This document is an excerpt from the EUR-Lex website
Document 32014D0738
2014/738/EU: Commission Implementing Decision of 9 October 2014 establishing best available techniques (BAT) conclusions, under Directive 2010/75/EU of the European Parliament and of the Council on industrial emissions, for the refining of mineral oil and gas (notified under document C(2014) 7155) Text with EEA relevance
2014/738/UE: Decyzja wykonawcza Komisji z dnia 9 października 2014 r. ustanawiająca konkluzje dotyczące najlepszych dostępnych technik (BAT) w odniesieniu do rafinacji ropy naftowej i gazu zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych (notyfikowana jako dokument nr C(2014) 7155) Tekst mający znaczenie dla EOG
2014/738/UE: Decyzja wykonawcza Komisji z dnia 9 października 2014 r. ustanawiająca konkluzje dotyczące najlepszych dostępnych technik (BAT) w odniesieniu do rafinacji ropy naftowej i gazu zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych (notyfikowana jako dokument nr C(2014) 7155) Tekst mający znaczenie dla EOG
Dz.U. L 307 z 28.10.2014, p. 38–82
(BG, ES, CS, DA, DE, ET, EL, EN, FR, HR, IT, LV, LT, HU, MT, NL, PL, PT, RO, SK, SL, FI, SV)
In force: This act has been changed. Current consolidated version: 28/10/2014
|
28.10.2014 |
PL |
Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej |
L 307/38 |
DECYZJA WYKONAWCZA KOMISJI
z dnia 9 października 2014 r.
ustanawiająca konkluzje dotyczące najlepszych dostępnych technik (BAT) w odniesieniu do rafinacji ropy naftowej i gazu zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych
(notyfikowana jako dokument nr C(2014) 7155)
(Tekst mający znaczenie dla EOG)
(2014/738/UE)
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) |
W art. 13 ust. 1 dyrektywy 2010/75/UE nakłada się na Komisję obowiązek organizacji wymiany informacji dotyczących emisji przemysłowych między Komisją i państwami członkowskimi, zainteresowanymi branżami i organizacjami pozarządowymi promującymi ochronę środowiska w celu ułatwienia sporządzenia dokumentów referencyjnych dotyczących najlepszych dostępnych technik (BAT), których definicję podano w art. 3 pkt 11 przedmiotowej dyrektywy. |
|
(2) |
Zgodnie z art. 13 ust. 2 dyrektywy 2010/75/UE wymiana informacji ma dotyczyć wyników funkcjonowania instalacji i technik w odniesieniu do emisji wyrażanych — w stosownych przypadkach — jako średnie krótko- i długoterminowe oraz związane z nimi warunki odniesienia, zużycia i charakteru surowców, zużycia wody, wykorzystania energii i wytwarzania odpadów oraz stosowanych technik, związanego z nimi monitorowania, wzajemnych powiązań pomiędzy różnymi komponentami środowiska („cross-media effects”), wykonalności ekonomicznej i technicznej oraz rozwoju tych elementów, a także najlepszych dostępnych technik i nowych technik zidentyfikowanych po rozważeniu kwestii, o których mowa w art. 13 ust. 2 lit. a) i b) przedmiotowej dyrektywy. |
|
(3) |
„Konkluzje dotyczące BAT” zdefiniowane w art. 3 pkt 12 dyrektywy 2010/75/UE stanowią kluczowy element dokumentów referencyjnych BAT formułujący wnioski dotyczące najlepszych dostępnych technik, ich opisu, informacji służącej ocenie ich przydatności, poziomów emisji powiązanych z najlepszymi dostępnymi technikami, powiązanego monitoringu, powiązanych poziomów zużycia oraz, w stosownych przypadkach, odpowiednich środków remediacji terenu. |
|
(4) |
Zgodnie z art. 14 ust. 3 dyrektywy 2010/75/UE konkluzje dotyczące BAT stanowią odniesienie dla określenia warunków pozwolenia dla instalacji objętych rozdziałem II przedmiotowej dyrektywy. |
|
(5) |
W art. 15 ust. 3 dyrektywy 2010/75/UE określa się obowiązek, zgodnie z którym właściwy organ określa dopuszczalne wielkości emisji, zapewniające w normalnych warunkach eksploatacji nieprzekraczanie poziomów emisji powiązanych z najlepszymi dostępnymi technikami określonymi w decyzjach w sprawie konkluzji dotyczących BAT, o których mowa w art. 13 ust. 5 dyrektywy 2010/75/UE. |
|
(6) |
W art. 15 ust. 4 dyrektywy 2010/75/UE przewiduje się odstępstwa od wymogu określonego w art. 15 ust. 3 tylko, jeżeli osiągnięcie poziomów emisji powiązanych z BAT prowadziłoby do nieproporcjonalnie wysokich kosztów w stosunku do korzyści dla środowiska ze względu na położenie geograficzne danej instalacji, lokalne warunki środowiskowe lub charakterystykę techniczną danej instalacji. |
|
(7) |
Artykuł 16 ust. 1 dyrektywy 2010/75/UE stanowi, że określone w pozwoleniu wymogi dotyczące monitorowania, o których mowa w art. 14 ust. 1 lit. c) przedmiotowej dyrektywy, opierają się na wnioskach dotyczących monitorowania opisanych w konkluzjach dotyczących BAT. |
|
(8) |
Zgodnie z art. 21 ust. 3 dyrektywy 2010/75/UE w terminie czterech lat od publikacji decyzji w sprawie konkluzji dotyczących BAT właściwy organ ma ponownie rozpatrzeć i, w razie potrzeby, zaktualizować wszystkie warunki pozwolenia oraz zapewnić zgodność instalacji z tymi warunkami pozwolenia. |
|
(9) |
Decyzją z dnia 16 maja 2011 r. ustanawiającą forum wymiany informacji na podstawie art. 13 dyrektywy 2010/75/UE w sprawie emisji przemysłowych (2) Komisja ustanowiła forum, które składa się z przedstawicieli państw członkowskich, zainteresowanych branż i organizacji pozarządowych promujących ochronę środowiska. |
|
(10) |
Zgodnie z art. 13 ust. 4 dyrektywy 2010/75/UE w dniu 20 września 2013 r. Komisja otrzymała opinię przedmiotowego forum, ustanowionego na mocy decyzji z dnia 16 września 2011 r., dotyczącą proponowanej treści dokumentu referencyjnego BAT dotyczącego rafinacji ropy naftowej i gazu, i opublikowała ją. |
|
(11) |
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
Przyjmuje się określone w załączniku konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do rafinacji ropy naftowej i gazu.
Artykuł 2
Niniejsza decyzja skierowana jest do państw członkowskich.
Sporządzono w Brukseli dnia 9 października 2014 r.
W imieniu Komisji
Janez POTOČNIK
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 BAT W ODNIESIENIU DO RAFINACJI ROPY NAFTOWEJ I GAZU
| ZAKRES | 41 |
| INFORMACJE OGÓLNE | 43 |
| Okresy uśredniania i warunki referencyjne dla emisji do powietrza | 43 |
| Przeliczanie stężenia emisji na referencyjny poziom tlenu | 44 |
| Okresy uśredniania i warunki referencyjne dla emisji do wody | 44 |
| DEFINICJE | 44 |
|
1.1. |
Ogólne konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do rafinacji ropy naftowej i gazu | 46 |
|
1.1.1. |
Systemy zarządzania środowiskiem | 46 |
|
1.1.2. |
Efektywność energetyczna | 47 |
|
1.1.3. |
Magazynowanie i przenoszenie materiałów stałych | 48 |
|
1.1.4. |
Monitorowanie emisji do powietrza oraz kluczowych parametrów procesów | 48 |
|
1.1.5. |
Eksploatacja układów oczyszczania gazu odlotowego | 49 |
|
1.1.6. |
Monitorowanie emisji do wody | 50 |
|
1.1.7. |
Emisje do wody | 50 |
|
1.1.8. |
Wytwarzanie odpadów i gospodarowanie odpadami | 52 |
|
1.1.9. |
Hałas | 53 |
|
1.1.10. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do zarządzania zintegrowaną rafinerią | 53 |
|
1.2. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesu alkilacji | 54 |
|
1.2.1. |
Proces alkilacji kwasu fluorowodorowego | 54 |
|
1.2.2. |
Proces alkilacji kwasu siarkowego | 54 |
|
1.3. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesów produkcji oleju bazowego | 54 |
|
1.4. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesu produkcji asfaltu | 55 |
|
1.5. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesu fluidalnego krakingu katalitycznego | 55 |
|
1.6. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesu reformingu katalitycznego | 59 |
|
1.7. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesów koksowania | 60 |
|
1.8. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesu odsalania | 62 |
|
1.9. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do jednostek spalania energetycznego | 62 |
|
1.10. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesu eteryfikacji | 68 |
|
1.11. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesu izomeryzacji | 69 |
|
1.12. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do rafinerii gazu ziemnego | 69 |
|
1.13. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesu destylacji | 69 |
|
1.14. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesu oczyszczania produktów | 69 |
|
1.15. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesów składowania i przenoszenia | 70 |
|
1.16. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do krakingu lekkiego (tzw. visbreaking) oraz innych procesów termicznych | 71 |
|
1.17. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do oczyszczania gazów odlotowych z siarki | 72 |
|
1.18. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do pochodni | 72 |
|
1.19. |
Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do zintegrowanego zarządzania emisjami | 73 |
| GLOSARIUSZ | 75 |
|
1.20. |
Opis technik służących zapobieganiu emisjom do powietrza i ich kontroli | 75 |
|
1.20.1. |
Pył | 75 |
|
1.20.2. |
Tlenki azotu (NOX) | 76 |
|
1.20.3. |
Tlenki siarki (SOX) | 77 |
|
1.20.4. |
Techniki skojarzone (SOx, NOx i pył) | 79 |
|
1.20.5. |
Tlenek węgla (CO) | 79 |
|
1.20.6. |
Lotny związek organiczny (LZO) | 79 |
|
1.20.7. |
Inne techniki | 81 |
|
1.21. |
Opis technik zapobiegania emisjom do wody i kontroli takich emisji | 82 |
|
1.21.1. |
Wstępne oczyszczanie ścieków | 82 |
|
1.21.2. |
Oczyszczanie ścieków | 82 |
ZAKRES
Przedmiotowe konkluzje BAT obejmują niektóre rodzaje działalności przemysłowej określone w sekcji 1.2 załącznika I do dyrektywy 2010/75/UE, 1.2 Przemysł energetyczny: rafinacja ropy naftowej i gazu.
W szczególności przedmiotowe konkluzje dotyczące BAT obejmują następujące procesy i działalności:
|
Działanie |
Podkategorie lub procesy objęte działaniem |
|
Alkilacja |
Wszystkie procesy alkilacji: kwas fluorowodorowy (HF), kwas siarkowy (H2SO4) i kwas w postaci stałej |
|
Produkcja oleju bazowego |
Odasfaltowanie, ekstrakcja aromatów, przetwórstwo wosku i wykańczanie metodą wodorową olejów smarowych |
|
Produkcja asfaltu |
Wszelkie techniki, poczynając od składowania aż do wprowadzenia dodatków do produktu końcowego |
|
Krakowanie katalityczne |
Wszelkie rodzaje jednostek krakowania katalitycznego, takie jak do fluidalnego krakowania katalitycznego |
|
Reforming katalityczny |
Ciągły, cykliczny, semiregeneratywny reforming katalityczny |
|
Koksowanie |
Procesy koksowania opóźnione i fluidalne. Kalcynowanie koksu |
|
Chłodzenie |
Techniki chłodzenia stosowane w rafineriach |
|
Odsalanie |
Odsalanie ropy naftowej |
|
Jednostki energetycznego spalania do wytwarzania energii |
Jednostki energetycznego spalania rafineryjnego paliwa, z wyjątkiem jednostek opalanych jedynie konwencjonalnymi lub komercyjnymi paliwami |
|
Eteryfikacja |
Produkcja chemikaliów (np. alkoholi i eterów takich jak MTBE, ETBE i TAME) wykorzystywanych jako dodatki do paliwa silnikowego |
|
Separacja gazu |
Separacja lekkich frakcji ropy naftowej np. rafineryjnego paliwa gazowego (RFG), gazu płynnego (LPG) |
|
Procesy, w których zużywany jest wodór |
Procesy hydrokrakingu, hydrorafinacji, uwodornienia, konwersji wodorem, obróbki wodorem i hydrogenacji |
|
Produkcja wodoru |
Częściowe utlenianie, reforming parowy, reforming termiczny gazu i oczyszczanie wodoru |
|
Izomeryzacja |
Izomeryzacja związków węglowodoru C4, C5 i C6 |
|
Instalacje gazu ziemnego |
Przetwarzanie gazu ziemnego, w tym skraplanie gazu ziemnego |
|
Polimeryzacja |
Polimeryzacja, dimeryzacja i kondensacja |
|
Destylacja pierwotna |
Destylacja w warunkach ciśnienia atmosferycznego i w próżni |
|
Obróbka produktów |
Słodzenie i obróbka produktów końcowych |
|
Składowanie i przenoszenie materiałów rafineryjnych |
Składowanie, mieszanie, załadunek i rozładunek materiałów rafineryjnych |
|
Kraking lekki i inne procesy przetwarzania termicznego |
Przetwarzanie termiczne takie jak kraking lekki lub proces termiczny oleju gazowego |
|
Oczyszczanie gazu odlotowego |
Techniki redukowania emisji do powietrza lub przeciwdziałania im |
|
Oczyszczanie ścieków |
Techniki oczyszczania ścieków przed uwolnieniem |
|
Gospodarowanie odpadami |
Techniki zapobiegania wytwarzaniu odpadów lub redukowania wytwarzania odpadów |
Niniejsze konkluzje dotyczące BAT nie odnoszą się do następujących rodzajów działalności lub procesów:
|
— |
rozpoznawania i wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego, |
|
— |
transportu ropy naftowej i gazu ziemnego, |
|
— |
marketingu i dystrybucji produktów. |
Inne dokumenty referencyjne, które mogą być istotne dla rodzajów działalności objętych niniejszymi konkluzjami dotyczącymi BAT, są następujące:
|
Dokument referencyjny |
Temat |
|
Wspólne systemy oczyszczania/zagospodarowania ścieków i gazów odlotowych w sektorze chemicznym |
Techniki zagospodarowania i oczyszczania ścieków |
|
Przemysłowe systemy chłodzenia (ICS) |
Procesy chłodzenia |
|
Ekonomika i wzajemne powiązania pomiędzy różnymi komponentami środowiska („cross-media effects”) |
Ekonomika i wzajemne powiązania pomiędzy różnymi komponentami środowiska technik („cross-media effects”) |
|
Emisje ze składowania (EFS) |
Składowanie, mieszanie, załadunek i rozładunek materiałów rafineryjnych |
|
Efektywność energetyczna (ENE) |
Efektywność energetyczna i zarządzanie zintegrowaną rafinerią |
|
Duże obiekty energetycznego spalania |
Spalanie konwencjonalnych i komercyjnych paliw |
|
Wielkotonażowa produkcja związków nieorganicznych — przemysły produkujące amoniak, kwasy i nawozy (LVIC–AAF) |
Reforming parowy i oczyszczanie wodoru |
|
Wielkotonażowa produkcja organicznego przemysłu chemicznego (LVOC) |
Proces eteryfikacji (produkcja MTBE, ETBE i TAME) |
|
Spalanie odpadów (WI) |
Spalanie odpadów |
|
Przetwarzanie odpadów (WT) |
Przetwarzanie odpadów |
|
Ogólne zasady monitorowania (MON) |
Monitorowanie emisji do powietrza i wody |
INFORMACJE OGÓLNE
Techniki wymienione i opisane w niniejszych konkluzjach dotyczących 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 dotyczące BAT mają ogólne zastosowanie.
Okresy uśredniania i warunki referencyjne dla emisji do powietrza
O ile nie stwierdzono inaczej, poziomy emisji związane z najlepszymi dostępnymi technikami (BAT–AEL) dla emisji do powietrza, podane w niniejszych konkluzjach dotyczących BAT, odnoszą się do stężenia wyrażonego jako masa wyemitowanej substancji w objętości gazu odlotowego w następujących warunkach normalnych: suchego gazu w temperaturze 273,15 K pod ciśnieniem 101,3 kPa.
|
W przypadku ciągłych pomiarów emisji |
Wartości BAT–AEL odnoszą się do miesięcznych średnich wartości, które są średnimi ze wszystkich ważnych średnich wartości godzinnych zmierzonych na przestrzeni jednego miesiąca |
|
W przypadku okresowych pomiarów emisji |
Wartości BAT–AEL odnoszą się do średniej wartości trzech próbek punktowych, z których każda jest pobierana przez co najmniej 30 minut. |
W odniesieniu do jednostek energetycznego spalania, procesów krakowania katalitycznego i jednostek odsiarczania gazów odlotowych warunki referencyjne dla tlenu przedstawiono w tabeli 1.
Tabela 1
Warunki referencyjne dla wartości BAT–AEL dotyczących emisji do powietrza
|
Rodzaje działalności |
Jednostka |
Warunki referencyjne dla tlenu |
|
Jednostka energetycznego spalania, w której stosuje się paliwa ciekłe lub gazowe, z wyjątkiem turbin i silników gazowych |
mg/Nm3 |
3 % tlenu objętościowo |
|
Jednostka energetycznego spalania, w której stosuje się paliwa stałe |
mg/Nm3 |
6 % tlenu objętościowo |
|
Turbiny gazowe (uwzględniając turbiny gazowe o cyklu złożonym (CCGT)) i silniki |
mg/Nm3 |
15 % tlenu objętościowo |
|
Proces krakowania katalitycznego (regenerator) |
mg/Nm3 |
3 % tlenu objętościowo |
|
Jednostka odsiarczania gazów odlotowych (1) |
mg/Nm3 |
3 % tlenu objętościowo |
Przeliczanie stężenia emisji na referencyjny poziom tlenu
Poniżej przedstawiono wzór na obliczanie stężenia emisji przy referencyjnym poziomie tlenu (zob. tabela 1).
Gdzie:
|
ER (mg/Nm3) |
: |
stężenie emisji odniesione do referencyjnego poziomu tlenu OR |
|
OR (vol %) |
: |
referencyjny poziom tlenu |
|
EM (mg/Nm3) |
: |
stężenie emisji w odniesieniu do mierzonego poziomu tlenu OM |
|
OM (vol %) |
: |
mierzony poziom tlenu. |
Okresy uśredniania i warunki referencyjne dla emisji do wody
O ile nie stwierdzono inaczej, odpowiadające najlepszym dostępnym technikom poziomy emisji (BAT–AEL) dla emisji do wody, podane w niniejszych konkluzjach dotyczących BAT, odnoszą się do wartości stężenia (masa wyemitowanych substancji na ilość wody) wyrażonych w mg/l.
O ile nie stwierdzono inaczej, okresy uśrednienia powiązane z BAT–AEL określa się następująco:
|
Średnia dobowa |
Średnia z 24-godzinnego okresu pobierania próbek jako próbka złożona proporcjonalna do przepływu lub, jeżeli wykaże się wystarczającą stabilność przepływu, jako próbka proporcjonalna do czasu |
|
Średnia roczna/miesięczna |
Średnia wszystkich średnich dobowych uzyskanych w okresie roku/miesiąca ważona na podstawie przepływów dobowych |
DEFINICJE
Do celów niniejszych konkluzji dotyczących BAT zastosowanie mają następujące definicje:
|
Zastosowany termin |
Definicja |
|
Jednostka |
Segment/część instalacji, w której prowadzony jest konkretny proces przetwarzania |
|
Nowa jednostka |
Jednostka po raz pierwszy dopuszczona do eksploatacji na terenie zakładu po opublikowaniu niniejszych konkluzji dotyczących BAT lub całkowicie nowa jednostka posadowiona na istniejących fundamentach po opublikowaniu niniejszych konkluzji dotyczących BAT |
|
Istniejąca jednostka |
Jednostka, które nie jest nową jednostką |
|
Gaz odlotowy z procesu technologicznego |
Zgromadzony gaz wytworzony w trakcie procesu technologicznego, który musi zostać oczyszczony np. w jednostce usuwania gazów kwaśnych i instalacji odzysku siarki |
|
Gazy spalinowe |
Gazy spalinowe odprowadzane z jednostki po etapie utleniania, na ogół spalania energetycznego (np. regenerator, jednostka, w której prowadzony jest proces Clausa) |
|
Gaz resztkowy |
Nazwa zwyczajowa gazu wylotowego z instalacji odzysku siarki (na ogół w procesie Clausa) |
|
LZO |
Lotne związki organiczne zdefiniowane w art. 3 pkt 45 dyrektywy 2010/75/UE |
|
NMLZO |
LZO z wyłączeniem metanu |
|
Rozproszone emisje LZO |
Niezorganizowane emisje LZO, które nie są odprowadzane za pośrednictwem niektórych punktów emisji, takich jak kominy. Mogą pochodzić ze źródeł „obszarowych” (np. zbiorników) lub źródeł punktowych (np. kołnierze rur) |
|
NOX wyrażone jako NO2 |
Suma tlenku azotu (NO) i dwutlenku azotu (NO2) wyrażona jako NO2 |
|
SOX wyrażony jako SO2 |
Suma dwutlenku siarki (SO2) i tritlenku siarki (SO3) wyrażona jako SO2 |
|
H2S |
Siarkowodór. Nie uwzględniono siarczku karbonylu i merkaptanu |
|
Chlorowodór wyrażony jako HCl |
Wszystkie chlorki gazowe wyrażone jako HCl |
|
Fluorowodór wyrażony jako HF |
Wszystkie fluorki gazowe wyrażone jako HF |
|
Jednostka fluidalnego krakingu katalitycznego |
Fluidalny kraking katalityczny: proces konwersji, w którym uszlachetnia się ciężkie węglowodory, stosując podwyższoną temperaturę i katalizator, aby rozbić większe cząsteczki węglowodoru na cząsteczki o mniejszej masie |
|
Instalacja odzysku siarki |
Instalacja odzysku siarki. Zob. definicja sekcja 1.20.3 |
|
Paliwo rafineryjne |
Stały, płynny lub gazowy materiał palny uzyskany na etapach destylacji i konwersji rafinacji ropy naftowej Przykładami są rafineryjne paliwo gazowe, gaz syntezowy i oleje rafineryjne, koks naftowy |
|
Rafineryjne paliwo gazowe |
Gazy odlotowe z jednostek destylacji lub konwersji stosowane jako paliwo |
|
Jednostka energetycznego spalania |
Jednostka, w której spalane są same paliwa rafineryjne lub z innymi paliwami rafineryjnymi w celu produkcji energii na terenie rafinerii, taka jak kotły (z wyjątkiem ogrzewanych CO), piece i turbiny gazowe |
|
Pomiar ciągły |
Pomiar dokonywany przy zastosowaniu automatycznego systemu pomiarowego lub ciągłego systemu monitorowania emisji zainstalowanego na stałe na miejscu |
|
Pomiar okresowy |
Określenie wielkości mierzonej w określonych odstępach czasu ręcznie lub automatycznie |
|
Pośrednie monitorowanie emisji do powietrza |
Oszacowanie stężenia emisji substancji zanieczyszczającej w gazach spalinowych uzyskane w drodze odpowiedniego połączenia pomiarów parametrów zastępczych (takich jak zawartość O2, zawartość siarki lub azotu w surowcu zasilającym/paliwie), obliczeń i pomiarów okresowych emisji z komina. Zastosowanie współczynników emisji opartych na zawartości S w paliwie jest jednym z przykładów monitoringu pośredniego. Kolejnym przykładem monitoringu pośredniego jest zastosowanie systemu monitorowania przewidywalnych emisji |
|
System monitorowania przewidywalnych emisji |
System do określania stężenia substancji zanieczyszczającej w emisjach oparty na jej powiązaniu z szeregiem charakterystyk stale monitorowanych parametrów procesu (np. zużycia paliwa gazowego, stosunek powietrza do paliwa) i danych dotyczących jakości paliwa lub surowca zasilającego (np. zawartość siarki) źródła emisji |
|
Lotne związki węglowodorów płynnych |
Pochodne nafty o prężności pary wg Reida większej niż 4 kPa, takie jak benzyna ciężka i związki aromatyczne |
|
Współczynnik odzysku |
Wartość procentowa LZO niezawierających metanu (NMLZO) odzyskanych ze strumieni przesyłanych do jednostki odzysku oparów |
1.1. Ogólne konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do rafinacji ropy naftowej i gazu
Oprócz ogólnych konkluzji dotyczących BAT, o których mowa w niniejszym punkcie, zastosowanie mają konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do określonego procesu technologicznego zawarte w pkt 1.2 — 1.19.
1.1.1. Systemy zarządzania środowiskiem
|
BAT 1. |
Aby poprawić ogólne efekty działalności środowiskowej instalacji rafinacji ropy naftowej i gazu, w ramach BAT należy wdrożyć system zarządzania środowiskiem zawierający w sobie wszystkie następujące cechy i go przestrzegać:
|
Zakres (np. poziom szczegółowości) i rodzaj systemu zarządzania środowiskiem (np. system oparty o normy czy nie) będą zasadniczo odnosić się do charakteru, skali i złożoności instalacji oraz do zasięgu oddziaływania takiej instalacji na środowisko.
1.1.2. Efektywność energetyczna
|
BAT 2. |
W celu efektywnego zużycia energii, w ramach BAT należy stosować odpowiednie kombinacje poniższych technik.
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
1.1.3. Magazynowanie i przenoszenie materiałów stałych
|
BAT 3. |
W celu zapobiegania emisjom pyłu w trakcie magazynowania i przenoszenia materiałów pylących lub, jeżeli jest to niemożliwe, redukcji tych emisji w ramach BAT należy stosować jedną z następujących technik lub ich kombinację:
|
1.1.4. Monitorowanie emisji do powietrza oraz kluczowych parametrów procesów
|
BAT 4. |
W ramach BAT należy monitorować emisje do powietrza z wykorzystaniem techniki monitorowania co najmniej z minimalną częstotliwością podaną poniżej oraz zgodnie z normami EN. Jeżeli normy EN nie są dostępne, w ramach BAT należy stosować normy ISO, normy krajowe lub inne międzynarodowe normy zapewniające uzyskiwanie danych o równorzędnej jakości naukowej.
|
|
BAT 5. |
W ramach BAT należy monitorować odpowiednie parametry procesu powiązane z emisjami zanieczyszczeń w jednostkach krakowania katalitycznego i jednostkach spalania energetycznego poprzez stosowanie odpowiednich technik i co najmniej z podaną poniżej częstotliwością.
|
|
BAT 6. |
W ramach BAT należy monitorować rozproszone emisje LZO do powietrza na terenie całego zakładu z zastosowaniem wszystkich poniższych technik:
|
Przydatną uzupełniającą techniką jest kontrola i oznaczenie ilościowe emisji na miejscu na zasadzie okresowych kampanii z wykorzystaniem technik optycznych opartych na absorpcji, takich jak lidar absorpcji różnicowej (differential absorption light detection and ranging, DIAL), lub przenikanie promieniowania słonecznego (solar occultation flux, SOF).
Zob. sekcja 1.20.6.
1.1.5. Eksploatacja układów oczyszczania gazu odlotowego
|
BAT 7. |
Aby zapobiec emisjom do powietrza lub je ograniczyć, w ramach BAT należy uruchomić jednostki usuwania gazów kwaśnych, instalacje odzysku siarki i wszystkie inne układy oczyszczania gazu odlotowego o wysokiej dostępności i przy optymalnej wydajności. |
W odniesieniu do szczególnych warunków eksploatacji innych niż zwykłe można określić specjalne procedury, w szczególności:
|
(i) |
w trakcie rozruchu i wyłączania; |
|
(ii) |
w innych okolicznościach, które mogłyby mieć wpływ na właściwe funkcjonowanie układów (np. regularnej i nadzwyczajnej konserwacji oraz czyszczenia jednostek lub układu oczyszczania gazu odlotowego); |
|
(iii) |
w przypadku niewystarczającego przepływu gazu odlotowego lub zbyt niskiej temperatury, które uniemożliwiają eksploatowanie układu oczyszczania gazu odlotowego przy pełnej efektywności. |
|
BAT 8. |
W celu zapobiegania emisji amoniaku (NH3) do powietrza i jej ograniczenia, jeżeli stosuje się technikę selektywnej redukcji katalitycznej (SCR) lub selektywnej redukcji niekatalitycznej (SNCR), w ramach BAT należy utrzymywać odpowiednie warunki funkcjonowania SCR lub SNCR układu oczyszczania gazu odlotowego w celu ograniczenia emisji nieprzereagowanego NH3. Poziomy emisji powiązane z BAT: zob. tabela 2. Tabela 2 Poziomy emisji powiązane z BAT w odniesieniu do emisji amoniaku (NH3) do powietrza w odniesieniu do jednostki energetycznego spalania lub jednostki przemysłowej, w których stosuje się techniki SCR lub SNCR
|
|
BAT 9. |
Aby zapobiec emisji do powietrza i ograniczać ją podczas eksploatowania jednostki strippingu wód kwaśnych za pomocą pary wodnej, w ramach BAT należy kierować kwaśne gazy odlotowe z takiej jednostki do instalacji odzysku siarki lub każdego innego równoważnego systemu oczyszczania gazu. Bezpośrednie spalanie nieoczyszczonych gazów ze strippingu wód kwaśnych za pomocą pary wodnej nie uznaje się za BAT. |
1.1.6. Monitorowanie emisji do wody
|
BAT 10. |
W ramach BAT należy monitorować emisje do wody z wykorzystaniem technik monitorowania co najmniej z częstotliwością podaną w tabeli 3) 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 uzyskiwanie danych o równorzędnej jakości naukowej. |
1.1.7. Emisje do wody
|
BAT 11. |
Aby ograniczyć zużycie wody i objętości skażonej wody, w ramach BAT należy stosować wszystkie poniższe techniki.
|
|
BAT 12. |
Aby zredukować ładunek emisji zanieczyszczeń w zrzutach ścieków do odbiornika wodnego, w ramach BAT należy usuwać nierozpuszczalne i rozpuszczalne substancje zanieczyszczające poprzez zastosowanie wszystkich poniższych technik.
|
Poziomy emisji powiązane z BAT: tabela 3.
|
BAT 13. |
Jeżeli zachodzi potrzeba dalszego usuwania substancji organicznych lub azotu, w ramach BAT należy stosować dodatkowy etap oczyszczania jak opisano w sekcji 1.21.2. Tabela 3 Poziomy emisji powiązane z BAT w odniesieniu do bezpośredniego zrzutu ścieków z procesów rafinacji ropy naftowej i gazu oraz częstotliwości monitorowania powiązanych z BAT (13)
|
1.1.8. Wytwarzanie odpadów i gospodarowanie odpadami
|
BAT 14. |
Aby zapobiec powstawaniu odpadów lub, jeżeli nie jest to możliwe, aby ograniczyć powstawanie odpadów, w ramach BAT należy przyjąć i wdrożyć plan, w którym w pierwszej kolejności zapewnione zostanie przygotowanie odpadów do ponownego wykorzystania, recykling, odzysk lub trwałe składowanie. |
|
BAT 15. |
Aby ograniczyć ilości osadów przeznaczonych do oczyszczania lub do trwałego składowania, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.
|
|
BAT 16. |
Aby ograniczyć wytwarzanie stałych odpadów zużytego katalizatora, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.
|
1.1.9. Hałas
|
BAT 17. |
Aby zapobiec hałasowi lub go ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z następujących technik lub ich kombinację:
|
1.1.10. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do zarządzania zintegrowaną rafinerią
|
BAT 18. |
Aby zapobiec rozproszonym emisjom LZO lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować poniższe techniki.
|
1.2. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesu alkilacji
1.2.1. Proces alkilacji kwasu fluorowodorowego
|
BAT 19. |
Aby zapobiec emisjom kwasu fluorowodorowego (HF) do powietrza z procesu alkilacji kwasu fluorowodorowego, w ramach BAT należy stosować oczyszczanie na mokro roztworem alkalicznym w celu poddania obróbce strumieni nieskraplającego się gazu przed odprowadzeniem do pochodni. |
Zob. sekcja 1.20.3.
Przedmiotowa technika ma ogólne zastosowanie. W związku ze stwarzającym zagrożenie charakterem kwasu fluorowodorowego należy stosować wymogi bezpieczeństwa.
|
BAT 20. |
Aby ograniczyć emisje do wody z procesu alkilacji kwasu fluorowodorowego, w ramach BAT należy stosować kombinację poniższych technik.
|
1.2.2. Proces alkilacji kwasu siarkowego
|
BAT 21. |
Aby ograniczyć emisje do wody z procesu alkilacji kwasu siarkowego, w ramach BAT należy ograniczyć stosowanie kwasu siarkowego poprzez regenerację zużytego kwasu i neutralizację ścieków powstających w tym procesie przed ich odprowadzeniem do oczyszczalni ścieków. |
1.3. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesów produkcji oleju bazowego
|
BAT 22. |
Aby zapobiec emisjom substancji niebezpiecznych do powietrza i do wody z procesów produkcji oleju bazowego oraz ich ograniczenia, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.
|
1.4. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesu produkcji asfaltu
|
BAT 23. |
Aby zapobiec emisjom do powietrza z procesu produkcji asfaltu oraz ograniczać je, w ramach BAT należy oczyszczać górny strumień gazów odlotowych przy użyciu jednej z poniższych technik.
|
1.5. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesu fluidalnego krakingu katalitycznego
|
BAT 24. |
Aby zapobiec emisjom NOX do powietrza z procesu krakowania katalitycznego (regeneratora) lub ograniczać je, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację. |
|
I. |
Techniki podstawowe lub związane z procesem, takie jak:
|
||||||||||||||||||||||
|
II. |
Techniki wtórne lub techniki „końca rury”, takie jak:
|
Poziomy emisji powiązane z BAT: tabela 4.
Tabela 4
Poziomy emisji powiązane z BAT w odniesieniu do emisji NOX do powietrza z regeneratora w procesie krakingu katalitycznego
|
Parametr |
Rodzaj instalacji/tryb spalania |
BAT-AEL (średnia miesięczna) mg/Nm3 |
|
NOX wyrażone jako NO2 |
Nowa jednostka/wszystkie tryby spalania |
< 30–100 |
|
Istniejąca jednostka/tryb pełnego spalania |
< 100–300 (19) |
|
|
Istniejąca jednostka/tryb częściowego spalania |
100–400 (19) |
Powiązane monitorowanie określono w BAT 4.
|
BAT 25. |
Aby ograniczyć emisje pyłu i metali do powietrza z procesu krakowania katalitycznego (regeneratora), w ramach BAT należy stosować kombinacje poniższych technik. |
|
I. |
Techniki podstawowe lub związane z procesem, takie jak:
|
|
II. |
Techniki wtórne lub techniki „końca rury”, takie jak:
|
Poziomy emisji powiązane z BAT: zob. tabela 5.
Tabela 5
Poziomy emisji powiązane z BAT w odniesieniu do emisji pyłu do powietrza z regeneratora w procesie krakingu katalitycznego
|
Parametr |
Rodzaj instalacji |
BAT–AEL (średnia miesięczna) (20) mg/Nm3 |
|
Pył |
Nowa jednostka |
10–25 |
|
Istniejąca jednostka |
10–50 (21) |
Powiązane monitorowanie określono w BAT 4.
|
BAT 26. |
Aby zapobiec emisjom SOX do powietrza z procesu krakowania katalitycznego (regeneratora) lub je ograniczyć, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację. |
|
I. |
Techniki podstawowe lub związane z procesem, takie jak:
|
|
II. |
Techniki wtórne lub techniki „końca rury”, takie jak:
|
Poziomy emisji powiązane z BAT: zob. tabela 6.
Tabela 6
Poziomy emisji powiązane z BAT w odniesieniu do emisji SO2 do powietrza z regeneratora w procesie krakingu katalitycznego
|
Parametr |
Rodzaj jednostki/tryb |
BAT-AEL (średnia miesięczna) mg/Nm3 |
|
SO2 |
Nowe instalacje |
≤ 300 |
|
Istniejące jednostki/pełne spalanie |
< 100–800 (22) |
|
|
Istniejące jednostki/częściowe spalanie |
100–1 200 (22) |
Powiązane monitorowanie określono w BAT 4.
|
BAT 27. |
Aby redukować emisje tlenku węgla (CO) do powietrza z procesu krakowania katalitycznego (regeneratora), w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.
|
Poziomy emisji powiązane z BAT: zob. tabela 7.
Tabela 7
Poziomy emisji powiązane z BAT w odniesieniu do emisji tlenku węgla do powietrza z regeneratora w procesie krakingu katalitycznego w odniesieniu do trybu częściowego spalania
|
Parametr |
Tryb spalania |
BAT-AEL (średnia miesięczna) mg/Nm3 |
|
Tlenek węgla wyrażony jako CO |
Tryb częściowego spalania |
≤ 100 (23) |
Powiązane monitorowanie określono w BAT 4.
1.6. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesu reformingu katalitycznego
|
BAT 28. |
Aby ograniczyć emisję polichlorowanych dwubenzodioksynów/dwubenzofuranów (PCDD/F) do powietrza z jednostki reformingu katalitycznego, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.
|
|||||||||||||||||||||||||||
1.7. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesów koksowania
|
BAT 29. |
Aby ograniczyć emisje do powietrza z procesów produkcyjnych koksowania, w ramach BAT należy stosować jedną z następujących technik lub ich kombinację: Techniki podstawowe lub związane z procesem, takie jak:
|
|
BAT 30. |
Aby ograniczyć emisje NOX do powietrza z procesu kalcynowania surowego koksu, w ramach BAT należy stosować selektywną redukcję niekatalityczną (SNCR). |
Zob. sekcja 1.20.2.
Zastosowanie techniki SNCR (w szczególności w odniesieniu do czasu przebywania i przybliżonego zakresu temperatur) może być ograniczone w związku z specyfiką procesu kalcynowania.
|
BAT 31. |
Aby ograniczyć emisje SOX do powietrza z procesu kalcynowania surowego koksu, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.
|
|
BAT 32. |
Aby ograniczyć emisje pyłu do powietrza z procesu kalcynowania surowego koksu, w ramach BAT należy stosować kombinację poniższych technik.
|
Poziomy emisji powiązane z BAT: zob. tabela 8.
Tabela 8
Poziomy emisji powiązane z BAT w odniesieniu do emisji pyłu do powietrza z jednostki do kalcynowania surowego koksu.
|
Parametr |
BAT-AEL (średnia miesięczna) mg/Nm3 |
|
Pył |
Powiązane monitorowanie określono w BAT 4.
1.8. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesu odsalania
|
BAT 33. |
Aby ograniczyć zużycie wody i emisje do wody z procesu odsalania, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.
|
1.9. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do jednostek spalania energetycznego
|
BAT 34. |
Aby zapobiec emisjom NOX do powietrza z jednostek spalania energetycznego lub ograniczyć takie emisje, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację. |
|
I. |
Techniki podstawowe lub związane z procesem, takie jak:
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
II. |
Techniki wtórne lub techniki „końca rury”, takie jak:
|
Poziomy emisji powiązane z BAT: zob. tabela 9, tabela 10 i tabela 11.
Tabela 9
Poziomy emisji powiązane z BAT w odniesieniu do emisji NOX do powietrza z turbiny gazowej
|
Parametr |
Rodzaj wyposażenia |
BAT-AEL (26) (średnia miesięczna) mg/Nm3 przy 15 % O2 |
|
NOX wyrażone jako NO2 |
Turbina gazowa (w tym turbina gazowa o cyklu złożonym (CCGT)) oraz turbina w technologii bloku gazowo-parowego z zintegrowanym zgazowaniem paliwa (IGCC). |
40–120 (turbina istniejąca) |
|
20–50 (nowa turbina) (27) |
Powiązane monitorowanie określono w BAT 4.
Tabela 10
Poziomy emisji powiązane z BAT w odniesieniu do emisji NOX do powietrza z jednostki spalania energetycznego opalanej gazem, z wyjątkiem turbin gazowych
|
Parametr |
Rodzaj spalania |
BAT-AEL (średnia miesięczna) mg/Nm3 |
|
NOX wyrażone jako NO2 |
Opalanie gazem |
30–150 w przypadku istniejącej jednostki (28) |
|
30–100 w przypadku nowej jednostki |
Powiązane monitorowanie określono w BAT 4.
Tabela 11
Poziomy emisji powiązane z BAT w odniesieniu do emisji NOX do powietrza z jednostki energetycznego spalania wielopaliwowego, z wyjątkiem turbin gazowych
|
Parametr |
Rodzaj spalania |
BAT-AEL (średnia miesięczna) mg/Nm3 |
|
NOX wyrażone jako NO2 |
Jednostka energetycznego spalania wielopaliwowego |
30–300 |
Powiązane monitorowanie określono w BAT 4.
|
BAT 35. |
Aby zapobiec emisjom pyłu i metali do powietrza z jednostek spalania energetycznego lub ograniczyć takie emisje, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację. |
|
I. |
Techniki podstawowe lub związane z procesem, takie jak:
|
||||||||||||||||||||||||||||||
|
II. |
Techniki wtórne lub techniki „końca rury”, takie jak:
|
Poziomy emisji powiązane z BAT: zob. tabela 12.
Tabela 12
Poziomy emisji powiązane z BAT w odniesieniu do emisji pyłu do powietrza z jednostki energetycznego spalania wielopaliwowego, z wyjątkiem turbin gazowych
|
Parametr |
Rodzaj spalania |
BAT-AEL (średnia miesięczna) mg/Nm3 |
|
Pył |
Opalanie wielopaliwowe |
5–50 |
|
5–25 w przypadku nowej jednostki o mocy < 50 MW |
Powiązane monitorowanie określono w BAT 4.
|
BAT 36. |
Aby zapobiec emisjom SOX do powietrza z jednostek spalania energetycznego lub ograniczyć takie emisje, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację. |
|
I. |
Techniki podstawowe lub związane z procesem, których podstawę stanowi dobór lub oczyszczanie paliwa, takie jak:
|
|
II. |
Techniki wtórne lub techniki „końca rury”:
|
Poziomy emisji powiązane z BAT: zob tabela 13 i tabela 14.
Tabela 13
Poziomy emisji powiązane z BAT w odniesieniu do emisji SO2 do powietrza z jednostki spalania energetycznego opalanej rafineryjnym paliwem gazowym (RFG), z wyjątkiem turbin gazowych
|
Parametr |
BAT-AEL (średnia miesięczna) mg/Nm3 |
|
SO2 |
5–35 (33) |
Powiązane monitorowanie określono w BAT 4.
Tabela 14
Poziomy emisji powiązane z BAT w odniesieniu do emisji SO2 do powietrza z jednostek energetycznego spalania wielopaliwowego, z wyjątkiem turbin gazowych i stacjonarnych silników gazowych
Poniższy zakres wartości BAT-AEL odnosi się do średniej ważonej emisji z istniejących jednostek energetycznego spalania wielopaliwowego w rafinerii, z wyjątkiem turbin gazowych i stacjonarnych silników gazowych.
|
Parametr |
BAT-AEL (średnia miesięczna) mg/Nm3 |
|
SO2 |
35–600 |
Powiązane monitorowanie określono w BAT 4.
|
BAT 37. |
Aby ograniczyć emisje tlenku węgla (CO) do powietrza z jednostek spalania energetycznego, w ramach BAT należy stosować kontrolę spalania. |
Zob. sekcja 1.20.5.
Poziomy emisji powiązane z BAT: zob. tabela 15.
Tabela 15
Poziomy emisji powiązane z BAT w odniesieniu do emisji tlenku węgla do powietrza z jednostki spalania energetycznego
|
Parametr |
BAT-AEL (średnia miesięczna) mg/Nm3 |
|
Tlenek węgla wyrażony jako CO |
≤ 100 |
Powiązane monitorowanie określono w BAT 4.
1.10. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesu eteryfikacji
|
BAT 38. |
Aby ograniczyć emisje pochodzące z procesu eteryfikacji do powietrza, w ramach BAT należy zapewnić odpowiednie oczyszczanie gazów odlotowych powstających w procesie poprzez kierowanie ich do układu rafineryjnego paliwa gazowego. |
|
BAT 39. |
Aby zapobiec zakłóceniom oczyszczania biologicznego, w ramach BAT należy stosować zbiorniki magazynowe oraz zapewnić stosowne zarządzanie planem produkcji danej jednostki, aby kontrolować zawartość toksycznych substancji (np. metanol, kwas mrówkowy, etery) rozpuszczonych w ściekach przed odprowadzaniem ścieków do oczyszczalnia. |
1.11. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesu izomeryzacji
|
BAT 40. |
Aby ograniczyć emisje związków chlorowanych do powietrza, w ramach BAT należy zoptymalizować użycie chlorowanych związków organicznych wykorzystywanych do utrzymywania aktywności katalizatora, w przypadku gdy taki proces się odbywa lub należy stosować niechlorowane układy katalityczne. |
1.12. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do rafinerii gazu ziemnego
|
BAT 41. |
Aby ograniczyć emisje dwutlenku siarki pochodzące z instalacji gazu ziemnego do powietrza, w ramach BAT należy stosować BAT 54. |
|
BAT 42. |
Aby ograniczyć emisje tlenków azotu (NOX) pochodzące z instalacji gazu ziemnego do powietrza, w ramach BAT należy stosować BAT 34. |
|
BAT 43. |
Aby zapobiec emisjom rtęci, jeżeli występuje w surowym gazie ziemnym, w ramach BAT należy usunąć rtęć i odzyskać osady zawierające rtęć jako odpad przeznaczony do unieszkodliwienia. |
1.13. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesu destylacji
|
BAT 44. |
Aby zapobiec wytwarzaniu przepływu ścieków w wyniku procesu destylacji lub ograniczyć ich wytwarzanie, w ramach BAT należy stosować pompy próżniowe o pierścieniu cieczowym lub skraplacze powierzchniowe. |
Technika ta może nie mieć zastosowania w niektórych przypadkach modernizacji. W przypadku nowych jednostek może być wymagane zastosowanie pomp próżniowych, ewentualnie w połączeniu z ejektorami parowymi, aby osiągnąć wysoki poziom próżni (10 mm Hg). W przypadku awarii pompy próżniowej powinna być dostępna pompa zapasowa.
|
BAT 45. |
Aby zapobiec zanieczyszczaniu wody w wyniku procesu destylacji lub ograniczyć takie zanieczyszczanie, w ramach BAT należy kierować kwaśną wodę do jednostki, w której odbywa się proces strippingu. |
|
BAT 46. |
Aby zapobiec emisjom z instalacji destylacji do powietrza lub ograniczyć takie emisje, w ramach BAT należy zapewnić odpowiednie oczyszczanie gazów odlotowych powstających w procesie, w szczególności nieskraplających się gazów odlotowych, poprzez usuwanie kwaśnych gazów przed dalszym użyciem. |
Technika ta ma zasadniczo zastosowanie do instalacji destylacji ropy naftowej i instalacji destylacji próżniowej. Może ona nie mieć zastosowania do wydzielonych rafinerii olejów smarowych i asfaltów z emisjami związków siarki na poziomie poniżej 1 t/dobę. W przypadku szczególnych konfiguracji rafinerii możliwość zastosowania może być ograniczona ze względu na konieczność zapewnienia np. przewodów rurowych o dużych średnicach, sprężarek lub dodatkowych możliwości oczyszczania roztworami amin.
1.14. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesu oczyszczania produktów
|
BAT 47. |
Aby ograniczyć emisje pochodzące z procesu oczyszczania produktów do powietrza, w ramach BAT należy zapewnić odpowiednie unieszkodliwianie gazów odlotowych, w szczególności zużytego złowonnego powietrza porafinacyjnego pochodzącego z jednostek słodzenia, kierując je do zniszczenia, np. przez spalenie. |
Technika ta ma zasadniczo zastosowanie do procesów oczyszczania produktów, w których strumienie gazów mogą być bezpiecznie przetwarzane i kierowane do urządzeń niszczących. Może ona nie mieć zastosowania do jednostek słodzenia ze względów bezpieczeństwa.
|
BAT 48. |
Aby ograniczyć wytwarzanie odpadów i ścieków w przypadkach, w których wdrożony został proces oczyszczania produktów z wykorzystaniem sody kaustycznej, w ramach BAT należy stosować płuczki kaskadowe z roztworem sody kaustycznej oraz zapewnić całościowe zarządzanie zużytą sodą kaustyczną, w tym recyklingiem po odpowiednim oczyszczeniu, np. przez stripping. |
1.15. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do procesów składowania i przenoszenia
|
BAT 49. |
Aby ograniczyć emisje LZO do powietrza pochodzące ze składowania lotnych związków węglowodorów płynnych, w ramach BAT należy stosować zbiorniki magazynowe z pływającą pokrywą wyposażone w wysoko sprawne uszczelnienia lub zbiornik o nieruchomej pokrywie dachowej połączony z systemem odzyskiwania oparów. |
Wysoko sprawne uszczelnienia to specjalne urządzenia służące do ograniczania wycieków oparów, takie jak udoskonalone uszczelnienia podstawowe oraz dodatkowe wielokrotne (podwójne lub potrójne) uszczelnienia (w zależności od emitowanej ilości).
Możliwość zastosowania wysoko sprawnych uszczelnień może być ograniczona do modernizacji poprzez dodanie potrójnego uszczelnienia w istniejących zbiornikach.
|
BAT 50. |
Aby ograniczyć emisje LZO do powietrza pochodzące ze składowania lotnych związków węglowodorów płynnych, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.
|
|
BAT 51. |
Aby zapobiec emisjom do gleby i wód podziemnych pochodzącym ze składowania lotnych związków węglowodorów płynnych lub aby ograniczyć takie emisje, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację.
|
|
BAT 52. |
Aby zapobiec emisjom LZO do powietrza powstającym podczas operacji załadunku i rozładunku lotnych związków węglowodorów płynnych lub aby ograniczyć takie emisje, w ramach BAT należy stosować jedną z poniższych technik lub ich kombinację w celu osiągnięcia wskaźnika odzysku na poziomie co najmniej 95 %.
|
Poziomy emisji powiązane z BAT: zob. tabela 16.
Tabela 16
Poziomy emisji powiązane z BAT w odniesieniu do emisji niemetanowych LZO i benzenu do powietrza pochodzące z operacji załadunku i rozładunku łatwo parujących związków węglowodorów płynnych
|
Parametr |
BAT-AEL (średnia godzinna) (36) |
|
NMLZO |
|
|
Benzen (38) |
< 1 mg/Nm3 |
1.16. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do krakingu lekkiego (tzw. visbreaking) oraz innych procesów termicznych
|
BAT 53. |
Aby ograniczyć emisje do wody pochodzące z krakingu lekkiego (tzw. visbreaking) oraz innych procesów termicznych, w ramach BAT należy zapewnić odpowiednie oczyszczanie strumieni ścieków, stosując techniki zawarte w BAT 11. |
1.17. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do oczyszczania gazów odlotowych z siarki
|
BAT 54. |
Aby ograniczyć emisje siarki do powietrza pochodzące z gazów odlotowych zawierających siarkowodór (H2S), w ramach BAT należy stosować wszystkie poniższe techniki.
|
Poziomy efektywności środowiskowej odpowiadające BAT (BAT-AEPL): zob. tabela 17.
Tabela 17
Poziomy efektywności środowiskowej odpowiadające BAT w odniesieniu do systemu odzysku siarki (H2S) zawartej w gazach odlotowych
|
|
Poziom efektywności środowiskowej powiązany z BAT (średnia miesięczna) |
|
Usuwanie kwaśnych gazów |
Usunięcie siarkowodoru (H2S) w oczyszczanym rafineryjnym paliwie gazowym, aby osiągnąć wartość BAT-AEL dotyczącą opalania gazami w odniesieniu do BAT 36. |
|
Skuteczność odzysku siarki (40) |
Nowa instalacja: 99,5 — > 99,9 % |
|
Istniejąca instalacja: ≥ 98,5 % |
Powiązane monitorowanie określono w BAT 4.
1.18. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do pochodni
|
BAT 55. |
Aby zapobiec emisjom do powietrza pochodzącym z pochodni, w ramach BAT spalanie w pochodniach należy stosować wyłącznie ze względów bezpieczeństwa lub w przypadku nierutynowych warunków eksploatacyjnych (np. przy rozruchu i wyłączaniu). |
|
BAT 56. |
Aby ograniczyć emisje do powietrza pochodzące z pochodni w przypadkach, w których spalanie w pochodniach jest nieuniknione, w ramach BAT należy stosować poniższe techniki.
|
1.19. Konkluzje dotyczące BAT w odniesieniu do zintegrowanego zarządzania emisjami
|
BAT 57. |
Aby osiągnąć całościowe ograniczenie emisji NOX do powietrza pochodzących z jednostek spalania energetycznego i z jednostek fluidalnego krakingu katalitycznego, w ramach BAT należy stosować technikę zintegrowanego zarządzania emisjami jako alternatywę dla stosowania BAT 24 i BAT 34. |
Technika ta obejmuje zintegrowane zarządzanie emisjami NOX pochodzącymi z kilku lub wszystkich jednostek spalania energetycznego i z jednostek fluidalnego krakingu katalitycznego w rafinerii, polegające na wdrożeniu i stosowaniu najbardziej odpowiedniej kombinacji BAT w różnych odnośnych jednostkach oraz na monitorowaniu ich efektywności, aby wynikowy całkowity poziom emisji był równy poziomowi emisji, który osiągnięto by dzięki zastosowaniu do poszczególnych jednostek wartości BAT-AEL, o których mowa w BAT 24 i BAT 34, lub niższy od tego poziomu.
Powyższa technika jest w szczególności odpowiednia w przypadku obiektów rafinacji ropy naftowej:
|
— |
posiadających uznaną złożoność obiektu oraz wiele jednostek spalania energetycznego i jednostek technologicznych, które są wzajemnie powiązane pod względem dostaw surowca i energii, |
|
— |
cechujących się częstymi zmianami procesów, uzależnionymi od jakości otrzymywanej ropy naftowej, |
|
— |
cechujących się techniczną potrzebą wykorzystywania pozostałości z procesów technologicznych jako paliw na potrzeby wewnętrznych, co prowadzi do częstych zmian w mieszaninie paliw stosownie do wymogów procesu technologicznego. |
Poziomy emisji powiązane z BAT: zob. tabela 18.
Ponadto w przypadku każdej nowej jednostki spalania energetycznego lub nowej jednostki fluidalnego krakingu katalitycznego objętej systemem zintegrowanego zarządzania emisjami zastosowanie nadal mają wartości BAT-AEL określone w ramach BAT 24 i BAT 34.
Tabela 18
Poziomy emisji powiązane z BAT w odniesieniu do emisji NOx do powietrza w przypadku stosowania BAT 57
Wartość BAT-AEL dla emisji NOx pochodzących z jednostek objętych BAT 57, wyrażona w mg/Nm3 jako średnia wartość miesięczna, jest równa lub niższa od średniej ważonej stężeń NOx (wyrażonych w mg/Nm3 jako średnia miesięczna), które osiągnięto by, stosując w praktyce w każdej z tych jednostek techniki umożliwiające odnośnym jednostkom osiągnięcie:
|
a) |
w odniesieniu do jednostek procesu krakowania katalitycznego (regeneratora): zakresu wartości BAT-AEL określonego w tabeli 4 (BAT 24); |
|
b) |
w odniesieniu do jednostek spalania energetycznego spalających tylko paliwa rafineryjne lub jednocześnie paliwa rafineryjne i inne paliwa: zakresów wartości BAT-AEL określonych w tabelach 9, 10 i 11 (BAT 34). |
Powyższa wartość BAT–AEL wyrażona jest następującym wzorem:
Uwagi:
|
1. |
Mające zastosowanie warunki odniesienia dla tlenu określono w tabeli 1. |
|
2. |
Ważenie poziomów emisji pojedynczych jednostek odbywa się w oparciu o natężenie przepływu gazów spalinowych w odnośnej jednostce, wyrażone jako średnia wartość miesięczna (Nm3/godzinę), które jest charakterystyczne dla normalnej pracy tej jednostki w instalacji rafineryjnej (przy zastosowaniu warunków odniesienia, o których mowa w uwadze 1). |
|
3. |
W przypadku znacznych i strukturalnych zmian paliwa, które oddziałują na mającą zastosowanie wartość BAT-AEL w odniesieniu do jednostki, lub innych znacznych i strukturalnych zmian charakteru lub działania odnośnych jednostek, bądź też w przypadku ich wymiany lub rozbudowy lub dodania jednostek spalania energetycznego lub jednostek fluidalnego krakingu katalitycznego, należy odpowiednio skorygować wartość BAT-AEL określoną w tabeli 18. |
Monitorowanie związane z BAT 57.
BAT dotycząca monitorowania emisji NOx w ramach techniki zintegrowanego zarządzania emisjami jest taka sama jak BAT 4, do której dodaje się co następuje:
|
— |
plan monitorowania obejmujący opis monitorowanych procesów, wykaz źródeł emisji i źródeł strumieni emisji (produkty, gazy odlotowe) monitorowanych w odniesieniu do każdego procesu oraz opis stosowanej metodyki (obliczeń, pomiarów) oraz podstawowych założeń i powiązanego poziomu ufności, |
|
— |
ciągłe monitorowanie natężeń przepływu gazów spalinowych w odnośnych jednostkach poprzez dokonywanie bezpośrednich pomiarów lub zastosowanie równoważnej metody, |
|
— |
system zarządzania danymi do celów gromadzenia, przetwarzania i zgłaszania wszystkich danych dotyczących monitorowania koniecznych do określenia emisji pochodzących ze źródeł objętych techniką zintegrowanego zarządzania emisjami. |
|
BAT 58. |
Aby osiągnąć całościowe ograniczenie emisji SO2 do powietrza pochodzących z jednostek spalania energetycznego, jednostek fluidalnego krakingu katalitycznego oraz instalacji odzysku siarki ze spalin, w ramach BAT należy stosować technikę zintegrowanego zarządzania emisjami jako alternatywę dla stosowania BAT 26, BAT 36 i BAT 54. |
Technika ta obejmuje zintegrowane zarządzanie emisjami SO2 pochodzącymi z kilku lub wszystkich jednostek spalania energetycznego, jednostek fluidalnego krakingu katalitycznego oraz instalacji odzysku siarki w rafinerii, polegające na wdrożeniu i stosowaniu najbardziej odpowiedniej kombinacji BAT w różnych odnośnych jednostkach na oraz monitorowanie ich efektywności, aby wynikowy całkowity poziom emisji był równy poziomowi emisji, który osiągnięto by dzięki zastosowaniu do poszczególnych jednostek wartości BAT-AEL, o których mowa w BAT 26 i BAT 36, oraz wartości BAT-AEPL określonej w ramach BAT 54, lub niższy od tego poziomu.
Powyższa technika jest w szczególności odpowiednia w przypadku obiektów rafinacji ropy naftowej:
|
— |
posiadających uznaną złożoność obiektu oraz wiele jednostek spalania energetycznego i jednostek technologicznych, które są wzajemnie powiązane pod względem dostaw surowca i energii, |
|
— |
cechujących się częstymi zmianami procesów, uzależnionymi od jakości otrzymywanej ropy naftowej, |
|
— |
cechujących się techniczną potrzebą wykorzystywania pozostałości z procesów technologicznych jako paliw na potrzeby wewnętrznych, co prowadzi do częstych zmian w mieszaninie paliw stosownie do wymogów procesu technologicznego. |
Poziom emisji powiązany z BAT: zob. tabela 19.
Ponadto w przypadku każdej nowej jednostki spalania energetycznego, nowej jednostki fluidalnego krakingu katalitycznego lub nowej instalacji odzysku siarki objętej systemem zintegrowanego zarządzania emisjami zastosowanie nadal mają wartości BAT-AEL określone w ramach BAT 26 i BAT 36 oraz wartość BAT-AEPL określona w ramach BAT 54.
Tabela 19
Poziomy emisji powiązane z BAT w odniesieniu do emisji SO2 do powietrza w przypadku stosowania BAT 58
Wartość BAT-AEL dla emisji SO2 pochodzących z jednostek objętych BAT 58, wyrażona w mg/Nm3 jako średnia wartość miesięczna, jest równa lub niższa od średniej ważonej stężeń SO2 (wyrażonych w mg/Nm3 jako średnia miesięczna), które osiągnięto by, stosując w praktyce w każdej z tych jednostek techniki umożliwiające odnośnym jednostkom osiągnięcie:
|
a) |
w odniesieniu do jednostek procesu krakowania katalitycznego (regeneratora: zakresu wartości BAT–AEL określonego w tabeli 6 (BAT 26); |
|
b) |
w odniesieniu do jednostek spalania energetycznego spalających tylko paliwa rafineryjne lub jednocześnie paliwa rafineryjne i inne paliwa: zakresów wartości BAT-AEL określonych w tabeli 13 i w tabeli 14 (BAT 36); oraz |
|
c) |
w odniesieniu do instalacji odzysku siarki: zakresów wartości BAT-AEPL określonych w tabeli 17 (BAT 54). |
Powyższa wartość BAT–AEL wyrażona jest następującym wzorem:
Uwagi:
|
1. |
Mające zastosowanie warunki odniesienia dla tlenu określono w tabeli 1. |
|
2. |
Ważenie poziomów emisji pojedynczych jednostek odbywa się w oparciu o natężenie przepływu gazów spalinowych w danej jednostce, wyrażone jako średnia wartość miesięczna (Nm3/godzinę), które jest charakterystyczne dla normalnej pracy tej jednostki w instalacji rafineryjnej (przy zastosowaniu warunków odniesienia, o których mowa w uwadze 1). |
|
3. |
W przypadku znacznych i strukturalnych zmian paliwa, które oddziałują na mającą zastosowanie wartość BAT-AEL w odniesieniu do jednostki, lub innych znacznych i strukturalnych zmian charakteru lub działania odnośnych jednostek, bądź też w przypadku ich wymiany lub rozbudowy lub dodania jednostek spalania energetycznego, jednostek fluidalnego krakingu katalitycznego lub instalacji odzysku siarki, należy odpowiednio skorygować wartość BAT-AEL określoną w tabeli 19. |
Monitorowanie związane z BAT 58.
BAT dotycząca monitorowania emisji SO2 w ramach podejścia zintegrowanego zarządzania emisjami jest taka sama jak BAT 4, do której dodaje się, co następuje:
|
— |
plan monitorowania obejmujący opis monitorowanych procesów, wykaz źródeł emisji i źródeł strumieni emisji (produkty, gazy odlotowe) monitorowanych w odniesieniu do każdego procesu oraz opis stosowanej metodyki (obliczeń, pomiarów) oraz podstawowych założeń i powiązanego poziomu ufności, |
|
— |
ciągłe monitorowanie natężeń przepływu gazów spalinowych w odnośnych jednostkach poprzez dokonywanie bezpośrednich pomiarów lub zastosowanie równoważnej metody, |
|
— |
system zarządzania danymi do celów gromadzenia, przetwarzania i zgłaszania wszystkich danych dotyczących monitorowania koniecznych do określenia emisji pochodzących ze źródeł objętych techniką zintegrowanego zarządzania emisjami. |
GLOSARIUSZ
1.20. Opis technik służących zapobieganiu emisjom do powietrza i ich kontroli
1.20.1. Pył
|
Technika |
Opis |
|
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 może zależeć od liczby pól, czasu przebywania (rozmiaru), właściwości katalizatora oraz urządzeń do usuwania cząsteczek poprzedzających filtr. W jednostkach fluidalnego krakingu katalitycznego powszechnie stosuje się elektrofiltry z trzema polami oraz elektrofiltry z czterema polami. Elektrofiltry mogą pracować na sucho lub z wtryskiem amoniaku, aby usprawnić gromadzenie cząsteczek. W przypadku kalcynowania surowego koksu efektywność wychwytywania elektrofiltru może być ograniczona ze względu na trudność z naelektryzowaniem cząsteczek koksu. |
|
Wielostopniowe odpylacze cyklonowe |
Cyklonowe urządzenie lub system do gromadzenia zainstalowane po dwóch stopniach cyklonów. Powszechnie stosowana konfiguracja, ogólnie znana jako odpylacz trzeciego stopnia, składa się z pojedynczego zbiornika zawierającego wiele konwencjonalnych cyklonów lub udoskonaloną technologię cyklonu przelotowego. W przypadku fluidalnego krakingu katalitycznego sprawność zależy przede wszystkim od stężenia cząsteczek i rozkładu wielkości drobinek katalizatora po przejściu przez wewnętrzne cyklony regeneratora. |
|
Płuczki wirowe |
Płuczki wirowe łączą zasadę działania cyklonu z intensywnym kontaktem z wodą, np. płuczka Venturiego. |
|
Filtr przepływu wstecznego trzeciego stopnia |
Ceramiczne lub wykonane ze spieków metalowych filtry przepływu wstecznego, w których substancje stałe po zatrzymaniu się na powierzchni w postaci osadu zostają usunięte w wyniku zainicjowania przepływu wstecznego. Usunięte substancje stałe są następnie wypłukiwane z systemu filtracyjnego. |
1.20.2. Tlenki azotu (NOX)
|
Technika |
Opis |
||||
|
Zmiany w procesie spalania |
|||||
|
Spalanie etapowe |
|
||||
|
Recyrkulacja gazów spalinowych |
Ponowne wprowadzenie gazów odlotowych z pieca do płomienia w celu zmniejszenia zawartości tlenu, a tym samym temperatury płomienia. Stosuje się specjalne palniki wykorzystujące wewnętrzną recyrkulację gazów spalinowych do celów chłodzenia podstawy płomieni i obniżenia zawartości tlenu w najgorętszej części płomieni. |
||||
|
Stosowanie palników z niską emisją NOX |
Technika ta (obejmująca palniki z bardzo niską emisją NOX) opiera się na zasadach polegających na ograniczaniu szczytowych temperatur płomienia, opóźnianiu i zarazem uzupełnianiu spalania oraz zwiększaniu przepływu ciepła (zwiększona zdolność emisyjna płomienia). Może się ona wiązać ze zmienioną konstrukcją komory spalania pieca. Konstrukcja palników z bardzo niską emisją NOX wiąże się ze stopniowaniem spalania (powietrza/paliwa) oraz recyrkulacją gazów spalinowych. Suche palniki z niską emisją NOX stosuje się w przypadku turbin gazowych. |
||||
|
Optymalizacja spalania |
W technice tej wykorzystuje się technologię kontroli w celu osiągnięcia najlepszych warunków spalania w oparciu o stałe monitorowanie odpowiednich parametrów spalania (np. zawartość O2, CO, stosunek powietrza (lub tlenu) do paliwa, elementy niespalone). |
||||
|
Wtrysk rozcieńczalnika |
Obojętne rozcieńczalniki, np. gazy spalinowe, para, woda, azot dodawane do urządzeń spalających obniżają temperaturę płomienia i w efekcie obniżają również stężenie NOX w spalinach. |
||||
|
Selektywna redukcja katalityczna (SCR) |
Technika 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 zastosować jedną warstwę katalizatora lub większą ich ilość. Większy stopień redukcji NOX osiąga się dzięki zastosowaniu większej ilości katalizatora (dwie warstwy). |
||||
|
Selektywna redukcja niekatalityczna (SNCR) |
Technika polega na redukcji NOX do azotu w wyniku reakcji z amoniakiem lub mocznikiem w wysokiej temperaturze. Przedział temperatur roboczych musi być utrzymany w granicach 900–1 050 °C w celu zapewnienia optymalnych warunków reakcji. |
||||
|
Utlenianie NOX w niskich temperaturach |
Proces utleniania w niskich temperaturach polega na wtrysku ozonu do strumienia gazów spalinowych w optymalnej temperaturze poniżej 150 °C w celu utlenienia nierozpuszczalnego NO i NO2 do wysoce rozpuszczalnego N2O5. N2O5 jest usuwany w płuczce wodnej w wyniku wytworzenia rozcieńczonego kwasu azotowego oraz ścieków, które można wykorzystać w procesach prowadzonych w obiekcie lub zneutralizować w celu usunięcia i które mogą wymagać dodatkowego usunięcia azotu. |
||||
1.20.3. Tlenki siarki (SOX)
|
Technika |
Opis |
||||||||
|
Oczyszczanie rafineryjnego paliwa gazowego |
Niektóre rafineryjne paliwa gazowe mogą nie zawierać siarki u źródła (np. w reformingu katalitycznym i procesach izomeryzacji), natomiast w większości innych procesów powstają gazy zawierające siarkę (np. gazy odlotowe pochodzące z instalacji do krakingu lekkiego, instalacji do uwodorniania lub jednostek krakowania katalitycznego). Wspomniane strumienie gazów wymagają odpowiedniego oczyszczania w zakresie odsiarczania gazów (np. przez usuwanie gazów kwaśnych — zob. poniżej — w celu usunięcia H2S), zanim zostaną wprowadzone do systemu rafineryjnego paliwa gazowego. |
||||||||
|
Odsiarczanie rafineryjnego oleju opałowego (RFO) poprzez uwodornienie |
Poza doborem ropy naftowej o niskiej zawartości siarki, odsiarczanie paliwa realizuje się, stosując proces uwodornienia (zob. poniżej), w którym zachodzą reakcje uwodornienia, prowadzące do obniżenia zawartości siarki. |
||||||||
|
Stosowanie gazu w celu zastąpienia paliwa ciekłego |
Ograniczenie stosowania ciekłego paliwa rafineryjnego (na ogół ciężkiego oleju opałowego zawierającego siarkę, azot, metale itd.) przez zastąpienie tego paliwa skroplonym w zakładzie gazem ropopochodnym (LPG) lub rafineryjnym paliwem gazowym (RFG) lub dostarczanym z zewnątrz paliwem gazowym (gazem ziemnym) o niskiej zawartości siarki i innych niepożądanych substancji. Na poziomie pojedynczej jednostki spalania energetycznego, w ramach opalania wielopaliwowego, konieczny jest minimalny poziom spalania paliwa ciekłego, aby zapewnić stabilność płomienia. |
||||||||
|
Stosowanie dodatków katalitycznych obniżających zawartość SOX |
Stosowanie substancji (np. katalizatora z nośnikiem w postaci tlenków metali), która przenosi siarkę związaną z koksem z regeneratora z powrotem do reaktora. Największą efektywność tej techniki osiąga się w trybie całkowitego spalania, a nie w trybie głębokiego spalania częściowego. Uwaga: dodatki katalityczne obniżające zawartość SOX mogą wywierać szkodliwy wpływ na emisje pyłu, zwiększając straty katalizatora spowodowane ścieraniem oraz na emisje NOX na skutek uczestniczenia w aktywowaniu CO i procesie utleniania SO2 do SO3. |
||||||||
|
Uwodornienie |
Polegające na reakcji hydrogeneracji uwodornianie ma na celu głównie produkcję paliw o niskiej zawartości siarki (np. 10 ppm benzyny i oleju napędowego) oraz optymalizację konfiguracji procesu (konwersja ciężkich pozostałości i produkcja destylatów średnich). Technika ta pozwala obniżyć zawartość siarki, azotu i metali w surowcu zasilającym. Ponieważ wymagana jest obecność wodoru, konieczne jest zapewnienie dostatecznej zdolności produkcyjnej. Ponieważ w ramach tej techniki siarka zawarta w surowcu zasilającym wchodzi w reakcję z wodorem w gazie technologicznym, tworząc siarkowodór (H2S), możliwości usuwania tego zanieczyszczenia (np. zastosowanie roztworów amin i instalacji Clausa) mogą również stwarzać problemy. |
||||||||
|
Usuwanie kwaśnych gazów np. poprzez oczyszczanie roztworami amin |
Oddzielanie kwaśnych gazów (głównie siarkowodoru) od paliw gazowych poprzez ich rozpuszczanie w rozpuszczalniku chemicznym (absorpcja). Najczęściej stosowanymi rozpuszczalnikami są aminy. Zasadniczo stanowi to pierwszy etap oczyszczania, jaki jest konieczny, zanim możliwe będzie odzyskanie wolnej siarki w instalacji odzysku siarki. |
||||||||
|
Instalacja odzysku siarki |
Specjalna instalacja, w której na ogół prowadzony jest proces Clausa, mający na celu usuwanie siarki z bogatych w siarkowodór (H2S) strumieni gazów z instalacji oczyszczania roztworami amin i instalacji oczyszczania kwaśnej wody. Za instalacją odzysku siarki na ogół stosuje się instalację oczyszczania gazów resztkowych w celu usunięcia pozostałości H2S. |
||||||||
|
Instalacja oczyszczania gazów resztkowych |
Rodzina technik, wykorzystywanych dodatkowo poza instalacją odzysku siarki, których celem jest usprawnienie procesu usuwania związków siarki. Techniki te można podzielić na cztery kategorie w zależności od stosowanych zasad:
|
||||||||
|
Oczyszczanie na mokro |
W procesie oczyszczania na mokro związki gazowe rozpuszcza się w odpowiednim płynie (woda lub roztwór zasadowy). Jednocześnie można usuwać związki stałe i gazowe. Po oczyszczaniu w płuczce wodnej gazy spalinowe są nasycone wodą i przed ich odprowadzeniem do atmosfery konieczne jest oddzielenie kropelek. Uzyskaną ciecz należy oczyszczać w procesie oczyszczania ścieków, a nierozpuszczalny materiał usuwa się w procesie osadzania lub filtracji. W zależności od rodzaju roztworu stosowanego płuczce technika ta może być:
W zależności od metody kontaktu różne techniki mogą wymagać np.:
Jeżeli skrubery są głównie przeznaczone do usuwania SOX, konieczny jest odpowiedni projekt, aby umożliwić również efektywne usuwanie pyłu. Najczęściej stosowany orientacyjny poziom efektywności usuwania SOx zawiera się w przedziale 85–98 %. |
||||||||
|
Oczyszczanie metodą nieregeneracyjną |
Stosowanie roztworu na bazie sodu lub magnezu jako odczynnika alkalicznego do celów pochłaniania SOX, na ogół w postaci siarczanów. Techniki te polegają między innymi na stosowaniu:
|
||||||||
|
Oczyszczanie wodą morską |
Szczególny rodzaj oczyszczania metodą nieregeneracyjną, w którym wykorzystuje się alkaliczność wody morskiej jako rozpuszczalnika. Technika ta zasadniczo wymaga uprzedniej redukcji emisji pyłu. |
||||||||
|
Oczyszczanie metodą regeneracyjną |
Stosowanie specjalnego odczynnika pochłaniającego SOX (np. roztworu pochłaniającego), który na ogół umożliwia odzysk siarki jako produktu ubocznego w trakcie cyklu regeneracyjnego, w którym ponownie wykorzystuje się odczynnik. |
1.20.4. Techniki skojarzone (SOx, NOx i pył)
|
Technika |
Opis |
|
Oczyszczanie na mokro |
Zob. sekcja 1.20.3. |
|
Skojarzona technika SNOX |
Technika skojarzona stosowana do usuwania SOX, NOX oraz pyłu, w przypadku gdy ma miejsce pierwszy etap usuwania pyłu, po którym następują pewne określone procesy katalityczne. Związki siarki są odzyskiwane w postaci skoncentrowanego kwasu siarkowego o jakości handlowej, natomiast NOX ulegają redukcji do N2. Ogólny poziom efektywności usuwania SOX zawiera się w przedziale: 94– 96,6 % Ogólny poziom efektywności usuwania NOX zawiera się w przedziale: 87–90 % |
1.20.5. Tlenek węgla (CO)
|
Technika |
Opis |
|
Kontrola procesu spalania |
Wzrost emisji CO spowodowany dokonaniem zmian w procesie spalania (techniki podstawowe) w celu ograniczenia emisji NOX może być ograniczony skrupulatną kontrolą parametrów operacyjnych. |
|
Katalizatory z aktywatorami utleniania tlenku węgla (CO) |
Stosowanie substancji, która wybiórczo aktywuje utlenianie CO do CO2 (spalanie). |
|
Kocioł ogrzewany tlenkiem węgla (CO) |
Specjalne urządzenie wtórnego spalania, w którym CO obecny w gazach spalinowych jest wykorzystywany za regeneratorem katalizatora w celu odzyskania energii. Urządzenie to wykorzystuje się zazwyczaj wyłącznie wraz z jednostkami fluidalnego krakingu katalitycznego częściowego spalania. |
1.20.6. Lotne związki organiczne (LZO)
|
Odzyskiwanie oparów |
Emisje lotnych związków organicznych podczas załadunku i rozładunku najbardziej lotnych produktów, a w szczególności ropy naftowej i lżejszych produktów, można redukować, stosując różne techniki, np.: — absorpcję: cząsteczki oparów rozpuszczają się w odpowiedniej cieczy absorpcyjnej (np. w glikolach lub frakcjach oleju mineralnego, takich jak nafta lub reformat). Nasycony roztwór do oczyszczania poddaje się desorpcji przez ponowne podgrzewanie na kolejnym etapie. Poddane desorpcji gazy muszą ulec kondensacji, być dalej przetworzone i spalone lub ponownie wchłonięte w odpowiednim strumieniu (np. odzyskiwanego produktu), — adsorpcję: Cząsteczki oparów są zatrzymywane w aktywowanych miejscach na powierzchni adsorpcyjnych materiałów stałych, np. węgla aktywnego lub zeolitu. Substancja adsorbująca jest okresowo regenerowana. Powstały produkt desorpcji jest następnie wchłaniany w strumieniu obiegowym odzyskiwanego produktu w dalszej płuczce wieżowej. Gaz resztkowy z płuczki wieżowej przekazywany jest do dalszego oczyszczenia, — separacja membranowa gazów: cząsteczki oparów są przepuszczane przez selektywne membrany w celu rozdzielenia oparów/mieszaniny powietrza na substancję bogatą w węglowodory (permeat), którą następnie poddaje się kondensacji lub absorpcji, oraz na substancję pozbawioną węglowodorów (retentat), — dwuetapowe chłodzenie/dwuetapowa kondensacja: w wyniku chłodzenia oparów/mieszaniny gazów cząsteczki oparów ulegają kondensacji i są oddzielane jako ciecz. Ponieważ wilgotność prowadzi do oblodzenia wymiennika ciepła, wymaga się zastosowania dwuetapowego procesu kondensacji umożliwiającego naprzemienne działanie, — systemy hybrydowe: kombinacje dostępnych technik
|
||||||||
|
Likwidacja oparów |
LZO można likwidować, stosując np. utlenianie termiczne (spalanie) lub utlenianie katalityczne, w przypadkach, w których odzyskiwanie nie jest łatwo wykonalne. Wymogi w zakresie bezpieczeństwa (np. urządzenie do odcinania płomienia w palniku) są konieczne w celu zapobieżenia eksplozji. Utlenianie termiczne zazwyczaj zachodzi w jednokomorowych, wyłożonych wykładziną ogniotrwałą instalacjach do utleniania wyposażonych w palnik gazowy i komin. W przypadku gdy obecna jest benzyna, efektywność wymiennika ciepła jest ograniczona i wstępne temperatury ogrzewania utrzymuje się na poziomie 180 °C, aby zmniejszyć ryzyko zapłonu. Temperatury robocze wynoszą 760 °C — 870 °C, a czas przebywania zazwyczaj wynosi 1 sekundę. W przypadku gdy do tego celu nie jest dostępny specjalny piec do spopielania, można wykorzystać istniejący piec, aby zapewnić wymaganą temperaturę i wymagany czas przebywania. Utlenianie katalityczne wymaga katalizatora w celu przyspieszenia tempa utleniania w wyniku adsorpcji tlenu i LZO znajdujących się na jego powierzchni. Katalizator umożliwia zajście reakcji utleniania w niższej temperaturze niż temperatura wymagana w przypadku utleniania termicznego: wynoszącej zazwyczaj 320 °C — 540 °C. Pierwszy etap wstępnego podgrzewania (elektrycznego lub przy użyciu gazu) przeprowadza się, aby osiągnąć temperaturę konieczną do rozpoczęcia procesu katalitycznego utleniania LZO. Etap utleniania zachodzi w momencie, w którym powietrze przechodzi przez warstwę katalizatorów stałych. |
||||||||
|
Program LDAR (leak detection and repair) (wykrywanie i naprawa wycieków) |
Program LDAR (wykrywanie i naprawa wycieków) jest ustrukturyzowanym podejściem mającym na celu ograniczenie niezorganizowanych emisji LZO poprzez wykrywanie, a następnie naprawę lub wymianę nieszczelnych komponentów. Obecnie do celów wykrywania wycieków dostępna jest metoda detekcji zapachu (sniffing) (określona w normie EN 15446) oraz metoda optycznego obrazowania gazów (optical gas imaging). Metoda detekcji zapachu: pierwszym krokiem jest wykrywanie za pomocą ręcznego analizatora LZO, służącego do dokonywania pomiarów stężenia w pobliżu urządzenia (np. poprzez zastosowanie jonizacji płomieniowej lub fotojonizacji). Drugi krok obejmuje umieszczenie komponentu w worku w celu przeprowadzenia bezpośrednich pomiarów u źródła emisji. Drugi krok zastępuje się czasami zastosowaniem matematycznych krzywych korelacji, wyprowadzanych z danych statystycznych przedstawiających wyniki otrzymane ze znacznej liczby wcześniejszych pomiarów przeprowadzonych na podobnych komponentach. Metody optycznego obrazowania gazów: W przypadku obrazowania optycznego wykorzystuje się małe ręczne kamery o lekkiej konstrukcji umożliwiające wizualizację przecieków gazu w czasie rzeczywistym, które wraz z normalnym obrazem danego komponentu są widoczne na urządzeniu do zapisu wideo w postaci „dymu”, pozwalając na łatwą i szybką lokalizację znacznych wycieków LZO. Aktywne systemy wytwarzają obraz z rozproszonym wstecznie światłem promieni lasera, które odbija się na komponencie i jego otoczeniu. Systemy pasywne opierają się na naturalnym promieniowaniu podczerwonym urządzeń i otoczenia. |
||||||||
|
Monitorowanie niezorganizowanych emisji LZO |
Pełną kontrolę i kwantyfikację emisji na miejscu można przeprowadzać przy zastosowaniu odpowiedniej kombinacji metod uzupełniających, np. przenikanie promieniowania słonecznego (Solar occultation flux, SOF) lub lidaru absorpcji różnicowej (differential absorption lidar, DIAL). Wyniki te mogą być wykorzystywane do oceny tendencji w czasie, przeprowadzania kontroli krzyżowej oraz aktualizowania/walidacji trwającego programu LDAR. Przenikanie promieniowania słonecznego (SOF): technika oparta na zasadzie zapisu i analizy spektrometrycznej z transformacją Fouriera szerokopasmowego spektrum podczerwonego, ultrafioletowego/widocznego promieniowania słonecznego na określonej trasie na powierzchni ziemi, przy czym promieniowanie nie jest równoległe do kierunku wiatru i przecina chmurę zanieczyszczeń. Absorpcja różnicowa z zastosowaniem technologii LIDAR: DIAL jest laserową techniką wykorzystującą absorpcję różnicową z zastosowaniem technologii LIDAR (wykrywanie i wyznaczanie zasięgów światła), która jest optycznym odpowiednikiem technologii RADAR opartej na dźwiękowych falach radiowych. Technika ta opiera się na rozpraszaniu wstecznym impulsów wiązki lasera przez aerozole atmosferyczne oraz analizie właściwości spektralnych powracającego światła wychwyconego za pomocą teleskopu. |
||||||||
|
Urządzenia o wysokim poziomie integralności |
Urządzenia o wysokim poziomie integralności obejmują np.:
|
1.20.7. Inne techniki
|
Techniki zapobiegania emisjom pochodzącym ze spalania na pochodniach lub ograniczania takich emisji |
Właściwa konstrukcja obiektu: obejmuje dostateczną wydajność systemu odzysku gazów z pochodni, stosowanie zaworów nadmiarowych o wysokim poziomie integralności oraz innych środków mających na celu stosowanie spalania w pochodniach wyłącznie w charakterze systemu bezpieczeństwa w przypadku operacji innych niż normalne (rozruch, wyłączenie, tryb alarmowy). Zarządzanie obiektem: obejmuje środki organizacyjne i kontrolne mające na celu ograniczenie zdarzeń spalania na pochodniach poprzez równoważenie systemu rafineryjnego paliwa gazowego, stosowanie zaawansowanych kontroli procesów itd. Konstrukcja urządzeń do spalania na pochodniach: obejmuje wysokość, ciśnienie, wspomaganie parą, powietrzem lub gazem, rodzaj końcówek pochodni itd. Celem konstrukcji jest umożliwienie przeprowadzania bezdymnych i skutecznych operacji oraz zapewnienie efektywnego spalania nadwyżek gazów podczas spalania w pochodniach w przypadku nierutynowych operacji. Monitorowanie i sprawozdawczość: ciągłe monitorowanie (pomiary przepływu gazów i ocena innych parametrów) gazów przesyłanych do spalania na pochodniach oraz powiązanych parametrów spalania (np. mieszanina gazów oraz zawartość ciepła podczas przepływu, współczynnik wspomagania, prędkość, natężenie przepływu gazów przy oczyszczaniu, emisje zanieczyszczeń). Zgłaszanie zdarzeń spalania w pochodniach umożliwia stosowanie współczynnika spalania w pochodniach jako wymogu zawartego w systemie zarządzania środowiskowego oraz w celu zapobiegania przyszłym zdarzeniom. Można również stosować zdalne monitorowanie wizyjne pochodni, korzystając z kolorowych monitorów telewizyjnych podczas zdarzeń spalania w pochodniach. |
|
Dobór aktywatora katalitycznego, aby uniknąć powstawania dioksyn |
Podczas regeneracji katalizatora reformatora na ogół potrzebny jest chlorek organiczny do celów skutecznego reformowania wydajności katalizatora (aby przywrócić odpowiednią równowagę chlorkową w katalizatorze i zapewnić poprawne rozproszenie metali). Dobór odpowiedniego związku chlorowanego wpłynie na możliwość wystąpienia emisji dioksyn i furanów. |
|
Odzyskiwanie rozpuszczalnika do celów procesów produkcji oleju bazowego |
Instalacja odzysku rozpuszczalnika obejmuje etap destylacji, na którym rozpuszczalniki są odzyskiwane ze strumienia oleju, oraz etap oczyszczania (parą lub gazem obojętnym) w urządzeniu do frakcjonowania. Stosowane rozpuszczalniki mogą być mieszaniną (DiMe) 1,2-dichloroetanu (DCE) i dichlorometanu (DCM). W instalacjach przetwarzania parafiny proces odzyskiwania rozpuszczalnika (np. w przypadku DCE) przeprowadza się, stosując dwa systemy: System przeznaczony dla parafiny odolejonej oraz system przeznaczony dla parafiny miękkiej. Oba systemy składają się z bębnów pneumatycznych i instalacji do oczyszczania próżniowego. Strumienie z odparafinowanego oleju i produkty parafinowe są oczyszczane w celu usunięcia śladowych ilości rozpuszczalników. |
1.21. Opis technik zapobiegania emisjom do wody i kontroli takich emisji
1.21.1. Wstępne oczyszczanie ścieków
|
Wstępne oczyszczanie strumieni kwaśnej wody przed ich ponownym wykorzystaniem lub oczyszczaniem |
Przesyłanie wytworzonej kwaśnej wody (np. pochodzącej z jednostek destylacji, krakingu, koksowania) do odpowiedniej instalacji wstępnego oczyszczania (np. instalacji do oczyszczania) |
|
Wstępne oczyszczanie innych strumieni ścieków przed ich oczyszczaniem |
Aby utrzymać odpowiednią wydajność oczyszczania, konieczne może być przeprowadzenie wstępnego oczyszczania. |
1.21.2. Oczyszczanie ścieków
|
Usuwanie substancji nierozpuszczalnych poprzez odzyskiwanie ropy naftowej |
Techniki te zasadniczo obejmują:
|
||||||||||
|
Usuwanie substancji nierozpuszczalnych poprzez odzyskiwanie zawiesiny ogólnej i rozproszonego oleju |
Techniki te zasadniczo obejmują:
|
||||||||||
|
Usuwanie substancji rozpuszczalnych, w tym biologiczne oczyszczanie i osadzanie w odstojnikach |
Techniki biologicznego oczyszczania mogą obejmować:
Jednym z najpowszechniej stosowanych systemów złóż zawieszonych w oczyszczalniach ścieków jest proces osadu czynnego. Systemy złóż stałych mogą obejmować złoże biologiczne lub złoże zraszane. |
||||||||||
|
Dodatkowy etap oczyszczania |
Specjalne oczyszczanie ścieków mające stanowić uzupełnienie poprzednich etapów oczyszczania, np. w celu redukcji związków azotu lub węgla. Technikę tę zasadniczo stosuje się w przypadkach, w których istnieją specjalne wymogi lokalne dotyczące ochrony zasobów wodnych. |
(1) W przypadku zastosowania BAT 58.
(2) Ciągłe pomiary emisji SO2 można zastąpić obliczeniami opartymi na pomiarach zawartości siarki w paliwie lub surowcu zasilającym, jeżeli można wykazać, że prowadzi to do równoważnego poziomu dokładności.
(3) Jeżeli chodzi o SOX, tylko poziom SO2 jest mierzony w sposób ciągły, natomiast poziom SO3 jest mierzony jedynie okresowo (np. podczas kalibracji systemu monitorowania SO2).
(4) Dotyczy całkowitej oszacowanej mocy cieplnej wszystkich jednostek energetycznego spalania podłączonych do komina, będącego źródłem emisji.
(5) Lub monitoring pośredni SOX.
(6) Można dostosować częstotliwości monitorowania, w przypadku gdy po upływie roku serie danych jasno wykazują wystarczającą stabilność.
(7) Pomiar emisji SO2 z instalacji odzysku siarki można zastąpić stałą równowagą materiałów lub monitorowaniem innego odpowiedniego parametru procesu, pod warunkiem że odpowiednie pomiary sprawności instalacji odzysku siarki oparte są na okresowych (np. raz na dwa lata) testach efektywności instalacji.
(8) Antymon (Sb) jest monitorowany tylko w jednostkach krakowania katalitycznego w przypadku wprowadzania Sb w trakcie procesu (np. w przypadku pasywacji metali).
(9) Z wyjątkiem jednostek energetycznego spalania ogrzewanych tylko paliwami gazowymi.
(10) Monitorowanie zawartości N i S w paliwie lub surowcu zasilającym może nie być niezbędne w przypadku gdy prowadzone są ciągłe pomiary emisji NOX and SO2 z komina.
(11) Górna granica zakresu związana jest z wyższym stężeniem wejściowym NOX, większym tempem redukcji NOX oraz starzeniem się katalizatora.
(12) Dolna granica zakresu związana jest ze stosowaniem techniki selektywnej redukcji katalitycznej (SCR).
(13) Nie wszystkie parametry i częstotliwości pobierania próbek mają zastosowanie do ścieków oczyszczonych z zakładów rafinacji gazu.
(14) Dotyczy próbki zbiorczej pobieranej proporcjonalnie do przepływu przez okres 24 godzin lub, jeżeli wykazana zostanie wystarczająca stabilność przepływu, próbki pobieranej proporcjonalnie do czasu.
(15) Przejście z dotychczasowej metody na EN 9377–2 może wymagać okresu dostosowawczego.
(16) Jeżeli w zakładzie istnieje korelacja, ChZT można zastąpić całkowitym węglem organicznym. Korelację pomiędzy ChZT i całkowitym węglem organicznym należy opracowywać dla poszczególnych przypadków indywidualnie. Monitorowanie całkowitego węgla organicznego byłoby preferowanym rozwiązaniem ponieważ nie wiąże się z wykorzystaniem bardzo toksycznych związków.
(17) W przypadku gdy azot ogólny stanowi sumę całkowitego azotu ogólnego Kjeldahla, azotanów i azotynów.
(18) W przypadku stosowania nitryfikacji/denitryfikacji, można osiągnąć poziomy poniżej 15 mg/l.
(19) W przypadku zastosowania wtrysku antymonu (Sb) do pasywacji metalu poziomy NOX mogą osiągnąć do 700 mg/Nm3. Niższą wartość graniczną zakresu można uzyskać, stosując technikę SCR.
(20) Zdmuchiwanie sadzy w kotłach ogrzewanych tlenkiem węgla i przez chłodnię gazu nie jest uwzględniane.
(21) Niższą wartość graniczną zakresu można osiągnąć, stosując czteropolowy ESP.
(22) Jeżeli zastosowanie ma wybór surowca zasilającego o niskiej zawartości siarki (np. < 0.5 % w/w) (lub uwodornienie) lub oczyszczanie w odniesieniu do wszystkich trybów spalania: górna granica zakresu BAT–AEL to ≤ 600 mg/Nm3.
(23) Może być nieosiągalne w przypadku gdy kocioł ogrzewany tlenkiem węgla (CO) nie pracuje z pełnym obciążeniem.
(24) Niższą wartość graniczną zakresu można osiągnąć, stosując czteroetapowy ESP.
(25) W przypadku gdy ESP nie ma zastosowania mogą wystąpić wartości do 150 mg/Nm3.
(26) BAT-AEL odnosi się do łączonych emisji z turbiny gazowej i kotła regeneracyjnego z dodatkowym opalaniem, jeżeli występuje.
(27) W przypadku paliwa z wysoką zawartością H2 (tj. powyżej 10 %) górna granica zakresu wynosi 75 mg/Nm3.
(28) W przypadku istniejącej jednostki, w której wykorzystuje się wstępne podgrzewanie powietrza do wysokiej temperatury (tj. > 200 °C) lub paliwo gazowe o wysokiej zawartości H2, przekraczającej 50 %, górna granica zakresu wartości BAT-AEL wynosi 200 mg/Nm3.
(29) W przypadku istniejących jednostek o mocy < 100 MW opalanych olejem opałowym o zawartości azotu wyższej niż 0,5 % (w/w) lub jednostek opalanych paliwem ciekłym w ilości > 50 % lub w których wykorzystuje się wstępne ogrzewanie powietrza, mogą wystąpić wartości sięgające poziomu 450 mg/Nm3.
(30) Niższą wartość graniczną zakresu można osiągnąć, stosując technikę SCR.
(31) Niższą wartość graniczną zakresu dla jednostek można osiągnąć, stosując techniki „końca rury”.
(32) Górna wartość graniczna zakresu odnosi się do stosowania wysokiego udziału procentowego spalania oleju oraz w przypadkach, w których zastosowanie mają wyłącznie techniki podstawowe.
(33) W przypadku szczególnej konfiguracji oczyszczania RFG w płuczce wieżowej pod niskim ciśnieniem oraz w przypadku rafineryjnego paliwa gazowego o stosunku molowym H/C powyżej 5 górna wartość graniczna zakresu wartości BAT-AEL może wynieść nawet 45 mg/Nm3.
(34) Techniki (ii) oraz (iii) mogą nie mieć zasadniczo zastosowania w przypadkach, w których zbiorniki przeznaczone są do przechowywania produktów wymagających ogrzewania przy przenoszeniu cieczy (np. asfalt), a także w przypadkach, w których nie istnieje prawdopodobieństwo wystąpienia nieszczelności ze względu na utwardzenie.
(35) Urządzenie do odzysku oparów można zastąpić urządzeniem do eliminacji oparów (np. przez spalanie), jeżeli odzysk oparów nie jest bezpieczny lub jeżeli jest to technicznie niemożliwe z uwagi na objętość oparów powrotnych.
(36) Wartości godzinowe przy ciągłej pracy wyrażone i zmierzone zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 94/63/WE (Dz.U. L 365 z 31.12.1994, s. 24).
(37) Niższe wartości można osiągnąć dzięki zastosowaniu dwuetapowych systemów hybrydowych. Wyższe wartości można osiągnąć stosując absorpcję jednoetapową lub system membranowy.
(38) Monitorowanie benzenu może nie być konieczne, w przypadku gdy poziom emisji NMLZO osiąga niższe wartości zakresu.
(39) Technika może nie mieć zastosowania do wydzielonych rafinerii olejów smarów i asfaltów, w przypadku których ilość uwalnianych związków siarki wynosi poniżej 1 t/dobę.
(40) Skuteczność odzysku siarki oblicza się dla całego ciągu operacji oczyszczania (w tym na etapie instalacji odzysku siarki oraz instalacji oczyszczania gazów resztkowych) jako frakcję zawartości siarki w surowcu zasilającym, jaką odzyskano w strumieniu siarki skierowanego do studzienek zbiorczych.
Jeżeli stosowana technika nie obejmuje odzysku siarki (np. skruber zasilany wodą morską), wydajność odzysku siarki odnosi się do skuteczności usuwania siarki, wyrażonej jako % siarki usuniętej w całym ciągu operacji oczyszczania.