterowania

h.

Selektywna niekatalityczna redukcja (SNCR)

Zastosowanie do istniejących obiektów energetycznego spalania w ramach ograniczeń związanych z bezpieczeństwem instalacji chemicznych.

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok.

Możliwość zastosowania może być ograniczona w przypadku obiektów energetycznego spalania użytkowanych między 500 a 1 500  godz./rok z częstymi zmianami paliwa i częstymi zmianami obciążenia kotła

i.

Selektywna redukcja katalityczna (SCR)

Zastosowanie do istniejących obiektów energetycznego spalania w ramach ograniczeń związanych z konfiguracją kanału spalin, dostępnością przestrzeni i bezpieczeństwem instalacji chemicznych.

Nie ma zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok.

Mogą istnieć ograniczenia techniczne i ekonomiczne dla modernizacji istniejących obiektów energetycznego spalania użytkowanych między 500 godz./rok i 1 500  godz./rok.

Nie ma ogólnego zastosowania do obiektów energetycznego spalania < 100 MW


Tabela 34

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji NOX do powietrza ze spalania 100 % paliw procesowych z przemysłu chemicznego w kotłach

Faza paliwa stosowana w obiekcie energetycznego spalania

BAT-AEL s(mg/Nm3)

Średnia roczna

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (190)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (191)

Mieszanina gazów i cieczy

30–85

80–290 (192)

50–110

100–330 (192)

Tylko gazy

20–80

70–100 (193)

30–100

85–110 (194)

Wskaźnikowo średni roczny poziom emisji CO dla istniejących obiektów użytkowanych ≥ 1 500 godz./rok i dla nowych obiektów ogólnie będzie wynosić < 5–30 mg/Nm3.

5.1.4.   Emisje SOX, HCl i HF do powietrza

BAT 57.

Aby ograniczyć emisje SOX, HCl i HF do powietrza ze spalania paliw procesowych z przemysłu chemicznego w kotłach, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Dobór paliwa

Zob. opisy w sekcji 8.4

Zastosowanie w ramach ograniczeń związanych z przydatnością poszczególnych rodzajów paliwa lub alternatywnym stosowaniem paliw procesowych

b.

Wtrysk sorbentu do kotła (do paleniska lub do złoża)

Zastosowanie do istniejących obiektów energetycznego spalania w ramach ograniczeń związanych z konfiguracją kanału, dostępnością przestrzeni i bezpieczeństwem instalacji chemicznych.

Mokre IOS i odsiarczanie spalin (IOS) w oparciu o wodę morską nie mają zastosowania do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok.

Mogą istnieć ograniczenia techniczne i ekonomiczne dla stosowania mokrego IOS lub odsiarczania spalin (IOS) w oparciu o wodę morską do obiektów energetycznego spalania < 300 MW oraz modernizacji obiektów energetycznego spalania użytkowanych między 500 godz./rok i 1 500  godz./rok przy pomocy mokrego IOS lub odsiarczania spalin (IOS) w oparciu o wodę morską

c.

Dozowanie sorbentu do kanału spalin (DSI spalin)

d.

Absorber suchego rozpylania (SDA)

e.

Oczyszczanie na mokro

Zob. opis w sekcji 8.4.

Oczyszczanie na mokro stosowane jest do usuwania HCl i HF, kiedy nie jest stosowany żadne mokre IOS do ograniczania emisji SOX

f.

Odsiarczanie spalin metodą mokrą (mokre IOS)

Zob. opisy w sekcji 8.4

g.

Odsiarczanie spalin (IOS) w oparciu o wodę morską


Tabela 35

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji SO2 do powietrza ze spalania 100 % paliw procesowych z przemysłu chemicznego w kotłach

Rodzaj obiektu energetycznego spalania

BAT-AELs (mg/Nm3)

Średnia roczna (195)

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek (196)

Nowe lub istniejące kotły

10–110

90–200


Tabela 36

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji HCl i HF do powietrza ze spalania paliw procesowych z przemysłu chemicznego w kotłach

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania

(MW)

BAT-AEL (mg/Nm3)

HCl

HF

Średnia z próbek uzyskanych w ciągu jednego roku

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (197)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (197)

< 100

1–7

2–15 (198)

< 1–3

< 1–6 (199)

≥ 100

1–5

1–9 (198)

< 1–2

< 1–3 (199)

5.1.5.   Emisje pyłu i metali zawartych w pyle do powietrza

BAT 58.

Aby ograniczyć emisje pyłu, metali zawartych w pyle i pierwiatków śladowych do powietrza ze spalania paliw procesowych z przemysłu chemicznego w kotłach, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Elektrofiltr (ESP)

Zob. opis w sekcji 8.5

Zastosowanie ogólne

b.

Filtr workowy

c.

Dobór paliwa

Zob. opis w sekcji 8.5.

Zastosowanie kombinacji paliw procesowych z przemysłu chemicznego i paliw pomocniczych o niskiej średniej zawartości pyłu lub popiołu

Zastosowanie w ramach ograniczeń związanych z przydatnością poszczególnych rodzajów paliwa lub alternatywnym stosowaniem paliw procesowych

d.

Suchy lub półsuchy system IOS

Zob. opisy w sekcji 8.5.

Technika ta jest wykorzystywana głównie do kontroli SOX, HCl lub HF

Zob. zastosowanie w BAT 57

e.

Odsiarczanie spalin metodą mokrą (mokre IOS)


Tabela 37

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji pyłu do powietrza ze spalania mieszanin gazów i cieczy składających się w 100 % z paliw procesowych z przemysłu chemicznego w kotłach

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania

(MW)

BAT-AELs dla pyłu (mg/Nm3)

Średnia roczna

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (200)

Nowy obiekt

Istniejący obiekt (201)

< 300

2–5

2–15

2–10

2–22 (202)

≥ 300

2–5

2–10 (203)

2–10

2–11 (202)

5.1.6.   Emisje lotnych związków organicznych i polichlorowanych dwubenzodioksyn i dwubenzofuranów do powietrza

BAT 59.

Aby ograniczyć emisje lotnych związków organicznych i polichlorowanych dwubenzodioksyn i dwubenzofuranów do powietrza ze spalania paliw procesowych z przemysłu chemicznego w kotłach, w ramach BAT należy stosować jedną z technik podanych w BAT 6 i poniżej lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Wtryskiwanie węgla aktywnego

Zob. opis w sekcji 8.5

Ma zastosowanie wyłącznie do obiektów energetycznego spalania wykorzystujących paliwa pochodzące z procesów chemicznych z użyciem substancji chlorowanych.

W odniesieniu do możliwości zastosowania SCR i szybkiego chłodzenia zob. BAT 56 i BAT 57

b.

Wtrysk schładzający z użyciem oczyszczania na mokro/kondensatorem spalin.

Zob. opis oczyszczania na mokro/kondensatora spalin w sekcji 8.4

c.

Selektywna redukcja katalityczna (SCR)

Zob. opis w sekcji 8.3.

System SCR jest dostosowany i większy od systemu SCR wykorzystywanego tylko do redukcji NOX


Tabela 38

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji PCDD/F i całkowitych LZO do powietrza ze spalania 100 % paliw procesowych z przemysłu chemicznego w kotłach

Zanieczyszczenie

Jednostka

BAT-AELs

Średnia z okresu pobierania próbek

PCDD/F (204)

ng I-TEQ/Nm3

< 0,012–0,036

Całkowite LZO

mg/Nm3

0,6–12

6.   KONKLUZJE BAT DLA WSPÓŁSPALANIA ODPADÓW

O ile nie określono inaczej, konkluzje BAT przedstawione w niniejszej sekcji mają ogólne zastosowanie do współspalania odpadów w obiektach energetycznego spalania. Mają one zastosowanie w uzupełnieniu do ogólnych konkluzji BAT podanych w sekcji 1.

Podczas współspalania odpadów, poziomy BAT-AEL zawarte w niniejszej sekcji mają zastosowanie do całej objętości gazów wytworzonych spalin.

Ponadto, podczas współspalania odpadów wraz z paliwami objętymi sekcją 2, BAT-AELs określone w sekcji 2 mają również zastosowanie (i) do całej objętości wytworzonych spalin, oraz (ii) do objętości spalin powstałych w wyniku spalania paliw objętych tą sekcją, przy użyciu wzoru reguły mieszania w załączniku VI (część 4) do dyrektywy 2010/75/UE, w którym BAT-AELs dla objętości spalin powstałych w wyniku spalania odpadów ustala się na podstawie BAT 61.

6.1.1.   Ogólna efektywność środowiskowa

BAT 60.

W celu poprawy ogólnej efektywności środowiskowej współspalania odpadów w obiektach energetycznego spalania, aby zapewnić stabilne warunki spalania i ograniczyć emisje do powietrza, w ramach BAT należy stosować technikę BAT 60 a. poniżej i kombinację technik podanych w BAT 6 lub innych technik wymienionych poniżej.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Wstępne przyjmowanie i przyjmowanie odpadów

Wdrożenie procedury przyjmowania wszelkich odpadów w obiekcie energetycznego spalania zgodnie z odpowiednimi BAT z dokumentu referencyjnego BAT dotyczącego przetwarzania odpadów. Kryteria przyjmowania zostały określone w odniesieniu do kluczowych parametrów, takich jak wartość opałowa, zawartość wody, pyłu, chloru i fluoru, siarki, azotu, PCB, metali (lotnych (np. Hg, Tl, Pb, Co, Se) i nielotnych (np. V, Cu, Cd, Cr, Ni), fosforu i zasad (przy używaniu produktów ubocznych pochodzenia zwierzęcego).

Stosowanie systemów zapewnienia jakości w odniesieniu do każdego ładunku odpadów, aby zagwarantować charakterystykę współspalanych odpadów oraz w celu kontrolowania wartości zdefiniowanych parametrów krytycznych (np. EN 15358 dla stałego paliwa z odpadów innych niż niebezpieczne)

Zastosowanie ogólne

b.

Selekcja/ograniczenie odpadów

Staranna selekcja rodzaju odpadów i przepływu masowego, wraz z ograniczeniem udziału najbardziej zanieczyszczonych odpadów, które mogą być współspalane. Ograniczenie ilości pyłu, siarki, fluoru, rtęci lub chloru w odpadach wprowadzanych do obiektu energetycznego spalania.

Ograniczenie ilości odpadów, które mogą być współspalane

Zastosowanie w ramach ograniczeń związanych z polityką gospodarowania odpadami danego państwa członkowskiego

c.

Mieszanie odpadów z paliwem głównym

Użyteczne mieszanie odpadów i paliwa głównego, jako że niejednorodny lub słabo wymieszany strumień paliwa lub nierówna dystrybucja mogą mieć wpływ na zapłon i spalanie w kotle i należy im zapobiegać

Mieszanie jest możliwe tylko wówczas, gdy reakcja na mieszanie paliwa głównego i odpadów jest podobna lub jeżeli ilość odpadów jest bardzo mała w porównaniu z paliwem głównym

d.

Suszenie odpadów

Wstępne suszenie odpadów przed wprowadzeniem do komory spalania, aby utrzymać wysoką sprawność kotła

Możliwość zastosowania może być ograniczona ze względu na niewystarczające ciepło, które można odzyskać z procesu, wymagane warunki spalania lub zawartość wilgoci w odpadach

e.

Wstępna obróbka odpadów

Zob. techniki opisane w dokumentach referencyjnych BAT dotyczących unieszkodliwiania odpadów i spalania odpadów, w tym rozdrabniania, pirolizy i zgazowania

Zob. zakres stosowania w dokumentach referencyjnych BAT dotyczących unieszkodliwiania odpadów i spalania odpadów

BAT 61.

W celu uniknięcia wzrostu emisji ze współspalania odpadów w obiektach energetycznego spalania w ramach BAT należy podjąć odpowiednie działania w celu zagwarantowania, że emisje substancji zanieczyszczających w części spalin powstałych ze współspalania odpadów nie są wyższe niż wynikające z zastosowania konkluzji BAT w odniesieniu do spalania odpadów.

BAT 62.

W celu ograniczenia do minimum wpływu na recykling pozostałości ze współspalania odpadów w obiektach energetycznego spalania BAT mają na celu utrzymanie dobrej jakości gipsu, popiołów, żużla oraz innych pozostałości, zgodnie z wymogami ustalonymi w odniesieniu do ich recyklingu, jeżeli obiekt nie współspala odpadów, poprzez zastosowanie jednej z technik podanych w BAT 60 lub ich kombinacji lub poprzez ograniczenie współspalania do frakcji odpadów o stężeniach zanieczyszczeń podobnych do tych w innych spalanych paliwach.

6.1.2.   Sprawność energetyczna

BAT 63.

W celu zwiększenia sprawności energetycznej współspalania odpadów w ramach BAT należy stosować odpowiednią kombinację technik podanych w BAT 12 i BAT 19 w zależności od rodzaju głównego paliwa i konfiguracji obiektu.

Związane z BAT poziomy sprawności energetycznej (BAT-AEELs) podane są w tabeli 8 dla współspalania odpadów z biomasą lub torfem i w tabeli 2 dla współspalania odpadów z węglem kamiennym lub brunatnym.

6.1.3.   Emisje NOX i CO do powietrza

BAT 64.

Aby zapobiec emisjom NOX do powietrza lub je ograniczyć przy jednoczesnym ograniczeniu emisji CO i N2O ze współspalania odpadów z węglem kamiennym lub brunatnym, w ramach BAT należy stosować jedną z technik podanych w BAT 20 lub ich kombinację.

BAT 65.

Aby zapobiec emisjom NOX do powietrza lub je ograniczyć przy jednoczesnym ograniczeniu emisji CO i N2O ze współspalania odpadów z biomasą lub torfem, w ramach BAT należy stosować jedną z technik podanych w BAT 24 lub ich kombinację.

6.1.4.   Emisje SOX, HCl i HF do powietrza

BAT 66.

Aby zapobiec emisjom SOX, HCl i HF do powietrza ze współspalania odpadów z węglem kamiennym lub brunatnym lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z technik podanych w BAT 21 lub ich kombinację.

BAT 67.

Aby zapobiec emisjom SOX, HCl i HF do powietrza ze współspalania odpadów z biomasą lub torfem lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z technik podanych w BAT 25 lub ich kombinację.

6.1.5.   Emisje pyłu i metali zawartych w pyle do powietrza

BAT 68.

Aby ograniczyć emisje pyłu i metali zawartych w pyle do powietrza ze współspalania odpadów z węglem kamiennym lub brunatnym, w ramach BAT należy stosować jedną z technik podanych w BAT 22 lub ich kombinację.

Tabela 39

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji metali do powietrza ze współspalania odpadów z węglem kamiennym lub brunatnym

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu energetycznego spalania (MW)

BAT-AELs

Okres uśredniania

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

Cd+Tl (μg/Nm3)

< 300

0,005–0,5

5–12

Średnia z okresu pobierania próbek

≥ 300

0,005–0,2

5–6

Średnia z próbek uzyskanych w ciągu jednego roku

BAT 69.

Aby ograniczyć emisje pyłu i metali zawartych w pyle do powietrza ze współspalania odpadów z biomasą lub torfem, w ramach BAT należy stosować jedną z technik podanych w BAT 26 lub ich kombinację.

Tabela 40

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji metali do powietrza ze współspalania odpadów z biomasą lub torfem

BAT-AELs

(średnia z próbek uzyskanych w ciągu jednego roku)

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

Cd+Tl (μg/Nm3)

0,075–0,3

< 5

6.1.6.   Emisje rtęci do powietrza

BAT 70.

Aby ograniczyć emisje rtęci do powietrza ze współspalania odpadów z biomasą, torfem, węglem kamiennym lub brunatnym, w ramach BAT należy stosować jedną z technik podanych w BAT 23 i BAT 27 lub ich kombinację.

6.1.7.   Emisje lotnych związków organicznych i polichlorowanych dwubenzodioksyn i dwubenzofuranów do powietrza

BAT 71.

Aby ograniczyć emisje lotnych związków organicznych i polichlorowanych dwubenzodioksyn i dwubenzofuranów do powietrza ze spalania odpadów z biomasą, torfem, węglem kamiennym lub brunatnym, w ramach BAT należy stosować jedną z technik podanych w BAT 6, BAT 26 i poniżej lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Wtryskiwanie węgla aktywnego

Zob. opis w sekcji 8.5.

Proces ten polega na adsorpcji cząsteczek zanieczyszczeń przez węgiel aktywny

Zastosowanie ogólne

b.

Wtrysk schładzający z użyciem oczyszczania na mokro/kondensatorem spalin

Zob. opis oczyszczania na mokro/kondensatora spalin w sekcji 8.4

c.

Selektywna redukcja katalityczna (SCR)

Zob. opis w sekcji 8.3.

System SCR jest dostosowany i szerszy od systemu SCR wykorzystywanego tylko do redukcji NOX

Zob. zakres stosowania w BAT 20 i w BAT 24


Tabela 41

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AEL) dla PCDD/F i całkowitych LZO do powietrza ze współspalania odpadów z biomasą, torfem, węglem kamiennym lub brunatnym

Rodzaj obiektu energetycznego spalania

BAT-AELs

PCDD/F (ng I-TEQ/Nm3)

całkowite LZO (mg/Nm3)

Średnia z okresu pobierania próbek

Średnia roczna

Średnia dobowa

Obiekt energetycznego spalania opalany biomasą, torfem, węglem kamiennym lub brunatnym

< 0,01–0,03

< 0,1–5

0,5–10

7.   KONKLUZJE BAT DLA ZGAZOWANIA

O ile nie określono inaczej, konkluzje BAT przedstawione w niniejszej sekcji mają ogólne zastosowanie do wszystkich obiektów zgazowania bezpośrednio związanych z obiektami energetycznego spalania i obiektami IGCC. Mają one zastosowanie w uzupełnieniu do ogólnych konkluzji BAT podanych w sekcji 1.

7.1.1.   Sprawność energetyczna

BAT 72.

W celu zwiększenia sprawności energetycznej jednostek IGCC i jednostek zgazowania, w ramach BAT należy stosować jedną z technik podanych w BAT 12 i poniżej lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Odzysk ciepła z procesu zgazowania

Ponieważ gaz syntezowy musi zostać schłodzony przed dalszym oczyszczaniem, można odzyskać energię z tego procesu do wytworzenia dodatkowej pary, która zostanie dodana do cyklu turbiny parowej, umożliwiając wyprodukowanie dodatkowej energii elektrycznej

Zastosowanie wyłącznie do jednostek IGCC i jednostek zgazowania bezpośrednio związanych ze wstępną obróbką gazu syntezowego, które wymaga schłodzenia gazu syntezowego

b.

Integracja procesów zgazowania i spalania

Jednostka może być zaprojektowana pod kątem pełnej integracji jednostki zasilania powietrzem (ASU) i turbiny gazowej, przy czym całe powietrze dostarczane do ASU pochodzi (jest pobierna) ze sprężarki turbiny gazowej

Możliwość zastosowania jest ograniczona do jednostek IGCC ze względu na potrzeby w zakresie elastyczności zintegrowanego obiektu w związku z koniecznością szybkiego dostarczenia energii elektrycznej do sieci, kiedy elektrownie wykorzystujące odnawialne źródła energii nie są dostępne

c.

System podawania suchego materiału wsadowego

Stosowanie suchego systemu zasilania gazogeneratora paliwem w celu poprawy sprawności energetycznej procesu zgazowania

Zastosowanie tylko do nowych jednostek

d.

Zgazowanie w wysokich temperaturach i przy wysokim ciśnieniu

Wykorzystanie techniki zgazowania przy parametrach operacyjnych wysokiej temperatury i wysokiego ciśnienia w celu maksymalnego zwiększenia sprawności energetycznej przekształcania energii

Zastosowanie tylko do nowych jednostek

e.

Opracowanie koncepcyjnych ulepszeń

Opracowanie koncepcyjnych ulepszeń, takich jak:

—

modyfikacje wykładziny ogniotrwałej lub układu chłodzenia gazogeneratora,

—

instalacja turbiny rozprężnej w celu odzysku energii ze spadku ciśnienia gazu syntezowego przed spalaniem

Zasadniczo ma zastosowanie do jednostek IGCC


Tabela 42

Związane z BAT poziomy sprawności energetycznej (BAT-AEELs) dla zgazowania i jednostek IGCC

Rodzaj konfiguracji jednostki spalania paliw

BAT-AEELs

Sprawność elektryczna netto (%) jednostki IGCC

Jednostkowe zużycie paliwa netto (%) nowej lub istniejącej jednostki zgazowania

Nowa jednostka

Istniejąca jednostka

Jednostka zgazowania bezpośrednio związana z kotłem bez wstępnej obróbki gazu syntezowego

Brak BAT-AEEL

> 98

Jednostka zgazowania bezpośrednio związana z kotłem ze wstępną obróbką gazu syntezowego

Brak BAT-AEEL

> 91

Jednostka IGCC

Brak BAT-AEEL

34-46

> 91

7.1.2.   Emisje NOX i CO do powietrza

BAT 73.

Aby zapobiec emisjom NOX do powietrza lub je ograniczyć przy jednoczesnym ograniczeniu emisji CO do powietrza z obiektów IGCC, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Optymalizacja spalania

Zob. opis w sekcji 8.3

Zastosowanie ogólne

b.

Dodawanie wody/pary

Zob. opis w sekcji 8.3.

Do tego celu ponownie wykorzystywana jest pewna ilość pary średniociśnieniowej

Ma zastosowanie wyłącznie do turbiny gazowej będącej częścią obiektu IGCC.

Możliwość zastosowania może być ograniczona ze względu na dostępność wody

c.

Suche palniki o niskiej emisji NOX (DLN)

Zob. opis w sekcji 8.3

Ma zastosowanie wyłącznie do turbiny gazowej będącej częścią obiektu IGCC.

Ogólne zastosowanie do nowych obiektów IGCC.

Ma zastosowanie w poszczególnych przypadkach dla istniejących obiektów IGCC w zależności od dostępności pakietu odtworzeniowego. Nie dotyczy gazu syntezowego o zawartości wodoru > 15 %

d.

Rozcieńczanie gazu syntezowego azotem odpadowym z jednostki zasilania powietrzem (ASU)

ASU oddziela tlen od azotu z powietrza w celu dostarczenia wysokiej jakości tlenu do gazogeneratora. Azot odpadowy z ASU jest ponownie wykorzystywany w celu obniżenia temperatury spalania w turbinie gazowej poprzez wstępne zmieszanie z gazem syntezowym przed spalaniem

Ma zastosowanie tylko w przypadku, gdy ASU jest wykorzystywana w procesie zgazowania

e.

Selektywna redukcja katalityczna (SCR)

Zob. opis w sekcji 8.3

Nie ma zastosowania do obiektów IGCC użytkowanych < 500 godz./rok.

Modernizacja istniejących obiektów IGCC może być ograniczona ze względu na dostępność wystarczającej ilości miejsca.

Mogą istnieć ograniczenia techniczne i ekonomiczne dla modernizacji istniejących obiektów IGCC użytkowanych między 500 i 1 500  godz./rok


Tabela 43

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji NOX z obiektów IGCC

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu IGCC

(MW)

BAT-AELs (mg/Nm3)

Średnia roczna

Średnia dobowa lub średnia z okresu pobierania próbek

Nowy obiekt

Istniejący zespół urządzeń

Nowy obiekt

Istniejący zespół urządzeń

≥ 100

10–25

12–45

1–35

1–60

Wskaźnikowo średni roczny poziom emisji CO dla istniejących obiektów użytkowanych ≥ 1 500 godz./rok i dla nowych obiektów ogólnie będzie wynosić < 5–30 mg/Nm3.

7.1.3.   Emisje SOX do powietrza

BAT 74.

Aby ograniczyć emisje SOX do powietrza z obiektów IGCC, w ramach BAT należy stosować technikę podaną poniżej.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Usuwanie kwaśnych gazów

Związki siarki z wsadu do procesu zgazowania są usuwane z gazu syntezowego poprzez usuwanie kwaśnych gazów np. przez reaktor do hydrolizy siarczku karbonylu (i cyjanowodoru) i absorpcję H2S za pomocą rozpuszczalnika takiego jak dietanoloamina metylu. Siarka jest następnie odzyskiwana jako ciekła lub stała siarka elementarna (np. poprzez jednostkę odzysku siarki w procesie Clausa) lub jako kwas siarkowy, w zależności od zapotrzebowania na rynku

Możliwość zastosowania może być ograniczona w przypadku obiektów IGCC zasilanych biomasą ze względu na bardzo niską zawartość siarki w biomasie

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AEL) dla emisji SO2 do powietrza z obiektów IGCC ≥ 100 MW wynoszą 3–16 mg/Nm3, wyrażone jako średnia roczna.

7.1.4.   Emisje pyłu, metali zawartych w pyle, amoniaku i chlorowców do powietrza

BAT 75.

Aby zapobiec emisjom pyłu, metali zawartych w pyle, amoniaku i chlorowców do powietrza z obiektów IGCC lub ograniczyć takie emisje, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.

Technika

Opis

Zastosowanie

a.

Filtracja gazu syntezowego

Odpylanie przy użyciu odpylaczy cyklonowych popiołów lotnych, filtrów workowych, elektrofiltrów lub filtrów świecowych w celu usunięcia popiołów lotnych i węgla, który nie uległ konwersji. Filtry workowe i elektrofiltry są używane w przypadku temperatur gazu syntezowego do 400 °C

Zastosowanie ogólne

b.

Zawracanie substancji smolistych i popiołu gazu syntezowego do gazogeneratora

Substancje smoliste i popioły o wysokiej zawartości węgla wygenerowane w surowym gazie syntezowym są rozdzielane w odpylaczach cyklonowych i zawracane do gazogeneratora w przypadku niskiej temperatury gazu syntezowego w otworze wylotowym gazogeneratora (< 1 100  °C)

c.

Przemywanie gazu syntezowego

Gaz syntezowy przechodzi przez płuczkę wodną, kolejne elementy innych technik odpylania, w których chlorki, amoniak, cząstki i halogenki są rozdzielane


Tabela 44

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AELs) dla emisji pyłu i metali zawartych w pyle do powietrza z obiektów IGCC

Całkowita nominalna moc cieplna dostarczona w paliwie obiektu IGCC

(MW)

BAT-AELs

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

(Średnia z okresu pobierania próbek)

Hg (μg/Nm3)

(Średnia z okresu pobierania próbek)

Pył (mg/Nm3)

(średnia roczna)

≥ 100

< 0,025

< 1

< 2,5

8.   OPIS TECHNIK

8.1.   Ogólne techniki

Technika

Opis

Zaawansowany system kontroli

Użycie automatycznego systemu komputerowego do kontroli wydajności spalania oraz wspieranie zapobiegania emisjom lub ich redukcji. Obejmuje również stosowanie wysoce wydajnego monitorowania

Optymalizacja spalania

Środki podjęte w celu zmaksymalizowania sprawności konwersji energii, np. w palenisku/kotle, przy jednoczesnym ograniczeniu do minimum emisji (w szczególności emisji CO). Jest to osiągalne poprzez kombinację technik, w tym dobre zaprojektowanie urządzeń do spalania, optymalizację temperatury (np. skuteczne mieszanie paliwa i powietrza spalania) i czasu przebywania w strefie spalania oraz stosowanie zaawansowanego systemu kontroli

8.2.   Techniki zwiększania sprawności energetycznej

Technika

Opis

Zaawansowany system kontroli

Zob. sekcja 8.1

Gotowość pracy w układzie kogeneracyjnym

Środki podjęte w celu umożliwienia późniejszej dostawy użytecznej energii ciepłowniczej poza obiekt w sposób, który przyczyni się do osiągnięcia co najmniej 10 % redukcji zużycia energii pierwotnej w porównaniu z rozdzieloną generacją produkowanego ciepła i energii elektrycznej. Obejmuje to zidentyfikowanie i utrzymanie dostępu do konkretnych punktów w systemie parowym, z których można wydobyć parę, a także udostępnienie wystarczającej przestrzeni, aby umożliwić późniejszy montaż elementów, takich jak rurociągi, wymienniki ciepła, dodatkowe zasoby do demineralizacji wody, kocioł w rezerwie i turbiny przeciwprężne. Instalacje pozablokowe (BoP) oraz systemy kontroli i układy oprzyrządowania są gotowe do modernizacji. Późniejsze podłączenie turbiny/turbin przeciwprężnych jest również możliwe

Cykl kombinowany

Połączenie dwóch lub więcej cykli termodynamicznych, np. obieg Braytona (turbina gazowa/silnik spalinowy) z obiegiem Rankine'a (turbina parowa/kocioł) w celu przekształcenia strat ciepła ze spalin z pierwszego cyklu w energię użyteczną w późniejszym cyklu (-ach)

Optymalizacja spalania

Zob. sekcja 8.1

Kondensator spalin

Wymiennik ciepła, w którym woda jest wstępnie podgrzewana przez spaliny, zanim będzie podgrzewana w skraplaczu pary. Para wodna w spalinach kondensuje się w ten sposób podczas chłodzenia przez wodę obiegową. Kondensator spalin jest wykorzystywany zarówno do zwiększania sprawności energetycznej jednostki spalania paliw, jak i do usuwania zanieczyszczeń, takich jak pył, SOX, HCl i HF ze spalin

System zarządzania (i gospodarka) gazem procesowym

System, który umożliwia kierowanie gazów procesowych powstałych przy produkcji żelaza i stali, które mogą być wykorzystywane jako paliwa (np. gaz wielkopiecowy, gaz koksowniczy, gaz konwertorowy) do obiektów energetycznego spalania, w zależności od dostępności tych paliw oraz od rodzaju obiektów energetycznego spalania w zintegrowanym procesie hutniczym przy produkcji stali

Nadkrytyczne parametry pary

Stosowanie obiegu parowego, w tym systemów ponownego podgrzewania pary, w których para może osiągać ciśnienie powyżej 220,6 bar i temperatury > 540 °C.

Ultranadkrytyczne parametry pary

Stosowanie obiegu parowego, w tym systemów ponownego podgrzewania pary, w których para może osiągać ciśnienie powyżej 250–300 barów i temperatury 580–600 °C

Mokry komin

Konstrukcja komina umożliwiająca kondensację pary wodnej z nasyconych spalin i tym samym uniknięcie stosowania podgrzewaza spalin po mokrym odsiarczaniu spalin

8.3.   Techniki redukcji emisji NOX lub CO

Technika

Opis

Zaawansowany system kontroli

Zob. sekcja 8.1

Stopniowane podawanie powietrza

Utworzenie kilku stref spalania w komorze spalania, o różnej zawartości tlenu w celu ograniczenia emisji NOX oraz zagwarantowania optymalnego spalania. Technika ta wiąże się z substechiometrycznym spalaniem w pierwotnej strefie spalania (tzn. przy niedoborze powietrza) i dopalaniem w drugiej strefie spalania (przy nadmiarze powietrza) w celu poprawy spalania. W przypadku niektórych starych, małych kotłów może być konieczne ograniczenie wydajności, aby zrobić miejsce dla stopniowania podawania powietrza

Techniki łączone w celu ograniczenia NOX i SOX.

Zastosowanie kompleksowych i zintegrowanych technik redukcji emisji w celu łącznej redukcji NOX, SOX i często innych zanieczyszczeń ze spalin, np. za pomocą węgla aktywnego i metody DeSONOX. Mogą one być stosowane oddzielnie lub w połączeniu z innymi technikami podstawowymi w kotłach pyłowych opalanych węglem kamiennym

Optymalizacja spalania

Zob. sekcja 8.1

Suche palniki o niskiej emisji NOX (DLN)

Palniki turbiny gazowej, które obejmują wstępne mieszanie powietrza i paliwa przed wejściem do strefy spalania. Mieszanie powietrza i paliwa przed spalaniem powoduje równomierny rozkład temperatury i niższą temperaturę płomienia, co prowadzi do niższych emisji NOX

Recyrkulacja spalin lub gazu spalinowego (FGR/EGR)

Recyrkulacja części spalin do komory spalania w celu zastąpienia części świeżego powietrza do spalania, o podwójnym efekcie: obniżenia temperatury chłodzenia i ograniczenia zawartości O2 do utleniania azotu, ograniczająca w ten sposób wytwarzanie NOX. Technika polega na wprowadzeniu spalin z paleniska do płomienia w celu zmniejszenia zawartości tlenu, a tym samym temperatury płomienia. Zastosowanie specjalnych palników lub innych środków polega na wewnętrznej recyrkulacji gazów spalinowych, które chłodzą rdzenie płomieni i ograniczają zawartość tlenu w najgorętszej części płomieni

Dobór paliwa

Korzystanie z paliw o niskiej zawartości azotu

Stopniowane podawanie paliwa

Technika ta opiera się na redukcji temperatury płomienia lub zlokalizowanych „hotspotów” poprzez utworzenie kilku stref spalania w komorze spalania o różnych poziomach wtrysku paliwa i powietrza. Modernizacja może być mniej efektywna w małych obiektach niż w dużych obiektach

Koncepcja spalania ubogiej mieszanki i zaawansowana koncepcja spalania ubogiej mieszanki

Kontrola szczytowej temperatury płomienia za pomocą mieszanki ubogiej jest podstawowym podejściem w celu ograniczania powstawania NOX w silnikach gazowych. Spalanie mieszanki ubogiej zmniejsza ilość paliwa w stosunku do powietrza w strefach, w których wytwarza się NOX, w taki sposób, że szczytowa wartość temperatury płomienia jest mniejsza niż stechiometryczna adiabatyczna temperatura płomienia, co redukuje powstawanie termicznych NOX. Optymalizację tej koncepcji tę nazywa się „zaawansowaną koncepcją spalania ubogiej mieszanki”

Palniki o niskiej emisji NOX (LNB)

Technika ta (obejmująca ultra i zaawansowane palniki o niskiej emisji NOX) opiera się na zasadzie redukcji szczytowych temperatur płomienia; palniki kotła są tak zaprojektowane, aby opóźnić, ale poprawić spalanie oraz zwiększyć transfer ciepła (zwiększona emisyjność płomienia). Mieszanie powietrza/paliwa ogranicza dostępność tlenu i zmniejsza maksymalną temperaturę płomienia, tym samym opóźniając przekształcanie występującego w paliwie azotu w NOX i powstawanie termicznych NOX przy jednoczesnym utrzymaniu wysokiej sprawności spalania. Z zastosowaniem palnika o niskiej emisji może wiązać się modyfikacja konstrukcji komory spalania paleniska. Konstrukcja palników o ultra niskiej emisji NOX (ULNB) obejmuje stopniowe podawanie do spalania (powietrza/paliwa) i recyrkulację gazów w komorze ogniowej paleniska (wewnętrzną recyrkulację spalin). Skuteczność tej techniki może zależeć od projektu kotła przy modernizacji starych obiektów.

Koncepcja spalania z niską emisją NOX w silnikach Diesla

Technika ta polega na kombinacji wewnętrznych modyfikacji silnika, np. optymalizacji spalania i wtrysku paliwa (bardzo późny kąt wyprzedzenia wtrysku paliwa w połączeniu z wczesnym zamknięciem zaworu wlotowego powietrza), turbodoładowanie lub cykl Millera

Katalizatory utleniające

Wykorzystanie katalizatorów (które zazwyczaj zawierają metale szlachetne, takie jak pallad lub platyna) do utleniania tlenku węgla oraz niespalonych węglowodorów tlenem w celu wytworzenia CO2 i pary wodnej

Zmniejszenie temperatury powietrza spalania

Wykorzystanie powietrza do spalania w temperaturze otoczenia. Powietrze spalania nie jest wstępnie podgrzewane w regeneracyjnym podgrzewaczu powietrza

Selektywna redukcja katalityczna (SCR)

Selektywna redukcja tlenków azotu z amoniakiem lub mocznikiem w obecności katalizatora. Technika ta opiera się na redukcji NOX do azotu w złożu katalitycznym w wyniku reakcji z amoniakiem (na ogół w roztworze wodnym) w optymalnej temperaturze roboczej około 300–450 °C. Można stosować wiele warstw katalizatora. Większą redukcję NOX osiąga się dzięki zastosowaniu wielu warstw katalizatora. Konstrukcja tej techniki może być modułowa i specjalne katalizatory lub wstępne podgrzewanie mogą być wykorzystywane do radzenia sobie z niskimi obciążeniami lub szerokim oknem temperaturowym spalin. Technika „w kanale” lub SCR z efektem „slip” jest techniką, która łączy SNCR z późniejszą SCR, która redukuje ucieczkę amoniaku z jednostki SNCR

Selektywna niekatalityczna redukcja (SNCR)

Selektywna redukcja tlenków azotu z amoniakiem lub mocznikiem bez katalizatora. Technika polega na redukcji NOX do azotu w wyniku reakcji z amoniakiem lub mocznikiem w wysokiej temperaturze. Przedział temperatur roboczych jest utrzymywany w granicach 800–1 000  °C w celu zapewnienia optymalnych warunków reakcji

Dodawanie wody/pary

Woda lub para są stosowane jako rozcieńczalnik do obniżania temperatury spalania w turbinach gazowych, silnikach lub kotłach, a co za tym idzie do ograniczania powstawania NOX. Są one wstępnie mieszane z paliwem przed jego spalaniem (paliwo emulsyjne, nawilżone lub nasycone) lub bezpośrednio wtryskiwane do komory spalania (wtrysk wody/pary)

8.4.   Techniki redukcji emisji SOX, HCl lub HF do powietrza

Technika

Opis

Wtrysk sorbentu do kotła (do paleniska lub do złoża)

Bezpośrednie wstrzyknięcie suchego sorbentu do komory spalania lub dodawanie adsorbentów na bazie magnezu lub wapnia do koryta kotła ze złożem fluidalnym. Powierzchnia cząsteczek sorbentu reaguje z SO2 w spalinach lub w kotle ze złożem fluidalnym. Technika ta jest głównie stosowana w połączeniu z techniką redukcji emisji pyłów

Płuczka sucha działająca w oparciu o cyrkulacyjne złoże fluidalne (CFB)

Spaliny z podgrzewacza powietrza w kotle wchodzą do absorbera CFB na dnie i przepływają pionowo w górę poprzez zwężkę Venturiego, gdzie do strumienia spalin oddzielnie wstrzykiwany jest stały sorbent i woda. Technika ta jest głównie stosowana w połączeniu z techniką redukcji emisji pyłów

Techniki łączone w celu ograniczenia NOX i SOX.

Zob. sekcja 8.3

Dozowanie sorbentu do kanału spalin (DSI)

Wstrzyknięcie i dyspersja suchego sorbentu w proszku w strumieniu spalin. Sorbent (np. węglan sodu, wodorowęglan sodu, wodorotlenek wapnia) reaguje z kwaśnymi gazami (np. formami gazowej siarki i HCl), tworząc substancję stałą, którą usuwa się przy pomocy technik redukcji emisji pyłów (filtr workowy lub elektrofiltr). DSI jest stosowane głównie w połączeniu z filtrem workowym

Kondensator spalin

Zob. sekcja 8.2

Dobór paliwa

Stosowanie paliw o niskiej zawartości siarki, chloru lub fluoru

System zarządzania (i gospodarka) gazem procesowym

Zob. sekcja 8.2

Odsiarczanie spalin (IOS) w oparciu o wodę morską

Szczególny nieregeneracyjny rodzaj oczyszczania na mokro przy wykorzystaniu naturalnej zasadowości tej wody do absorpcji kwaśnych związków w spalinach. Technika ta zasadniczo wymaga uprzedniej redukcji emisji pyłu

Absorber suchego rozpylania (SDA)

Zawiesina/roztwór odczynnika zasadowego są wprowadzane do strumienia spalin i rozprowadzane w nim. Materiał reaguje z formami gazowej siarki, tworząc substancję stałą, którą usuwa się przy pomoc technik redukcji emisji pyłów (filtr workowy lub elektrofiltr). SDA jest stosowany głównie w połączeniu z filtrem workowym

Odsiarczanie spalin metodą mokrą (mokre IOS)

Technika lub kombinacja technik oczyszczania na mokro, za pomocą których tlenki siarki są usuwane ze spalin w drodze różnych procesów zasadniczo polegających wychwytywaniu gazowego SO2 przez sorbent alkaliczny i przekształcaniu go w substancję stałą. W procesie oczyszczania na mokro związki gazowe rozpuszcza się w odpowiedniej cieczy (woda lub roztwór zasadowy). Jednocześnie można usuwać związki stałe i gazowe. Po przejściu przez płuczkę gazową mokrą spaliny są nasycane wodą i konieczne jest oddzielenie kropelek przed ich odprowadzeniem do atmosfery. Ciecz powstała w rezultacie oczyszczania na mokro jest wysyłana do oczyszczalni ścieków, a nierozpuszczalny materiał usuwa się w procesie osadzania lub filtracji

Oczyszczanie na mokro

Stosowanie cieczy, zazwyczaj wody lub roztworu wodnego w celu wychwytywania kwaśnych związków ze spalin poprzez absorpcję

8.5.   Techniki ograniczania emisji pyłów, metali, w tym rtęci, lub PCDD/F do powietrza

Technika

Opis

Filtr workowy

Filtry workowe lub tkaninowe są wykonane z porowatej plecionej lub filcowanej tkaniny, przez którą przepuszcza się gazy w celu zatrzymania na niej cząstek. Zastosowanie filtra workowego wiąże się z koniecznością wyboru tkaniny, która będzie odpowiednia dla właściwości spalin i maksymalnej temperatury pracy

Wtrysk sorbentu do kotła (do paleniska lub do złoża)

Zob. ogólny opis w sekcji 8.4. Istnieją dodatkowe korzyści w postaci redukcji emisji pyłu i metali

Sorbent węglowy (np. węgiel aktywny lub halogenowany węgiel aktywny) wtryskiwany do spalin

Adsorpcja rtęci lub PCDD/F przez sorbenty węglowe, takie jak halogenowany węgiel aktywny, z obróbką chemiczną lub bez niej. System wstrzykiwania sorbentu można wzmocnić poprzez dodanie dodatkowego filtra workowego

Suchy lub półsuchy system IOS

Zob. ogólny opis każdej techniki (tj. absorber suchego rozpylania (SDA), dozowanie sorbentu do kanału spalin (DSI), płuczka sucha działająca w oparciu o cyrkulacyjne złoże fluidalne (CFB)) w sekcji 8.4. Istnieją dodatkowe korzyści w postaci redukcji emisji pyłu i metali

Elektrofiltr (ESP)

Działanie elektrofiltrów polega na tym, że cząsteczkom nadawany jest ładunek elektryczny, co pozwala oddzielić je pod wpływem pola elektrycznego. Elektrofiltry mogą działać w bardzo różnych warunkach. Skuteczność redukcji zazwyczaj zależy od liczby pól, czasu przebywania (rozmiaru), właściwości katalizatora oraz urządzeń do usuwania cząsteczek poprzedzających filtr. Elektrofiltry zazwyczaj obejmują od dwóch do pięciu pól. Najbardziej nowoczesne (wysokowydajne) elektrofiltry mają siedem pól

Dobór paliwa

Stosowanie paliw o niskiej zawartości popiołu lub metali (np. rtęci)

Multicyklony

Zestaw systemów ograniczenia emisji pyłów w oparciu o siłę odśrodkową, w których cząstki są oddzielane od gazu nośnego, połączony w jednej lub kilku obudowach

Stosowanie halogenowych dodatków do paliwa lub wtryskiwanych do paleniska

Dodawanie związków fluorowcowanych (np. dodatków bromowanych) do paleniska w celu utlenienia rtęci pierwiastkowej do formy rozpuszczalnej lub cząsteczkowej, zwiększając tym samym usuwanie rtęci w dalszych systemach redukcji zanieczyszczeń

Odsiarczanie spalin metodą mokrą (mokre IOS)

Zob. ogólny opis w sekcji 8.4. Istnieją dodatkowe korzyści w postaci redukcji emisji pyłu i metali

8.6.   Techniki ograniczania emisji do wody

Technika

Opis

Adsorpcja na węglu aktywnym

Zatrzymywanie rozpuszczalnych zanieczyszczeń na powierzchni stałych, wysoce porowatych cząstek (adsorbent). Węgiel aktywny jest zazwyczaj używany do adsorpcji związków organicznych i rtęci

Tlenowe oczyszczanie biologiczne

Biologiczne utlenianie rozpuszczonych zanieczyszczeń organicznych tlenem z wykorzystaniem metabolizmu mikroorganizmów. W obecności rozpuszczonego tlenu (wprowadzanego w postaci powietrza lub czystego tlenu) składniki organiczne ulegają mineralizacji na dwutlenek węgla i wodę lub inne metabolity i biomasę. W pewnych warunkach następuje również tlenowa nitryfikacja, w której mikroorganizmy utleniają amon (NH4 +) do azotynu w formie pośredniej (NO2 -), który jest następnie utleniany do azotanu (NO3 -)

Oczyszczanie biologiczne w warunkach beztlenowych

Biologiczna redukcja zanieczyszczeń z wykorzystaniem metabolizmu mikroorganizmów (np. azotan (NO3 -) jest redukowany do elementarnego gazowego azotu, utlenione formy rtęci są redukowane do rtęci pierwiastkowej).

Oczyszczanie biologiczne ścieków w warunkach beztlenowych ze stosowania systemów redukcji emisji na mokro jest zazwyczaj przeprowadzane w bioreaktorach z biofilmem nieruchomym przy użyciu węgla aktywnego jako nośnika.

Oczyszczanie biologiczne w warunkach beztlenowych w celu usunięcia rtęci jest stosowane w połączeniu z innymi technikami

Koagulacja i flokulacja

Koagulacja i flokulacja są wykorzystywane do oddzielenia zawiesin ze ścieków i są często realizowane jako kolejne etapy. Koagulacja jest przeprowadzana poprzez dodawanie koagulantów o ładunkach przeciwnych od zawiesin. Flokulacja jest dokonywana przez dodawanie polimerów, tak aby kolizje mikrokłaczków powodowały ich łączenie się w większe kłaczki

Krystalizacja

Usuwanie zanieczyszczeń jonowych ze ścieków poprzez ich krystalizację na materiale ziarnowym, takim jak piasek lub minerały, w procesie ze złożem fluidalnym

Filtracja

Oddzielenie substancji stałych od ścieków poprzez przepuszczanie ich przez porowate medium. Obejmuje ona różne rodzaje technik, np. filtracja piaskowa, mikrofiltracja i ultrafiltracja

Flotacja

Oddzielenie cząstek stałych lub ciekłych od ścieków poprzez przyłączenie ich do drobnych pęcherzyków gazu, zwykle powietrza. Pływające cząstki gromadzą się na powierzchni wody i są zbierane przez zgarniacze

Wymiana jonowa

Retencja zanieczyszczeń jonowych ze ścieków i zastąpienie ich bardziej akceptowalnymi jonami z wykorzystaniem żywicy jonowymiennej. Zanieczyszczenia są czasowo zatrzymywane, a następnie odprowadzane do płynu regeneracyjnego lub do płukania wstecznego

Neutralizacja

Doprowadzenie pH ścieków do neutralnego poziomu pH (około 7) poprzez dodawanie substancji chemicznych. Wodorotlenek sodu (NaOH) lub wodorotlenek wapnia (Ca(OH)2) są zazwyczaj stosowane w celu zwiększenia pH, podczas gdy kwas siarkowy (H2SO4), kwas chlorowodorowy (HCl) lub dwutlenek węgla (CO2) są zazwyczaj stosowane w celu obniżenia poziomu pH. Podczas neutralizacji może nastąpić wytrącanie niektórych zanieczyszczeń

Oddzielenie wody i oleju

Usunięcie uwolnionego oleju ze ścieków poprzez separację grawitacyjną przy pomocy urządzeń, takich jak separator Amerykańskiego Instytutu Naftowego, kolektor z blachy falistej lub kolektor z blachy płaskiej. Po oddzieleniu wody i oleju zazwyczaj przeprowadza się flotację, wspieraną przez koagulację/flokulację. W niektórych przypadkach konieczne może być przerwanie emulsji przed oddzieleniem wody i oleju

Utlenianie

Przekształcenie zanieczyszczeń za pomocą chemicznych utleniaczy w podobne związki, które są mniej niebezpieczne lub łatwiejsze do wyeliminowania. W przypadku ścieków pochodzących ze stosowania systemów redukcji emisji na mokro można wykorzystywać powietrze do utleniania siarczynu (SO3 2-) do siarczanu (SO4 2-)

Strącanie

Przekształcenie rozpuszczonych substancji zanieczyszczających w nierozpuszczalne związki poprzez dodawanie chemicznych środków strącających. Powstałe osady stałe są następnie rozdzielane poprzez sedymentację, flotację lub filtrację. Typowymi substancjami chemicznymi wykorzystywanymi do strącania metali są wapno, dolomit, wodorotlenek sodu, węglan sodu, siarczek sodu i związki organosiarkowe. Sole wapniowe (inne niż wapno) są wykorzystywane do strącania siarczanów lub fluoru

Sedymentacja

Oddzielenie cząstek zawieszonych przez osadzanie grawitacyjne

Odpędzanie

Usuwanie dających się wyeliminować zanieczyszczeń (np. amoniaku) ze ścieków poprzez kontakt z szybko przepływającym strumieniem gazu w celu przetransferowania ich do fazy gazowej. Zanieczyszczenia usuwane w procesie odpędzania gazu podlegają dalszym procesom oczyszczania i potencjalnie mogą być ponownie wykorzystane

(*1)  Decyzja wykonawcza Komisji 2012/249/UE z dnia 7 maja 2012 r. dotycząca określania okresów rozruchu i wyłączenia do celów dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych (Dz.U. L 123 z 9.5.2012, s. 44).

(1)  Dla każdego parametru, jeżeli ze względu na ograniczenia dotyczące pobierania próbek lub ograniczenia analityczne, zastosowanie 30-minutowego pomiaru jest niewłaściwe, stosuje się odpowiedni okres pobierania próbek. W przypadku PCDD/F stosuje się okres pobierania próbek trwający od 6 do 8 godzin.

(2)  W przypadku jednostek CHP, jeżeli z przyczyn technicznych nie można przeprowadzić badania sprawności jednostki pracującej przy pełnym obciążeniu w odniesieniu do dostawy ciepła, badanie można uzupełnić lub zastąpić obliczeniem z zastosowaniem parametrów odniesionych jak przy pełnym obciążeniu.

(3)  Ciągły pomiar zawartości pary wodnej w spalinach nie jest konieczny, jeżeli próbka spalin jest osuszona przed analizą.

(4)  Ogólne normy EN dla pomiarów ciągłych to EN 15267-1, EN 15267-2, EN 15267-3 i EN 14181. Normy EN do celów pomiarów okresowych są podane w tabeli.

(5)  Częstotliwość monitorowania nie ma zastosowania w przypadku gdy jedynym celem funkcjonowania obiektu byłby pomiar emisji.

(6)  W przypadku obiektów o nominalnej mocy cieplnej dostarczonej w paliwie < 100 MW użytkowanych < 1 500 godz./rok minimalną częstotliwością monitorowania może być co najmniej raz na sześć miesięcy. W odniesieniu do turbin gazowych okresowe monitorowanie przeprowadza się przy obciążeniu obiektu energetycznego spalania > 70 %. W przypadku współspalania odpadów z węglem kamiennym, brunatnym, biomasą stałą lub torfem w częstotliwości monitorowania należy również uwzględnić część 6 załącznika VI do dyrektywy IED.

(7)  W przypadku stosowania SCR minimalną częstotliwością monitorowania może być co najmniej raz w roku, jeżeli dowiedziono, że poziomy emisji są wystarczająco stabilne.

(8)  W przypadku turbin gazowych opalanych gazem ziemnym o nominalnej mocy cieplnej dostarczonej w paliwie < 100 MW użytkowanych < 1 500 godz./rok lub w przypadku istniejących OCGT można zamiennie stosować PEMS.

(9)  Można zamiennie stosować PEMS.

(10)  Przeprowadzane są dwa pomiary: jeden, kiedy obiekt pracuje przy obciążeniu > 70 %, a drugi kiedy obiekt pracuje przy obciążeniu < 70 %.

(11)  Jako alternatywę dla pomiarów ciągłych w przypadku obiektów spalających olej o znanej zawartości siarki i gdzie nie ma systemu odsiarczania spalin, w celu określenia emisji SO2 można stosować okresowe pomiary, co najmniej raz na trzy miesiące, lub inne procedury zapewniające dostarczanie danych o równoważnej jakości naukowej.

(12)  W przypadku paliw procesowych z przemysłu chemicznego częstotliwość monitorowania może zostać dostosowana dla obiektów < 100 MW po wstępnym określeniu charakterystyki paliwa (zob. BAT 5) w oparciu o ocenę adekwatności uwolnień zanieczyszczeń (np. stężenie w paliwie, zastosowane oczyszczanie spalin) w emisjach do powietrza, ale w każdym przypadku co najmniej za każdym razem, kiedy zmiana charakterystyki paliwa może mieć wpływ na emisje.

(13)  Jeżeli dowiedziono, że poziomy emisji są wystarczająco stabilne, można przeprowadzać okresowe pomiary za każdym razem, kiedy zmiana charakterystyki paliwa lub odpadów może mieć wpływ na emisje, ale w każdym przypadku co najmniej raz do roku. W przypadku współspalania odpadów z węglem kamiennym, brunatnym, biomasą stałą lub torfem w częstotliwości monitorowania należy również uwzględnić część 6 załącznika VI do dyrektywy IED.

(14)  W przypadku paliw procesowych z przemysłu chemicznego częstotliwość monitorowania może zostać dostosowana po wstępnym określeniu charakterystyki paliwa (zob. BAT 5) w oparciu o ocenę adekwatności uwolnień zanieczyszczeń (np. stężenie w paliwie, zastosowane oczyszczanie spalin) w emisjach do powietrza, ale w każdym przypadku co najmniej za każdym razem, kiedy zmiana charakterystyki paliwa może mieć wpływ na emisje.

(15)  W przypadku obiektów o nominalnej mocy cieplnej dostarczonej w paliwie < 100 MW użytkowanych < 500 godz./rok minimalną częstotliwością monitorowania może być co najmniej raz do roku. W przypadku obiektów o nominalnej mocy cieplnej dostarczonej w paliwie < 100 MW użytkowanych między 500 a 1 500 godz./rok częstotliwość monitorowania można ograniczyć do co najmniej raz na sześć miesięcy.

(16)  Jeżeli dowiedziono, że poziomy emisji są wystarczająco stabilne, można przeprowadzać okresowe pomiary za każdym razem, kiedy zmiana charakterystyki paliwa lub odpadów może mieć wpływ na emisje, ale w każdym przypadku co najmniej raz na sześć miesięcy.

(17)  W przypadku obiektów spalających gazy procesowe powstałe przy produkcji żelaza i stali minimalną częstotliwością monitorowania może być co najmniej raz na sześć miesięcy, jeżeli dowiedziono, że poziomy emisji są wystarczająco stabilne.

(18)  Lista monitorowanych zanieczyszczeń i częstotliwość monitorowania mogą zostać dostosowane po wstępnym określeniu charakterystyki paliwa (zob. BAT 5) w oparciu o ocenę adekwatności uwolnień zanieczyszczeń (np. stężenie w paliwie, zastosowane oczyszczanie spalin) w emisjach do powietrza, ale w każdym przypadku co najmniej za każdym razem, kiedy zmiana charakterystyki paliwa może mieć wpływ na emisje.

(19)  W przypadku obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok minimalną częstotliwością monitorowania może być co najmniej raz na sześć miesięcy.

(20)  W przypadku obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok minimalną częstotliwością monitorowania może być co najmniej raz do roku.

(21)  Ciągłe pobieranie próbek w połączeniu z częstą analizą próbek miarodajnych dla odcinka czasu, np. za pomocą standardowej metody monitorowania wychwytywania na sorbentach może być stosowane jako alternatywa dla pomiarów ciągłych.

(22)  Jeżeli dowiedziono, że poziomy emisji są wystarczająco stabilne z powodu niskiej zawartości rtęci w paliwie, okresowe pomiary można przeprowadzać wyłącznie za każdym razem, kiedy zmiana charakterystyki paliwa może mieć wpływ na emisje.

(23)  Minimalna częstotliwość monitorowania nie ma zastosowania w przypadku obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(24)  Pomiary są przeprowadzane, kiedy obiekt pracuje przy obciążeniu > 70 %.

(25)  W przypadku paliw procesowych z przemysłu chemicznego monitorowanie ma zastosowanie wyłącznie, jeśli paliwa zawierają chlorowane substancje.

(26)  Monitorowanie OWO i ChZT jest alternatywne. Monitorowanie OWO jest preferowanym rozwiązaniem, ponieważ nie wiąże się z wykorzystaniem bardzo toksycznych związków.

(27)  Wykaz określanych substancji/parametrów można ograniczyć do jedynie tych, co do których można zasadnie oczekiwać, że będą obecne w paliwie(-ach), w oparciu o informacje dotyczące surowców i procesów produkcyjnych.

(28)  Charakterystyka ta jest dokonywana bez uszczerbku dla stosowania procedury wstępnego przyjmowania i przyjmowania odpadów określonych w BAT 60 lit. a), które mogą prowadzić do określenia właściwości lub kontroli innych substancji/parametrów, oprócz wymienionych w niniejszym dokumencie.

(29)  Opis przedmiotowych technik przedstawiono w sekcji 8.6.

(30)  Zastosowanie ma BAT-AEL dla OWO lub BAT-AEL dla ChZT. Monitorowanie OWO jest preferowanym rozwiązaniem, ponieważ nie wiąże się z wykorzystaniem bardzo toksycznych związków.

(31)  Ten BAT-AEL stosuje się po odjęciu ładunku wejściowego.

(32)  Wskazany BAT-AEL ma zastosowanie jedynie do ścieków spowodowanych stosowaniem mokrego IOS.

(33)  Wskazany BAT-AEL ma zastosowanie jedynie do obiektów energetycznego spalania stosujących związki wapnia w oczyszczaniu spalin.

(34)  Górna granica zakresu BAT-AEL może nie mieć zastosowania w przypadku silnie zasolonych ścieków (np. stężenia chlorków ≥ 5 g/l) ze względu na zwiększenie rozpuszczalności siarczanu wapnia.

(35)  Wskazany BAT-AEL nie ma zastosowania do zrzutów do morza lub słonawych jednolitych części wód.

(36)  Te BAT-AEELs nie mają zastosowania w przypadku jednostek użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(37)  W przypadku jednostek elektrociepłowni zastosowanie ma tylko jeden z dwóch BAT-AEELs „sprawność elektryczna netto” lub „jednostkowe zużycie paliwa netto”, w zależności od projektu jednostki CHP (tj. bardziej ukierunkowany na rzecz wytwarzania energii elektrycznej lub cieplnej).

(38)  Dolna granica zakresu może odpowiadać przypadkom, w których ma to negatywne skutki w zakresie sprawności energetycznej (do czterech punktów procentowych), w zależności od typu zastosowanego układu chłodzenia lub lokalizacji geograficznej jednostki.

(39)  Poziomy te mogą nie być osiągalne, jeżeli potencjalne zapotrzebowanie na ciepło jest zbyt niskie.

(40)  Te BAT-AEELs nie mają zastosowania do obiektów wytwarzających jedynie energię elektryczną.

(41)  Dolne granice zakresów BAT-AEEL są osiągane w przypadku niekorzystnych warunków klimatycznych, niskiej wydajności urządzeń opalanych węglem brunatnym lub starych jednostek (przekazanych do użytkowania przed 1985 r.).

(42)  Wyższą wartość granicy zakresu BAT-AEEL można osiągnąć przy wysokich parametrach dla pary (ciśnienie, temperatura).

(43)  Możliwa do osiągnięcia poprawa sprawności energii elektrycznej zależy od konkretnej jednostki, ale wzrost o ponad trzy punkty procentowe jest uznawany za odzwierciedlający stosowanie BAT w odniesieniu do istniejących jednostek w zależności od pierwotnego projektu jednostki oraz już zrealizowanej modernizacji.

(44)  W przypadku jednostek spalających węgiel brunatny o wartości opałowej poniżej 6 MJ/kg dolna granica zakresu BAT-AEEL wynosi 41,5 %.

(45)  Górna granica zakresu BAT-AEEL może wynosić do 46 % w przypadku jednostek ≥ 600 MW przy zastosowaniu nadkrytycznych lub ultranadkrytycznych parametrów pary.

(46)  Górna granica zakresu BAT-AEEL może wynosić do 44 % w przypadku jednostek ≥ 600 MW przy zastosowaniu nadkrytycznych lub ultranadkrytycznych parametrów pary.

(47)  Te BAT-AEL nie mają zastosowania do obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(48)  W przypadku obiektów z kotłami pyłowymi opalanymi węglem kamiennym oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 1 lipca 1987 r., które są użytkowane < 1 500 godz./rok i w odniesieniu do których SCR lub SNCR nie mają zastosowania, górna granica zakresu wynosi 340 mg/Nm3.

(49)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(50)  Dolna granica zakresu jest uważana za osiągalną przy zastosowaniu SCR.

(51)  Górna granica zakresu wynosi 175 mg/Nm3 dla kotłów FBC oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. oraz kotłów pyłowych opalanych węglem brunatnym.

(52)  Górna granica zakresu wynosi 220 mg/Nm3 dla kotłów FBC oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. oraz kotłów pyłowych opalanych węglem brunatnym.

(53)  W przypadku obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. górna granica zakresu wynosi 200 mg/Nm3 dla obiektów użytkowanych ≥ 1 500 godz./rok i 220 mg/Nm3 dla obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(54)  Górna granica zakresu może wynosić do 140 mg/Nm3 w przypadku ograniczeń wynikających z projektu kotła lub w przypadku kotłów ze złożem fluidalnym niewyposażonych we wtórne techniki redukcji zanieczyszczeń w celu ograniczenia emisji NOX.

(55)  Te BAT-AELs nie mają zastosowania do obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(56)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(57)  W przypadku obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 250 mg/Nm3.

(58)  Dolną granicę zakresu można osiągnąć, stosując paliwa o niskiej zawartości siarki w połączeniu z najbardziej zaawansowanymi technikami systemów redukcji emisji metodą mokrą.

(59)  Górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 220 mg/Nm3 dla obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. oraz użytkowanych < 1 500 godz./rok. W przypadku innych istniejących obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 205 mg/Nm3.

(60)  Dla kotłów z cyrkulacyjnym złożem fluidalnym dolną granicę zakresu można osiągnąć przy użyciu wysokosprawnego mokrego odsiarczania spalin (IOS). Wyższą wartość graniczną zakresu można osiągnąć, stosując kocioł z wtryskiem sorbentu do złoża.

(61)  Dolna granica zakresu wartości BAT-AEL może być trudna do osiągnięcia w przypadku obiektów wyposażonych w mokre IOS i podgrzewacz spaliny-spaliny umieszczony na wylocie za IOS.

(62)  Górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 20 mg/Nm3 w następujących przypadkach: obiekty spalające paliwa, w których średnia zawartość chloru wynosi 1 000 mg/kg (suchej masy) lub jest wyższa; obiekty użytkowane < 1 500 godz./rok; kotły FBC. W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(63)  W przypadku obiektów wyposażonych w mokre IOS i podgrzewacz spaliny-spaliny umieszczony na wylocie za IOS górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 7 mg/Nm3.

(64)  Górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 7 mg/Nm3 w następujących przypadkach: obiekty wyposażone w mokre IOS i podgrzewacz spaliny-spaliny umieszczony na wylocie za IOS; obiekty użytkowane < 1 500 godz./rok; kotły FBC. W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(65)  Te BAT-AELs nie mają zastosowania do obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(66)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(67)  Górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 28 mg/Nm3 dla obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r.

(68)  Górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 25 mg/Nm3 dla obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r.

(69)  Górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 12 mg/Nm3 dla obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r.

(70)  Górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 20 mg/Nm3 dla obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r.

(71)  Górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 14 mg/Nm3 dla obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r.

(72)  Dolną granicę zakresu wartości BAT-AEEL można osiągnąć przy zastosowaniu specjalnych technik redukcji rtęci.

(73)  Te BAT-AEEL nie mają zastosowania w przypadku jednostek użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(74)  W przypadku elektrociepłowni zastosowanie ma tylko jeden z dwóch BAT-AEELs „sprawność elektryczna netto” lub „jednostkowe zużycie paliwa netto”, w zależności od projektu jednostki CHP (tj. bardziej ukierunkowany na rzecz wytwarzania energii elektrycznej lub cieplnej).

(75)  Dolna granica zakresu może odpowiadać przypadkom, w których ma to negatywne skutki w zakresie sprawności energetycznej (do czterech punktów procentowych), w zależności od typu zastosowanego układu chłodzenia lub lokalizacji geograficznej jednostki.

(76)  Poziomy te mogą nie być osiągalne, jeżeli potencjalne zapotrzebowanie na ciepło jest zbyt niskie.

(77)  Te BAT-AEELs nie mają zastosowania do obiektów wytwarzających jedynie energię elektryczną.

(78)  Dolna granica zakresu może wynosić do 32 % w przypadku jednostek < 150 MW spalających bardzo wilgotne paliwa z biomasy.

(79)  Te BAT-AELs nie mają zastosowania do obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(80)  W odniesieniu do obiektów energetycznego spalania użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(81)  W przypadku obiektów spalających paliwa, w których średnia zawartość potasu wynosi 2 000 mg/kg (suchej masy) lub jest wyższa, lub średnia zawartość sodu wynosi 300 mg/kg lub jest wyższa, górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 200 mg/Nm3.

(82)  W przypadku obiektów spalających paliwa, w których średnia zawartość potasu wynosi 2 000 mg/kg (suchej masy) lub jest wyższa, lub średnia zawartość sodu wynosi 300 mg/kg lub jest wyższa, górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 250 mg/Nm3.

(83)  W przypadku obiektów spalających paliwa, w których średnia zawartość potasu wynosi 2 000 mg/kg (suchej masy) lub jest wyższa, lub średnia zawartość sodu wynosi 300 mg/kg lub jest wyższa, górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 260 mg/Nm3.

(84)  W przypadku obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. i spalających paliwa, w których średnia zawartość potasu wynosi 2 000 mg/kg (suchej masy) lub jest wyższa, lub średnia zawartość sodu wynosi 300 mg/kg lub jest wyższa, górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 310 mg/Nm3.

(85)  Górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 160 mg/Nm3 dla obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r.

(86)  Górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 200 mg/Nm3 dla obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r.

(87)  Te BAT-AEL nie mają zastosowania do obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(88)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(89)  W przypadku istniejących obiektów spalających paliwa, w których średnia zawartość siarki wynosi wagowo 0,1 % (suchej masy) lub jest wyższa, górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 100 mg/Nm3.

(90)  W przypadku istniejących obiektów spalających paliwa, w których średnia zawartość siarki wynosi wagowo 0,1 % (suchej masy) lub jest wyższa, górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 215 mg/Nm3.

(91)  W przypadku istniejących obiektów spalających paliwa, w których średnia zawartość siarki wynosi wagowo 0,1 % (suchej masy) lub jest wyższa, górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 165 mg/Nm3 lub 215 mg/Nm3, jeżeli te obiekty zostały oddane do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. lub są kotłami FBC spalającymi torf.

(92)  W przypadku obiektów spalających paliwa, w których średnia zawartość chloru wynosi wagowo ≥ 0,1 % suchej masy lub w przypadku istniejących obiektów współspalających biomasę z paliwem o dużej zawartości siarki (np. torfu) lub stosując dodatki alkaliczne do konwersji chlorków (np. siarkę elementarną), górna granica zakresu BAT-AEL dla średniej rocznej dla nowych obiektów wynosi 15 mg/Nm3, a górna granica zakresu BAT-AEL dla średniej rocznej dla istniejących obiektów wynosi 25 mg/Nm3. Średnia dobowa zakresu BAT-AEL nie ma zastosowania do tych obiektów.

(93)  Średnia dobowa zakresu BAT-AEL nie ma zastosowania do obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok. Górna granica zakresu BAT-AEL dla średniej rocznej dla nowych obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok wynosi 15 mg/Nm3.

(94)  Te BAT-AEL nie mają zastosowania do obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(95)  Dolna granica zakresu wartości BAT-AEL może być trudna do osiągnięcia w przypadku obiektów wyposażonych w mokre IOS i podgrzewacz spaliny-spaliny umieszczony na wylocie za IOS.

(96)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(97)  Te BAT-AELs nie mają zastosowania do obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(98)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(99)  Te BAT-AEELs nie mają zastosowania do jednostek użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(100)  W przypadku elektrociepłowni zastosowanie ma tylko jeden z dwóch BAT-AEELs „sprawność elektryczna netto” lub „jednostkowe zużycie paliwa netto”, w zależności od projektu elektrociepłowni (tj. bardziej ukierunkowany na rzecz wytwarzania energii elektrycznej lub cieplnej).

(101)  Poziomy te mogą nie być osiągalne, jeżeli potencjalne zapotrzebowanie na ciepło jest zbyt niskie.

(102)  Te BAT-AEL nie mają zastosowania do obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(103)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(104)  W przypadku kotłów przemysłowych i ciepłowni miejskich oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r., które są użytkowane < 1 500 godz./rok i w odniesieniu do których SCR lub SNCR nie mają zastosowania, górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 450 mg/Nm3.

(105)  Górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 110 mg/Nm3 dla obiektów 100–300 MW i obiektów ≥ 300 MW oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r.

(106)  Górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 145 mg/Nm3 dla obiektów 100–300 MW i obiektów ≥ 300 MW oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r.

(107)  W przypadku kotłów przemysłowych i ciepłowni miejskich > 100 MW oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r., które są użytkowane < 1 500 godz./rok i w odniesieniu do których SCR lub SNCR nie mają zastosowania, górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 365 mg/Nm3.

(108)  Te BAT-AEL nie mają zastosowania do obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(109)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(110)  W przypadku kotłów przemysłowych i ciepłowni miejskich oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r. i użytkowanych < 1 500 godz./rok, górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 400 mg/Nm3.

(111)  Górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 175 mg/Nm3 dla obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r.

(112)  W przypadku kotłów przemysłowych i ciepłowni miejskich oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r., które są użytkowane < 1 500 godz./rok i w odniesieniu do których mokre IOS nie ma zastosowania, górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 200 mg/Nm3.

(113)  Te BAT-AEL nie mają zastosowania do obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(114)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(115)  Górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 25 mg/Nm3 dla obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r.

(116)  Górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 15 mg/Nm3 dla obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r.

(117)  Zgodnie z definicją w art. 2 pkt 26 dyrektywy 2009/72/WE.

(118)  Zgodnie z definicją w art. 2 pkt 27 dyrektywy 2009/72/WE.

(119)  Te BAT-AEELs nie mają zastosowania do jednostek użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(120)  Sprawność elektryczna netto BAT-AEEL ma zastosowanie do elektrociepłowni, których konstrukcja jest ukierunkowana na wytwarzanie energii elektrycznej i do jednostek wytwarzających jedynie energię elektryczną.

(121)  Poziomy te mogą być trudne do osiągnięcia w przypadku silników wyposażonych w energochłonne wtórne techniki redukcji emisji.

(122)  Ten poziom może być trudny do osiągnięcia w przypadku silników wykorzystujących jako system chłodzenia chłodnicę radiacyjną w klimacie suchym i gorącym.

(123)  Te BAT-AEL nie mają zastosowania do obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok lub obiektów, których nie można wyposażyć we wtórne techniki redukcji zanieczyszczeń.

(124)  Zakres BAT-AEL wynosi 1 150–1 900 mg/Nm3 dla obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok i obiektów, których nie można wyposażyć we wtórne techniki redukcji zanieczyszczeń.

(125)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(126)  Dla obiektów obejmujących jednostki < 20 MW spalające ciężki olej opałowy, górna granica zakresu BAT-AEL mająca zastosowanie do tych jednostek wynosi 225 mg/Nm3.

(127)  Te BAT-AEL nie mają zastosowania do obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(128)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(129)  Górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 280 mg/Nm3, jeśli nie można zastosować żadnej wtórnej techniki redukcji zanieczyszczeń. Odpowiada to zawartości siarki w paliwie wagowo 0,5 % (suchej masy).

(130)  Te BAT-AEL nie mają zastosowania do obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(131)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(132)  Te BAT-AEELs nie mają zastosowania do jednostek użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(133)  Sprawność elektryczna netto BAT-AEELs ma zastosowanie do elektrociepłowni, których konstrukcja jest ukierunkowana na wytwarzanie energii elektrycznej i do jednostek wytwarzających jedynie energię elektryczną.

(134)  Te BAT-AELs nie mają zastosowania do istniejących obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(135)  W odniesieniu do istniejących obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(136)  Te BAT-AEEL nie mają zastosowania do jednostek użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(137)  W przypadku elektrociepłowni zastosowanie ma tylko jeden z dwóch BAT-AEELs „sprawność elektryczna” lub „jednostkowe zużycie paliwa netto”, w zależności od projektu jednostki CHP (tj. bardziej ukierunkowany na rzecz wytwarzania energii elektrycznej lub cieplnej).

(138)  Jednostkowe zużycie paliwa netto BAT-AEEL może nie być osiągalne, jeżeli potencjalne zapotrzebowanie na ciepło jest zbyt niskie.

(139)  Te BAT-AEELs nie mają zastosowania do obiektów wytwarzających jedynie energię elektryczną.

(140)  Te BAT-AEELs mają zastosowanie do jednostek stosowanych jako napędy mechaniczne.

(141)  Poziomy te mogą być trudne do osiągnięcia w przypadku silników wyregulowanych, aby osiągać poziomy NOX niższe od 190 mg/Nm3.

(142)  Te BAT-AELs mają również zastosowanie do spalania gazu ziemnego w dwupaliwowych turbinach gazowych.

(143)  W przypadku turbiny gazowej wyposażonej w DLN, te BAT-AELs mają zastosowanie jedynie wówczas, gdy działanie DLN jest skuteczne.

(144)  Te BAT-AELs nie mają zastosowania do istniejących obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(145)  Dalsza optymalizacja istniejącej techniki redukcji emisji NOX może prowadzić do poziomów emisji CO w górnej granicy wskaźnikowego zakresu emisji CO podanego po tej tabeli.

(146)  Te BAT-AELs nie mają zastosowania do istniejących turbin do napędów mechanicznych lub obiektów użytkowanych < 500 godz./rok.

(147)  Dla obiektów o sprawności elektrycznej netto (EE) większej niż 39 % można zastosować współczynnik korygujący do górnej granicy zakresu, odpowiadający: [górna granica] × EE/39, gdzie EE jest sprawnością elektryczną netto lub sprawnością mechaniczną netto obiektu określoną w warunkach obciążenia nominalnego według normy ISO.

(148)  Górna granica zakresu wynosi 80 mg/Nm3 dla obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r. oraz użytkowanych między 500 a 1 500 godz./rok.

(149)  Dla obiektów o sprawności elektrycznej netto (EE) większej niż 55 %, można zastosować współczynnik korygujący do górnej granicy zakresu BAT-AEL, odpowiadający: [górna granica] × EE/55, gdzie EE jest sprawnością elektryczną netto obiektu określoną w warunkach obciążenia nominalnego według normy ISO.

(150)  W przypadku istniejących obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 65 mg/Nm3.

(151)  W przypadku istniejących obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 55 mg/Nm3.

(152)  W przypadku istniejących obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 80 mg/Nm3.

(153)  Dolną granicę zakresu BAT-AEL dla NOX można osiągnąć przy pomocy palników o niskiej emisji.

(154)  Poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(155)  W przypadku istniejących obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 60 mg/Nm3.

(156)  W przypadku istniejących obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 65 mg/Nm3.

(157)  Dalsza optymalizacja funkcjonowania istniejącej techniki redukcji emisji NOX może prowadzić do poziomów emisji CO w górnej granicy wskaźnikowego zakresu emisji CO podanego po tej tabeli.

(158)  Te BAT-AELs nie mają zastosowania do obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(159)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(160)  Te wartości BAT-AELs mają zastosowanie jedynie do silników z zapłonem iskrowym i dwupaliwowych. Nie mają zastosowania do silników typu gazodiesel.

(161)  W przypadku silników do awaryjnego stosowania użytkowanych < 500 godz./rok, w których nie można stosować mieszanki ubogiej lub SCR, górna granica wskaźnikowego zakresu wynosi 175 mg/Nm3.

(162)  W odniesieniu do istniejących obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(163)  Powyższa wartość BAT-AEL wyrażona jest jako C, dla funkcjonowania przy pełnym obciążeniu.

(164)  Te BAT-AEELs nie mają zastosowania w przypadku jednostek użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(165)  W przypadku elektrociepłowni zastosowanie ma tylko jeden z dwóch BAT-AEELs „sprawność elektryczna netto” lub „jednostkowe zużycie paliwa netto”, w zależności od projektu jednostki CHP (tj. bardziej ukierunkowany na rzecz wytwarzania energii elektrycznej lub cieplnej).

(166)  Te BAT-AEELs nie mają zastosowania do obiektów wytwarzających jedynie energię elektryczną.

(167)  Szeroki zakres sprawności energetycznej elektrociepłowni w dużej mierze zależy od lokalnego zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło.

(168)  Te BAT-AEELs nie mają zastosowania w przypadku jednostek użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(169)  W przypadku elektrociepłowni zastosowanie ma tylko jeden z dwóch BAT-AEELs „sprawność elektryczna netto” lub „jednostkowe zużycie paliwa netto”, w zależności od projektu jednostki CHP (tj. bardziej ukierunkowany na rzecz wytwarzania energii elektrycznej lub cieplnej).

(170)  Te BAT-AEELs nie mają zastosowania do obiektów wytwarzających jedynie energię elektryczną.

(171)  Oczekuje się, że obiekty spalające mieszankę gazów o równoważności LHV > 20 MJ/Nm3 będą wytwarzały emisje w górnych zakresach BAT-AEL.

(172)  Dolna granica zakresu BAT-AEL może zostać osiągnięta przy zastosowaniu SCR.

(173)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok te BAT AELs nie mają zastosowania.

(174)  W przypadku obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 160 mg/Nm3. Ponadto górna granica zakresu BAT-AEL może zostać przekroczona w przypadku, gdy nie można zastosować SCR oraz przy stosowaniu wysokiego udziału COG (np. > 50 %) lub podczas spalania COG ze stosunkowo wysokim poziomem H2. W takim przypadku górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 220 mg/Nm3.

(175)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(176)  W przypadku obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 70 mg/Nm3.

(177)  W odniesieniu do istniejących obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok te BAT-AELs nie mają zastosowania.

(178)  W odniesieniu do istniejących obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(179)  Górna granica zakresu BAT-AEL może zostać przekroczona przy stosowaniu wysokiego udziału COG (np. > 50 %). W takim przypadku górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 300 mg/Nm3.

(180)  W odniesieniu do istniejących obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok te BAT AEL nie mają zastosowania.

(181)  W odniesieniu do istniejących obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(182)  Te wartości BAT-AELs dotyczą obciążeń > 70 % mocy podstawowej dostępnej w danym dniu.

(183)  Obejmuje to jednopaliwowe oraz dwupaliwowe turbiny gazowe.

(184)  Górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 250 mg/Nm3, jeśli palniki DLN nie mają zastosowania.

(185)  Dolną granicę zakresu BAT-AEL można osiągnąć przy pomocy palników DLN.

(186)  Te BAT-AEELs nie mają zastosowania do jednostek użytkowanych < 1 500 godz./rok.

(187)  W przypadku elektrociepłowni zastosowanie ma tylko jeden z dwóch BAT-AEELs „sprawność elektryczna” lub „jednostkowe zużycie paliwa netto”, w zależności od projektu jednostki CHP (tj. bardziej ukierunkowany na rzecz wytwarzania energii elektrycznej lub cieplnej).

(188)  Te BAT-AEELs mogą nie być osiągalne, jeżeli potencjalne zapotrzebowanie na ciepło jest zbyt niskie.

(189)  Te BAT-AEELs nie mają zastosowania do obiektów wytwarzających jedynie energię elektryczną.

(190)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok te BAT-AELs nie mają zastosowania.

(191)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(192)  W odniesieniu do istniejących obiektów ≤ 500 MW oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r. wykorzystujących paliwa ciekłe o zawartości azotu wyższej niż wagowo 0,6 % górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 380 mg/Nm3.

(193)  W przypadku istniejących obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 180 mg/Nm3.

(194)  W przypadku istniejących obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 210 mg/Nm3.

(195)  W odniesieniu do istniejących obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok te BAT AEL nie mają zastosowania.

(196)  W odniesieniu do istniejących obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(197)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(198)  W przypadku obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 20 mg/Nm3.

(199)  W przypadku obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 7 mg/Nm3.

(200)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 1 500 godz./rok te BAT-AELs nie mają zastosowania.

(201)  W odniesieniu do obiektów użytkowanych < 500 godz./rok poziomy te mają charakter wskaźnikowy.

(202)  W przypadku obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 25 mg/Nm3.

(203)  W przypadku obiektów oddanych do użytkowania nie później niż w dniu 7 stycznia 2014 r. górna granica zakresu BAT-AEL wynosi 15 mg/Nm3.

(204)  Te BAT-AELs mają zastosowanie wyłącznie do obiektów wykorzystujących paliwa pochodzące z procesów chemicznych z użyciem substancji chlorowanych.