10 KONKLUZJE DOTYCZĄCE NAJLEPSZYCH DOSTĘPNYCH … LCP PL robocze.pdf · 2016-07-27 · 10...

10 KONKLUZJE DOTYCZĄCE NAJLEPSZYCH DOSTĘPNYCH TECHNIK (BAT)

Numerowanie najlepszych dostępnych technik (BAT) i tabeli

Na potrzeby zachowania przejrzystości, najlepsze dostępne techniki (BAT), tabele oraz wszystkie przypisy

w tabelach zostały ponumerowane zgodnie z kolejnością ustaloną w projekcie dokumentu konsultowanym z

Techniczną Grupą Roboczą.

W dokumencie końcowym, jeżeli z tekstu będzie wynikać, że dana technika BAT lub tabela została

usunięta, odpowiedni tekst zostanie usunięty, a kolejność i numer najlepszych dostępnych technik i tabeli

odpowiednio zmieniona. Powyższe odnosi się także do przypisów.

Zakres

Niniejsze konkluzje BAT odnoszą się do następujących rodzajów działalności, o których mowa w

Załączniku I do Dyrektywy 2010/75/UE:

1.1: Spalanie paliw w instalacjach o całkowitej mocy dostarczonej w paliwie wynoszącej 50 MW

lub więcej, wyłącznie w przypadkach, w których taka działalność ma miejsce w obiektach

energetycznego spalania o całkowitej mocy dostarczonej w paliwie wynoszącej 50 MW lub więcej.

1.4: Zgazowanie węgla lub innych paliw w instalacjach o całkowitej nominalnej mocy dostarczonej

w paliwie wynoszącej 20 MW lub więcej, wyłącznie w przypadkach, w których taka działalność

jest bezpośrednio związana z procesem spalania.

5.2: Unieszkodliwianie lub odzysk odpadów w spalarniach odpadów lub we współspalarniach

odpadów w odniesieniu do odpadów innych niż niebezpieczne, o wydajności przekraczającej 3

tony na godzinę, lub odpadów niebezpiecznych, o wydajności przekraczającej 10 ton dziennie,

wyłącznie w przypadkach, w których taka działalność ma miejsce w obiektach energetycznego

spalania, o których mowa w pkt. 1.1 powyżej.

Niniejsze konkluzje BAT obejmują w szczególności rodzaje działalności poprzedzającej i następczej,

związane bezpośrednio z ww. rodzajami działalności, w tym stosowane techniki zapobiegania i kontroli

emisji.

Paliwa uwzględnione w niniejszych konkluzjach BAT to wszystkie palne materiały stałe, płynne oraz/lub

gazowe, w tym:

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

biomasa (zgodnie z definicją podaną w Art. 3, par. 31 Dyrektywy 2010/75/UE)

paliwa płynne (np. ciężki olej opałowy i olej gazowy);

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

paliwa przemysłowe (np. produkty uboczne z sektora chemicznego oraz żelaza i stali);

odpady, za wyjątkiem zmieszanych odpadów komunalnych, zgodnie z definicją podaną w Art. 3,

par. 39 oraz innych odpadów, wymienionych w Art. 42, par. 2, pkt. (a), ppkt. (ii) i (iii) Dyrektywy

2010/75/UE.

Niniejsze konkluzje BAT nie odnoszą się do:

zgazowywania paliw, o ile nie jest ono bezpośrednio powiązane ze spalaniem powstałego gazu

syntetycznego;

zgazowywania paliw i następczego spalania gazu syntetycznego, jeżeli jest to bezpośrednio

związane z rafinacją ropy naftowej i gazu;

działalności poprzedzających i następczych nie związanych bezpośrednio ze spalaniem lub

zgazowywaniem;

spalania w piecach procesowych lub grzejnikach;

spalania w instalacjach dopalania;

spalania w pochodniach;

spalania w kotłach odzysknicowych oraz palnikach redukujących całkowitą zawartość siarki w

instalacjach do produkcji masy celulozowej; te rodzaje działalności zostały zawarte w konkluzjach

BAT odnoszących się do produkcji pulpy drzewnej, papieru lub tektury;

spalania paliw rafineryjnych w rafineriach; te rodzaje działalności są objęte konkluzjami BAT

odnoszącymi się do rafinacji ropy naftowej i gazu ziemnego;

unieszkodliwiania lub odzysku odpadów w:

o spalarniach odpadów (zgodnie z definicją podaną w Art. 3, par. 40 Dyrektywy

2010/75/UE);

o współspalarniach odpadków, w których ponad 40 % powstającego wydzielanego ciepła

pochodzi z odpadów niebezpiecznych;

o współspalarniach odpadów spalających wyłącznie odpady, o ile takie odpady nie składają

się co najmniej częściowo z biomasy, zgodnie z definicją podaną w Art. 3, par. 31, pkt. (b)

Dyrektywy 2010/75/UE;

ww. rodzaje działalności są objęte konkluzjami BAT odnoszącymi się do spalania odpadów.

Pozostałe konkluzje BAT oraz dokumenty referencyjne mające znaczenie dla rodzajów działalności ujętych

w niniejszych konkluzjach BAT są następujące:

Dokument referencyjny Temat

Unieszkodliwianie ścieków i gazów odlotowych w

sektorze chemicznym (CWW)

Systemy unieszkodliwiania/gospodarowania

ściekami i gazami odlotowymi

Aspekty ekonomiczne oraz skutki przenoszenia

zanieczyszczeń pomiędzy komponentami

środowiska (ECM)

Aspekty ekonomiczne oraz skutki przenoszenia

zanieczyszczeń pomiędzy komponentami środowiska

poszczególnych technik

Emisje z magazynowania (EFS) Magazynowanie i postępowanie z paliwami i

dodatkami paliwowymi (zapobieganie

nieplanowanym emisjom, w tym do gleb i wód

gruntowych)

Efektywność energetyczna (ENE) Zintegrowana efektywność energetyczna na

poziomie instalacji oraz efektywność energetyczna w

systemach, procesach, działalności lub sprzęcie

wykorzystujących energię

Przemysłowe systemy chłodzenia (ICS) Pośrednie chłodzenie wodą

Produkcja żelaza i stali (IS) Wstępna obróbka gazów procesowych z produkcji

żelaza i stali

Seria dokumentów referencyjnych BAT dotycząca

substancji chemicznych (LVOC, itp.)

Wstępna obróbka paliw procesowych z sektora

chemicznego

Monitoring emisji do powietrza i wód z instalacji

IED (ROM)

Monitoring emisji do powietrza i wód

Spalanie odpadów (WI) Redukcja zanieczyszczeń ze spalania odpadów

Unieszkodliwianie odpadów (WT) Wstępne procedury przyjmowania odpadów,

obróbka/magazynowanie odpadów

Produkcja pulpy drzewnej, papieru i tektury (PP) Spalanie paliw/odpadów z sektora produkcji pulpy

drzewnej, papieru i tektury

Rafinacja ropy naftowej i gazu (REF) Spalanie paliw procesowych z sektora rafineryjnego

Definicje

Na potrzeby niniejszych konkluzji BAT będą mieć zastosowanie następujące definicje:

Stosowany termin Definicja

Terminy ogólne

Kocioł Każdy obiekt energetycznego spalania za wyjątkiem silników, turbin gazowych i pieców

lub grzejników procesowych.

Turbina gazowa o cyklu

złożonym (CCGT)

CCGT jest obiektem energetycznego spalania, w którym stosowane są dwa cykle

termodynamiczne (np. cykl Braytona i Rankina). W CCGT, ciepło z gazu odlotowego z

turbiny gazowej (działającej w cyklu Braytona i wytwarzającej energię elektryczną) jest

konwertowane na użyteczną energię w generatorze pary z odzyskiem ciepła (GRSG),

stosowaną do wytworzenia pary rozszerzającej się w turbinie parowej (działającej w cyklu

Rankina i wytwarzającej dodatkową energię elektryczną).

Do celów niniejszych konkluzji BAT, CCGT będzie oznaczać konfiguracje z oraz bez

dodatkowego opalania HRSG.

Obiekt energetycznego

spalania

Każde urządzenie techniczne, w którym paliwa są utleniane w celu wykorzystania

wytworzonego w ten sposób ciepła. Do celów niniejszych konkluzji BAT, obiekt złożony z:

dwóch lub większej liczby odrębnych obiektów energetycznego spalania

odprowadzane są przez wspólny komin, lub

dwóch lub większej liczby oddzielnych obiektów energetycznego spalania,

którym po raz pierwszy udzielono pozwolenia w dniu 1 lipca 1987 r. lub po tym

dniu, lub których operatorzy złożyli kompletny wniosek o udzielenie takiego

pozwolenia w tym dniu lub po tym dniu, instalowane są w taki sposób, że

uwzględniając parametry techniczne i współczynniki ekonomiczne, ich gazy

odlotowe mogłyby być zgodnie z oceną właściwego organu odprowadzane przez

wspólny komin,

uważa się za pojedynczy obiekt energetycznego spalania.

W celu wyliczenia całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie takiego połączenia,

dodane się wszystkie moce poszczególnych obiektów energetycznego spalania o nominalnej

mocy dostarczonej w paliwie co najmniej 15 MW.

Jednostka

energetycznego spalania

Pojedynczy obiekt energetycznego spalania

Pomiar ciągły Pomiar wykonany z użyciem automatycznego systemu pomiarowego zainstalowanego na

stałe na obiekcie.

Wypływ bezpośredni Wypływ (do zbiornika wodnego) w punkcie, w którym emisja jest uwalniana z instalacji

bez dalszego oczyszczania.

Obiekt istniejący Obiekt energetycznego spalania niebędący nowym obiektem.

Jednostka istniejąca Jednostka energetycznego spalania niebędąca nową jednostką.

Istniejący system

odsiarczania gazów

odlotowych (FGD)

System odsiarczania gazów odlotowych (FGD) niebędący nowym systemem FGD.

System odsiarczania

gazów odlotowych

(FGD)

System złożony z jednej lub połączenia kilku technik redukcji, której (których) celem jest

redukcja poziomu SOx emitowanych przez obiekt energetycznego spalania.

Olej napędowy Ropopochodne paliwo ciekłe, z wyjątkiem paliwa żeglugowego, 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 ropopochodne paliwo ciekłe, z wyjątkiem paliwa żeglugowego, którego mniej niż 65%

objętości (w tym straty) destyluje w temperaturze 250°C i którego co najmniej 85%

objętości (w tym straty) destyluje w temperaturze 350oC, przy użyciu metody ASTM D86.

Ciężki olej opałowy

(HFO)

Ropopochodne paliwo ciekłe, z wyjątkiem paliwa żeglugowego, wchodzące w zakres

kodów CN 2710 19 51 – 2710 19 68, 2710 20 31, 2710 20 35 lub 2710 20 39.

Lub ropopochodne paliwo ciekłe, inne niż olej napędowy zdefiniowany w lit. b) i inne niż

paliwa żeglugowe zdefiniowane w lit. c), d) i e), które, z powodu ograniczeń jego destylacji,

zalicza się do kategorii ciężkich olejów przeznaczonych do użycia jako paliwo, i którego

mniej niż 65 % objętości (w tym straty) destyluje w temperaturze 250 °C metodą 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

i IGCC)

Stosunek pomiędzy wydajnością elektryczną netto (elektrycznością wyprodukowaną po

stronie wysokiego napięcia głównego transformatora pomniejszoną o energię importowaną

– np. na potrzeby systemów pomocniczych) oraz dostarczoną energią z paliw/wsadu

(rozumianą jako wartość opałowa paliwa/wsadu) w jednostce energetycznego spalania w

danym okresie czasu.


Sprawność mechaniczna

netto

Stosunek pomiędzy mocą mechaniczną w punkcie obciążenia sprzęgu oraz mocą cieplną

dostarczaną przez paliwo.

Całkowite zużycie

paliwa netto (jednostka


i IGCC)

Stosunek pomiędzy wyprodukowaną energią netto (elektrycznością, gorącą wodą, parą,

energią mechaniczną pomniejszoną o zaimportowaną energię elektryczną oraz/lub cieplną

(np. na potrzeby systemów pomocniczych) oraz dostarczoną energią z paliw (rozumianą

jako wartość opałowa paliwa/wsadu) w jednostce energetycznego spalania w danym okresie

czasu.

Całkowite zużycie

paliwa netto (jednostka

zgazowywania)

Stosunek pomiędzy wyprodukowaną energią netto (elektrycznością, gorącą wodą, parą,

energią mechaniczną oraz gazem syntetycznym (jako wartością opałową gazu

syntetycznego) pomniejszoną o zaimportowaną energię elektryczną oraz/lub cieplną (np.

oraz dostarczoną energią z paliw (rozumianą jako wartość opałowa paliwa/wsadu) w

jednostce energetycznego spalania w danym okresie czasu.

Nowy zakład


Obiekt energetycznego spalania, po raz pierwszy dopuszczony do eksploatacji na terenie

zakładu po opublikowaniu niniejszych konkluzji dotyczących BAT lub całkowicie nowy

obiekt posadowiony na istniejących fundamentach po opublikowaniu niniejszych konkluzji

dotyczących BAT

Nowa jednostka


Jednostka energetycznego spalania 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

Nowy system

odsiarczania gazów

odlotowych (FGD)

System odsiarczania gazów odlotowych (FGD) w nowym obiekcie energetycznego spalania

lub system FGD obejmujący co najmniej jedną wdrożoną technikę redukcji lub całkowicie

wymieniony w istniejącym obiekcie energetycznego spalania po opublikowaniu niniejszych

konkluzji BAT.

Czas pracy Czas, wyrażony w godzinach, w trakcie którego obiekt energetycznego spalania, w całości

lub w części, działa i uwalnia emisje do powietrza, za wyjątkiem okresów rozruchu i

wyłączenia.

Pomiar okresowy Oznaczenie wielkości mierzonej (określonej wielkości poddanej pomiarowi) w określonych

okresach czasu.

Obiekt wtórnego spalania System zaprojektowany do oczyszczania gazów odlotowych w drodze spalania, nie

działający jako niezależny obiekt energetycznego spalania, w rodzaju instalacji utleniania

termicznego (np. instalacji spalania gazu odlotowego), wykorzystywany do usuwania

substancji zanieczyszczającej(ych) (np. VOC) z gazów odlotowych z lub bez odzysku

wygenerowanego ciepła. Techniki stopniowanego spalania, w których każdy etap spalania

odbywa się w osobnej komorze, o odmiennej charakterystyce procesu spalania (np.

stosunku paliwa do powietrza, profilu temperaturowym), są uznawane za zintegrowane w

procesie spalania i nie są traktowane jako obiekty wtórnego spalania. Podobnie, jeżeli gazy

wytworzone w piecu lub grzejniku procesowym lub w innym procesie spalania są kolejno

utleniane w osobnym obiekcie spalania energetycznego w celu odzyskania wartości

energetycznej (z lub bez użycia paliwa dodatkowego) do produkcji elektryczności, pary,

gorącej wody/oleju lub energii mechanicznej, takiego obiektu nie uznaje się za obiekt

wtórnego spalania.

System monitorowania

przewidywalnych emisji

(PEMS)

System stosowany do oznaczania stężenia emisji substancji zanieczyszczającej ze źródła

emisji w sposób ciągły, w odniesieniu do szeregu charakterystycznych, stale

monitorowanych parametrów procesu (np. zużycia gazu paliwowego, stosunku powietrza

do paliwa) oraz danych dotyczących jakości paliwa lub wsadu (np. zawartości siarki).

Paliwa procesowe z

sektora chemicznego

Gazowe oraz/lub płynne produkty uboczne wytwarzane przez przemysł (petro-)chemiczny i

stosowane jako paliwa niekomercyjne w obiektach energetycznego spalania.

Piece lub grzejniki

procesowe

Piece lub grzejniki procesowe to:

obiekty energetycznego spalania, których gazy odlotowe są wykorzystywane do obróbki

cieplnej obiektów lub materiału wsadowego poprzez bezpośredni mechanizm grzewczy (np.

piece cementowe i wapienniki, piece szklarskie, asfaltowe, proces suszenia, reaktory

stosowane w przemyśle (petro-)chemicznym), lub

obiekty energetycznego spalania, których ciepło promiennikowe i przewodzące jest

przekazywane do obiektów lub materiału wsadowego przez ściany pełne, bez użycia

pośrednich cieczy przenoszących ciepło (np. piece baterii koksowniczych, nagrzewnice

Cowpera, ciepło z pieca lub reaktora do ogrzewania strumienia procesowego w przemyśle

(petro-)chemicznym, np. piece do krakingu parowego, grzejniki procesowe stosowane do

ponownego zgazowywania lub skroplony gaz ziemny (LNG) w terminalach LNG).


W efekcie stosowania dobrych praktyk odzysku energii, grzejniki/piece procesowe mogą

posiadać powiązany system produkcji pary/energii elektrycznej. Jest to uznawane za

integralną cechę projektową takiego pieca/grzejnika nieanalizowaną osobno.

Paliwa rafineryjne Stałe, płynne lub gazowe materiały palne z etapu destylacji i konwersji w procesie

rafinacji ropy naftowej. Przykładowe paliwa to rafineryjny gaz paliwowy (RFG), gaz

syntetyczny, oleje rafineryjne i koks benzynowy.

Pozostałości Substancje lub obiekty wytworzone w ramach działalności objętych zakresem niniejszego

dokumentu, jako odpady lub produkty uboczne

Okres rozruchu i

wyłączenia

Okres działania obiektu, określony zgodnie z przepisami Decyzji wykonawczej Komisji z

dnia 7 maja 2012 r. dotyczącej określania okresów rozruchu i wyłączenia do celów

dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE w sprawie emisji

przemysłowych.

Zatwierdzona

(średnia godzinna) Średnią godzinną uznaje się za zatwierdzoną, jeżeli nie dojdzie do czynności

konserwacyjnych lub niesprawności automatycznego systemu pomiarowego.

Substancje zanieczyszczające / parametry

As Suma aresenu i jego związków, wyrażona jako As

CH4 Metan

C3 Węglowodory o liczbie atomów węgla równej 3

C4+ Węglowodory o liczbie atomów węgla równej 4 i wyższej

CO Tlenek węgla

COD Chemiczne zapotrzebowanie na tlen. Ilość tlenu niezbędna do całkowitego utlenienia

materii organicznej do dwutlenku węgla

COS Siarczek karbonylu

Cd Suma kadmu i jego związków, wyrażona jako Cd

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

Cr Suma chromu i jego związków, wyrażona jako Cr

Cu Suma miedzi i jej związków, wyrażona jako Cu

Pył Całkowita materia organiczna (w powietrzu)

Fluor Fluor rozpuszczony, wyrażony jako F

HCN Cyjanowodór

HCl Wszystkie nieorganiczne związki chloru w postaci gazowej, wyrażone jako HCl

HF Wszystkie nieorganiczne związki fluoru w postaci gazowej, wyrażone jako HF

Hg Suma rtęci i jej związków, wyrażona jako Hg

H2S Siarkowodór

NH3 Amoniak

N2O Podtlenek azotu NOX Suma tlenku azotu (NO) i dwutlenku azotu (NO2), wyrażona jako NO2

Ni Suma niklu i jego związków, wyrażona jako Ni

Pb Suma ołowiu i jego związków, wyrażona jako Pb

PCDD/F Polichlorowane dibenzo-p-dioksyny i furany

CG Stężenie surowe w gazie odlotowym. Stężenie SO2 w surowym gazie odlotowym

wyrażone jako średnia roczna (w warunkach normalnych określonych w Informacjach

ogólnych) na wlocie do systemu redukcji SOX, wyrażone jako referencyjna zawartość

tlenu 6 vol-% O2

Siarczek, łatwo

uwalniany Suma rozpuszczonego siarczku oraz nierozpuszczonych siarczków łatwo uwalnianych po

zakwaszeniu, wyrażona jako S2-

SOX Suma dwutlenku siarki (SO2) oraz trójtlenku siarki (SO3), wyrażona jako SO2

SO2 Dwutlenek siarki

SO3 Trójtlenek siarki

Siarczyn Rozpuszczony siarczyn, wyrażony jako SO32-

Siarczan Rozpuszczony siarczan, wyrażony jako SO4 -

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

TOC Całkowity węgiel organiczny, wyrażony jako C (w wodzie)

TSS Zawiesina ogólna. Stężenie masowe całej zawiesiny ogólnej (w wodzie), mierzone za

pomocą filtracji przez filtry z włókna szklanego i metodą grawimetryczną


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

powietrzu)

Zn Suma cynku i jego związków, wyrażona jako Zn

Akronimy

Do celów niniejszych konkluzji BAT mają zastosowanie następujące akronimy:

Akronim Definicja

CCGT Turbina gazowa o cyklu złożonym, z lub bez dodatkowego opalania

CHP Połączony system cieplny i energii elektrycznej

COG Gaz koksowniczy

DLN Palniki suche z niską emisją NOX

DSI Iniekcja kanałowa sorbentu

ESP Elektrofiltr

FBC Spalanie w łożu fluidalnym

FGD Odsiarczanie gazu odlotowego

HFO Ciężki olej napędowy

IGCC Technologia bloku gazowo-parowego z zintegrowanym zgazowaniem paliwa

LHV Wartość opałowa

LNB Palniki z niską emisją NOX

OCGT Turbina gazowa o cyklu otwartym

PC Spalanie materiału sproszkowanego

PEMS System monitorowania przewidywalnych emisji

SCR Selektywna redukcja katalityczna

SDA Absorbent pylisty

SNCR Selektywna redukcja niekatalityczna

Informacje ogólne

Najlepsze dostępne techniki

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..

Poziomy emisji związane z najlepszymi dostępnymi technikami (BAT-AEL)

Poziomy emisji związane z najlepszymi dostępnymi technikami (BAT-AEL) określone w niniejszych

konkluzjach BAT nie mają zastosowania do turbin opalanych paliwami ciekłymi i gazem oraz silników

awaryjnych pracujących poniżej 500 h./r, jeżeli takie zastosowanie awaryjne nie jest kompatybilne z

zastosowaniem BAT.

BAT-AEL dla emisji do powietrza

Poziomy emisji związane z najlepszymi dostępnymi technikami (BAT–AEL) dla emisji do powietrza,

podane w niniejszych konkluzjach 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 i są wyrażane w jednostkach: mg/Nm3, µg/Nm3 lub ng I-

TEQ/Nm3.

Warunki dotyczące monitoringu związanego z BAT-AEL dla emisji do powietrza opisano w BAT 3 ter.

Warunki referencyjne dla poziomu tlenu stosowanego do określenia BAT-AEL w niniejszym dokumencie

przedstawiono w tabeli poniżej.

Rodzaj działalności Referencyjny poziom tlenu (OR)

Spalanie paliw stałych 6 vol-%

Spalanie paliw stałych w połączeniu z paliwami

ciekłymi oraz/lub gazowymi

Współspalanie odpadów

Spalanie paliw ciekłych oraz/lub gazowych,

jeżeli nie odbywa się ono w turbinie gazowej lub

silniku

3 vol-%

Spalanie paliw ciekłych oraz/lub gazowych,

jeżeli odbywa się ono w turbinie gazowej lub

silniku

15 vol-%

Spalanie w obiektach IGCC

Poniżej przedstawiono wzór na obliczanie stężenia emisji przy referencyjnym poziomie tlenu:

gdzie

ER = stężenie emisji odniesione do referencyjnego poziomu tlenu OR;

OR = referencyjny poziom tlenu wyrażony w vol-%;

EM = mierzone stężenie emisji;

OM = mierzony poziom tlenu wyrażony w vol-%.

Do okresów uśredniania mają zastosowanie następujące definicje:

Okres uśredniania Definicja

Średnia dzienna Średnia z okresu 24 godzin zatwierdzonych średnich godzinnych uzyskana w

drodze pomiarów ciągłych

Średnia roczna Średnia z okresu jednego roku zatwierdzonych średnich godzinnych uzyskana w

drodze pomiarów ciągłych

Średnia z okresu pobierania prób Wartość średnia z trzech kolejnym pomiarów o długości co najmniej 30 minut

każdy (1)

Średnia z próbek uzyskanych w

okresie jednego roku

Średnia wartości uzyskanych w okresie jednego roku pomiarów okresowych

wykonywanych z częstotliwością monitorowania ustaloną dla każdego parametru

(1) Dla każdego parametru, gdzie, z powodu ograniczeń w pobieraniu prób lub analitycznych, pomiar 30-minutowy nie ma zastosowania, stosuje się odpowiedni okres pobierania prób.

BAT-AEL dla emisji do wód

Odpowiadające najlepszym dostępnym technikom poziomy emisji (BAT–AEL) dla emisji do wody, podane

w niniejszych konkluzjach dotyczących BAT, odnoszą się do wartości stężeń jako masy wyemitowanych

substancji na ilość wody, wyrażonych w μg/l, mg/l, or g/l. BAT-AEL odnoszą się do prób pobranych

podczas 24-godzinnego okresu pobierania jako prób złożonych proporcjonalnych do przepływu.

Monitoring związany z BAT-AEL dla emisji do wód opisano w BAT 3 quater.

Poziomy efektywności energetycznej związane z najlepszymi dostępnymi technikami (BAT-AEL)

Poziom efektywności energetycznej związany z najlepszymi dostępnymi technikami (BAT-AEL) odnosi się

do współczynnika pomiędzy energią uzyskaną netto a energią doprowadzoną z paliwa/wsadu jednostki

energetycznego spalania dla bieżącej konstrukcji jednostki. Energię uzyskana netto określa się dla spalania,

zgazowywania lub jednostki IGCC, w tym systemów pomocniczych (np. systemów oczyszczania gazu

odlotowego) oraz dla jednostki eksploatowanej w pełnym obciążeniu.

W przypadku połączonych obiektów ciepła i energii elektrycznej (CHP):

BAT-AEL dla całkowitego wykorzystania paliwa netto odnoszą się do jednostki energetycznego

spalania eksploatowanej w pełnym obciążeniu i wyregulowanej w sposób pozwalający na

maksymalizację w pierwszej kolejności dostaw ciepła, a w drugiej na produkcję energii

elektrycznej;

BAT-AEL dla całkowitej wydajności elektrycznej odnoszą się do jednostki energetycznego

spalania wytwarzającej wyłącznie energię elektryczną przy pełnym obciążeniu.

Klasyfikacja obiektów/jednostek energetycznego spalania wg całkowitej mocy dostarczonej w paliwie

Na potrzeby niniejszych konkluzji BAT, w przypadku wskazania przedziału wartości dla całkowitej mocy

dostarczonej paliwie, będzie on rozumiany jako „równy lub większy od dolnej granicy przedziału oraz

niższy niż górna granica przedziału”. Przykładowo, obiekt o kategorii 100 – 300 MWth będzie rozumiany

jako: obiekt energetycznego spalania o całkowitej mocy dostarczonej w paliwie równej lub większej niż 100

MW oraz niższej niż 300 MW.

Jeżeli część obiektu energetycznego spalania uwalniająca gazy odlotowe przez jeden lub większą liczbę

osobnych kanałów w ramach wspólnego komina jest eksploatowana przez okres nieprzekraczający 1500 g/r,

taka część obiektu może być analizowana osobno na potrzeby niniejszych konkluzji BAT. Dla wszystkich

części obiektu, BAT-AEL mają zastosowanie do całkowitej mocy dostarczonej w paliwie na obiekcie. W

takich przypadkach, emisje z każdego kanału są monitorowane osobno.

10.1 Ogólne konkluzje dotyczące BAT

Oprócz ogólnych konkluzji dotyczących BAT, o których mowa w niniejszej sekcji, zastosowanie mają

konkluzje dotyczące BAT zawarte w sekcjach 0 – 10.7.

10.1.1 Systemy zarządzania środowiskiem:

BAT 1. Aby poprawić ogólne efekty działalności środowiskowej, w ramach BAT należy wdrożyć

system zarządzania środowiskiem zawierający w sobie wszystkie następujące cechy i go przestrzegać:

i. zaangażowanie kierownictwa, w tym kadry kierowniczej wyższego szczebla;

ii. określenie polityki ochrony środowiska, która obejmuje ciągłe doskonalenie instalacji przez

kierownictwo;

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) skutecznej kontroli procesu

(g) planowanych regularnych programów utrzymaniowych

(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. też raport referencyjny w sprawie monitoringu

emisji do powietrza i wód - ROM)

(b) działań korygujących 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 środowiskiem przeprowadzony przez ścisłe kierownictwo pod kątem

stałej przydatności systemu, jego prawidłowości i skuteczności;

vii. podążanie za rozwojem czystszych technologii;

viii. uwzględnianie na etapie projektowania nowego obiektu i przez cały okres jego eksploatacji skutków

dla środowiska wynikających z ostatecznego wycofania instalacji z eksploatacji, w tym;

(a) unikania konstrukcji podziemnych;

(b) włączenia cech ułatwiających demontaż

(c) wybór łatwo odkażalnych wykończeń powierzchniowych

(d) stosowania konfiguracji sprzętu minimalizujących akumulację substancji

chemicznych oraz ułatwiających odprowadzanie lub czyszczenie

(e) projektowanie elastycznego, jednomodułowego sprzętu umożliwiającego

etapowe zamykanie

(f) stosowanie materiałów biodegradowalnych i odzyskiwalnych, gdzie jest to

możliwe;

ix. regularne stosowanie sektorowej analizy porównawczej.

W odniesieniu do sektora należy także rozpatrzeć następujące cechy systemu zarządzania środowiskiem

opisane, w odpowiednich miejscach, w mających zastosowanie BAT:

x. programy zapewniania jakości/kontroli jakości gwarantujące pełne określenie i kontrolę

charakterystyki wszystkich paliw (patrz BAT 5);

xi. plan zarządzania mający na celu redukcję emisji do powietrza oraz/lub wód w warunkach innych,

niż normalne warunki eksploatacji, w tym w okresach rozruchu i wyłączenia (patrz BAT 6 i BAT 6

bis)

xii. plan gospodarki odpadami zapewniający, że nie dochodzi do produkcji odpadów, odpady są

przygotowane do ponownego wykorzystania, recyklowane lub odzyskiwane w inny sposób, w tym z

wykorzystaniem technik opisanych w BAT 13;

xiii. system zarządzania środowiskiem i bezpieczeństwem służący identyfikacji i postępowaniu z

potencjalnymi niekontrolowanymi oraz/lub nieplanowanymi emisjami do środowiska, w

szczególności:

(a) emisjami do gleb i wód gruntowych z transportu i magazynowania paliw,

dodatków, produktów ubocznych i odpadów

(b) emisjami związanymi z samonagrzewaniem oraz/lub samozapłonem paliw w

ramach transportu i magazynowania;

xiv. plan zarządzania pyłami zapobiegający, lub gdy nie jest to możliwe, redukujący emisje rozproszone z

załadunku, rozładunku, magazynowania oraz/lub transportu paliw, pozostałości lub dodatków;

xv. plan zarządzania hałasem, w przypadku prawdopodobieństwa lub utrzymujących się uciążliwości

związanych z hałasem dla receptorów wrażliwych, obejmujący;

(a) protokół z przeprowadzenia monitoringu hałasu w granicach obiektu

(b) program redukcji hałasu

(c) protokół reakcji na incydenty związane z hałasem, zawierający odpowiednie

działania i ramy czasowe

(d) przegląd incydentów związanych z hałasem z przeszłości, podjęcie działań

naprawczych i przekazanie informacji o incydencie związanym z hałasem

stronom zainteresowanym;

xvi. dla spalania, zgazowywania lub współspalania substancji złowonnych, plan zarządzania zapachami,

zawierający:

(a) protokół z przeprowadzenia monitoringu zapachów

(b) w razie potrzeby, program eliminacji zapachów, identyfikujący i eliminujący lub

zmniejszający emisje zapachów

(c) protokół reakcji na incydenty związane z zapachem, zawierający odpowiednie

działania i ramy czasowe

(d) przegląd incydentów związanych z zapachem z przeszłości, podjęcie działań

naprawczych i przekazanie informacji o incydencie związanym z zapachem

stronom zainteresowanym.

Jeżeli ocena wykaże, że którykolwiek z elementów wymienionych w pkt. x – xvi jest zbędny, dokonuje się

odpowiedniego zapisu decyzyjnego wraz z podaniem przyczyn.

Możliwość zastosowania

Zakres (np. stopień szczegółowości) i charakter EMS (np. standardowy lub niestandardowy) zależy zwykle

od charakteru, skali i złożoności instalacji oraz zakresu potencjalnego oddziaływania na środowisko tej

instalacji.

10.1.2 Monitoring

BAT 2. Usunięta

BAT 3. Celem BAT jest określenie efektywności elektrycznej netto oraz/lub całkowitego

wykorzystania paliw netto oraz/lub efektywności energii mechanicznej netto procesu zgazowywania,

IGCC oraz/lub jednostek energetycznego spalania poprzez przeprowadzenie testów efektywności przy

pełnym obciążeniu (1), zgodnie z normami EN, po odebraniu jednostki oraz po każdej zmianie, które

mogłaby mieć istotny wpływ na efektywność elektryczną netto oraz/lub całkowite wykorzystanie paliw

netto oraz/lub efektywność energii mechanicznej netto jednostki. W przypadku braku norm EN,

najlepszą dostępną techniką jest zastosowanie norm ISO, krajowych lub innych norm

międzynarodowych zapewniających dostarczenie danych o równoważnej jakości naukowej.

(!) W przypadku jednostek CHP, jeżeli test efektywności nie może być przeprowadzony w jednostce

eksploatowanej przy pełnym obciążeniu dla dostaw ciepła z przyczyn technicznych, test można uzupełnić

lub zastąpić obliczeniami z wykorzystaniem parametrów dla pełnego obciążenia.

BAT 3 bis. Celem BAT jest monitorowanie kluczowych parametrów procesów mających zastosowanie

do emisji do powietrza i wód, w tym podanych poniżej.

Strumień Parametr(y) Monitoring

Gaz odlotowy Natężenie przepływu Oznaczanie okresowe lub ciągłe

Zawartość tlenu, temperatura i ciśnienie Pomiar okresowy lub ciągły

Zawartość pary wodnej (1)

Ścieki z oczyszczania gazu

odlotowego

Natężenie przepływu, pH i temperatura Pomiar ciągły

(') Pomiar ciągły zawartości pary wodnej w gazie odlotowym jest zbędny w przypadkach, w których próbkowany gaz

odlotowy jest suszony przed przeprowadzeniem analizy

BAT 3 ter. Celem BAT jest monitoring emisji do powietrza co najmniej z częstotliwością podaną

poniżej oraz zgodnie z normami EN. W przypadku braku norm EN, najlepszą dostępną techniką jest

zastosowanie norm ISO, krajowych lub innych norm międzynarodowych zapewniających

dostarczenie danych o równoważnej jakości naukowej.

Substancja/

Parametr

Paliwo/Proces/Rodzaj

obiektu energetycznego

spalania

Całkowita moc

dostarczona w

paliwie obiektu

energetycznego

spalania

Norma(y)

(1) Minimalna

częstotliwość

monitoringu (1bis)

Monitoring

powiązany z

NH3 • Przy stosowaniu SCR

oraz/lub SNCR

Wszystkie

wielkości Normy

generyczne EN

Ciągła BAT 4 bis

NOX • Węgiel kamienny

oraz/lub brunatny, w tym

współspalanie odpadów

• Biomasa stała oraz/lub

torf, w tym


• kotły i silniki na HFO

oraz/lub gaz lub olej

• Turbiny gazowe, olejowe

• Kotły, silniki i turbiny na

gaz ziemny

• Gazy procesowe z

przetwórstwa żelaza i

stali

• Paliwa procesowe z

przemysłu chemicznego

• Obiekty IGCC

Wszystkie

wielkości Normy

generyczne EN Ciągła

(2) (4)

BAT 19,

BAT 26,

BAT 32,

BAT 36,

BAT 41,

BAT 46,

BAT 47,

BAT 48,

BAT 52,

BAT 53,

BAT 65,

BAT 74,

BAT 75,

BAT 83

• Obiekty energetycznego

spalania na morskich

platformach wiertniczych

Wszystkie

wielkości

EN 14792 Raz do roku (5) BAT 60

• Węgiel kamienny oraz/lub

brunatny w kotłach

obrotowych z łożem

fluidalnym

N20 • Biomasa stała oraz/lub

torf w kotłach obrotowych z

łożem fluidalnym

Wszystkie

wielkości

EN 21258 Raz do roku

(6bis) BAT 19,

BAT 26

CO • Węgiel kamienny

oraz/lub brunatny, w tym



torf, w tym






gaz ziemny


przetwórstwa żelaza i

stali



Wszystkie

wielkości Normy

generyczne EN

Ciągła

(2) (4) BAT 19,

BAT 26,

BAT 32,

BAT 37,

BAT 42,

BAT 49,

BAT 54,

BAT 65,

BAT 74,

BAT 75,

BAT 83

Substancja/

Parametr



spalania

Całkowita moc

dostarczona w

paliwie obiektu

energetycznego

spalania

Norma(y)

(1) Minimalna

częstotliwość

monitoringu (1bis)

Monitoring

powiązany z

• Obiekty IGCC

• Obiekty energetycznego

spalania na morskich

platformach wiertniczych

Wszystkie

wielkości



brunatny, w tym



torf, w tym współspalanie

odpadów





gaz ziemny


przetwórstwa żelaza i stali



• Obiekty IGCC

Wszystkie

wielkości Normy

generyczne EN

i

EN 14791

Ciągła

(2) (2ter) (14) BAT 21,

BAT 28,

BAT 33,

BAT 38,

BAT 43,

BAT 56,

BAT 66,

BAT 76,

BAT 77,

BAT 84,

S03 • W przypadku stosowania

SCR

Wszystkie

wielkości Brak dostępnej

normy EN

Raz do roku —

Chlorki w

postaci

gazowej,

wyrażone jako

HCl

• Węgiel kamienny

oraz/lub brunatny

• Paliwa procesowe z kotłów

z przemysłu chemicznego

Wszystkie

wielkości

EN 1911 Raz na trzy

miesiące

(2) (8) (15)

BAT 21,

BAT 66

• Biomasa stała oraz/lub torf Wszystkie

wielkości Normy

generyczne EN

Ciągła

(2bis) (9)

BAT 28

• Współspalanie odpadów Wszystkie

wielkości

Normy

generyczne EN

Ciągła

(9) (2) BAT 76,

BAT 77

Węgiel kamienny oraz/lub

brunatny

Paliwa procesowe z kotłów


Wszystkie

wielkości

Brak dostępnej

normy EN BAT 21,

BAT 66

HF

Raz na trzy

miesiące

(2) (8) (15)


wielkości Brak dostępnej

normy EN

Raz do roku BAT 28

• Współspalanie odpadów Wszystkie

wielkości

Normy

generyczne EN

Ciągła BAT 76, BAT

77


brunatny

• Biomasa stała oraz/lub torf




przetwórstwa żelaza i stali

• Paliwa procesowe z kotłów


• Obiekty IGCC

• Silniki na HF0 oraz/lub

gaz i olej

Wszystkie

wielkości Normy

generyczne EN

i

Ciągła BAT 22,

BAT 29,

BAT 34,

BAT 39,

BAT 43,

BAT 58,

BAT 67,

BAT 85

Pył

EN 13284-1

oraz

EN 13284-2

(2)(16)

Substancja/

Parametr



spalania

Całkowita moc

dostarczona w

paliwie obiektu

energetycznego

spalania

Norma(y)

(1) Minimalna

częstotliwość

monitoringu (1bis)

Monitoring

powiązany z


Współspalanie odpadów Wszystkie

wielkości

Normy

generyczne EN

i

EN 13284-2

Ciągła BAT 78,

BAT 79

Metale i

metaloidy poza

siarką

(As, Cd, Co,

Cr, Cu, Mn, Ni,

Pb, Sb, Se, Tl,

V, Zn)


brunatny

• Biomasa stała oraz/lub torf

• Kotły i silniki na HFO


Wszystkie

wielkości

EN 14385 Raz do roku BAT 22,

BAT 29,

BAT 34,

BAT 39

• Współspalanie odpadów < 300 MWth EN 14385 Raz na sześć

miesięcy

BAT 78,

BAT 79

> 300 MWth EN 14385 Raz na trzy

miesiące

(7) (8)

• Obiekty IGCC > 100 MWth EN 14385 Raz do roku BAT 85

Hg • Węgiel kamienny oraz/lub

brunatny, w tym


< 300 MWth EN 13211 Raz na trzy

miesiące

(8) (18)

BAT 23

> 300 MWth Normy

generyczne EN

i

EN 14884

Ciągła

(9) (9bis)


wielkości


• Współspalanie odpadów z

biomasa stała oraz/lub

torfem

Wszystkie

wielkości

EN 13211 Raz na trzy

miesiące

(8)

BAT 80

• Obiekty IGCC > 100 MWth EN 13211 Raz do roku (13) BAT 85

TVOC Kotły i silniki na HFO



kotłów z przemysłu

chemicznego

Wszystkie

wielkości

EN 12619 Raz na sześć

miesięcy (8)

BAT 37,

BAT 69

• Współspalanie odpadów z

węglem kamiennym,

brunatnym, biomasą stałą

ora/lub torfem

Wszystkie

wielkości

Normy

generyczne EN

Ciągła BAT 81

Formaldehyd • Gaz ziemny w

zapłonowych i

dwupaliwowych silnikach

na mieszankę ubogą

Wszystkie

wielkości

Brak dostępnej

normy EN

Raz do roku BAT 50

CH4 • Silniki na gaz ziemny Wszystkie

wielkości

EN ISO 25139 Raz do roku

(6) BAT 50

PCDD/F • Paliwa procesowe z kotłów


• Współspalanie odpadów

Wszystkie

wielkości

EN 1948-1, EN

1948-2,

EN 1948-3

Raz na sześć

miesięcy (8) (12)

BAT 69,

BAT 81

(1) Normy generyczne EN dla pomiarów ciągłych to EN 15267-1, EN 15267-2, EN 15267-3 oraz EN 14181. Normy

EN dla pomiarów okresowych podano w tabeli.

(1bis) Częstotliwość monitoringu nie ma zastosowania, gdy wyłącznym celem eksploatacji obiektu jest pomiar emisji.

Substancja/

Parametr



spalania

Całkowita moc

dostarczona w

paliwie obiektu

energetycznego

spalania

Norma(y)

(1) Minimalna

częstotliwość

monitoringu (1bis)

Monitoring

powiązany z

(2) W przypadku obiektów o mocy dostarczonej w paliwie < 100 MW eksploatowanych < 1500 g/r, minimalna częstotliwość

monitoringu może wynosić co najmniej raz na sześć miesięcy. W przypadku turbin gazowych monitoring okresowy prowadzony jest

dla obciążenia obiektu energetycznego spalania > 70 %. W przypadku współspalania odpadów z węglem kamiennym, brunatnym,

biomasą stałą oraz/lub torfem, częstotliwość monitoringu musi uwzględniać przepisy Części 6 Załącznika VI do Dyrektywy IED.

(2bis) W przypadku obiektów o mocy dostarczonej w paliwie 100 MW eksploatowanych < 500 g/r, minimalna częstotliwość

monitoringu może wynosić co najmniej raz na rok. W przypadku obiektów o mocy dostarczonej w paliwie 100 MW eksploatowanych

w przedziale pomiędzy 500 g/r < 1500 g/r, minimalna częstotliwość monitoringu może zostać zwiększona do co najmniej raz na sześć

miesięcy. (2ter) Rozwiązaniem alternatywnym dla pomiarów ciągłych w przypadku obiektów spalających olej o znanej zawartości

siarki i bez systemu odsiarczania gazu odlotowego, do oznaczania emisji SO2 mogą być wykorzystywane pomiary okresowe

wykonywane co najmniej raz na trzy miesiące oraz/lub inne procedury zapewniające dostarczanie danych o równoważnej jakości

naukowej.

(3) W przypadku stosowania SCR, minimalna częstotliwość monitoringu może wynosić co najmniej raz do roku, jeżeli poziomy

emisji mają wystarczającą stabilność.

(4) W przypadku stosowania turbin na gaz ziemny o mocy dostarczanej w paliwie < 100 MW eksploatowanych < 1500 g/r, lub w

przypadku istniejących OCGT, można alternatywnie stosować PEMS.

(5) Dozwolone jest alternatywne stosowanie PEMS.

(6) Pomiary są wykonywane dla obiektu eksploatowanego przy obciążeniu > 70 %.

(6bis) Przeprowadzane są dwa rodzaje pomiarów, jeden dla obiektu eksploatowanego przy obciążeniu > 70 %, a drugi dla obciążenia

<7 0 %.

(7) W przypadku obiektów eksploatowanych < 1500 g/r, minimalna częstotliwość monitoringu może wynosić co najmniej raz na sześć

miesięcy.

(8) Jeżeli poziomy emisji są wystarczająco stabilne, dozwolone jest wykonywanie pomiarów okresowych za każdym razem, kiedy

zmiana charakterystyki paliwa oraz/lub odpadów może mieć wpływ na emisję, ale nie rzadziej, niż raz do roku. W przypadku

współspalania odpadów z węglem kamiennym, brunatnym, biomasą stałą oraz/lub torfem, częstotliwość monitoringu musi

uwzględniać przepisy Części 6 Załącznika VI do Dyrektywy IED.

(9) Jeżeli poziomy emisji są wystarczająco stabilne, dozwolone jest wykonywanie pomiarów okresowych za każdym razem, kiedy

zmiana charakterystyki paliwa oraz/lub odpadów może mieć wpływ na emisję, ale nie rzadziej, niż raz na sześć miesięcy.

(9bis) Jako alternatywę do pomiarów ciągłych można stosować ciągłe pobieranie prób połączone z częstą analizą prób zintegrowanych

w czasie, np. standardową metodą monitoringu wykorzystującą pułapkę z sorbentem.

Lista monitorowanych substancji zanieczyszczających praz częstotliwość monitorowania można dostosować po początkowej

charakterystyce paliwa (patrz BAT 5) w oparciu o ocenę odpowiedniości uwolnień substancji zanieczyszczeń (np. stężenie w paliwie,

wdrożony system oczyszczania gazów odlotowych) w emisjach do powietrza, co najmniej jednak za każdym razem, w którym zmiana

charakterystyki paliwa może mieć wpływ na emisje.

(12) W przypadku paliw procesowych z przemysłu chemicznego, monitoring ma zastosowanie jedynie wtedy, gdy paliwa zawierają

substancje chlorowane.

(13) Minimalna częstotliwość monitoringu nie ma zastosowania w przypadku obiektów eksploatowanych < 1500 g/r.

(14) W przypadku paliw procesowych z przemysłu chemicznego, częstotliwość monitorowania można skorygować dla obiektów

< 100 MWth po początkowej charakterystyce paliwa (patrz BAT 5) w oparciu o ocenę odpowiedniości uwolnień substancji

zanieczyszczeń (np. stężenie w paliwie, wdrożony system oczyszczania gazów odlotowych) w emisjach do powietrza, co najmniej

jednak za każdym razem, w którym zmiana charakterystyki paliwa może mieć wpływ na emisje.

(15) W przypadku paliw procesowych z przemysłu chemicznego, częstotliwość monitorowania można skorygować po początkowej

charakterystyce paliwa (patrz BAT 5) w oparciu o ocenę odpowiedniości uwolnień substancji zanieczyszczeń (np. stężenie w paliwie,

wdrożony system oczyszczania gazów odlotowych) w emisjach do powietrza, co najmniej jednak za każdym razem, w którym zmiana

charakterystyki paliwa może mieć wpływ na emisje.

(16) W przypadku obiektów spalających gazy procesowe z przetwórstwa żelaza i stali, minimalna częstotliwość monitorowania

powinna wynosić co najmniej raz na sześć miesięcy, jeżeli poziomy emisji są wystarczająco stabilne.

(17) Jeżeli poziomy emisji są wystarczająco stabilne z powodu niskiej zawartości rtęci w paliwie, dozwolone jest prowadzenie

pomiarów okresowych za każdym razem, gdy zmiana charakterystyki paliwa może mieć wpływ na środowisko.

BAT 3 quater. Celem BAT jest monitoring emisji do wód z oczyszczania gazu odlotowego co najmniej

z częstotliwością podaną poniżej oraz zgodnie z normami EN. W przypadku braku norm EN,

najlepszą dostępną techniką jest zastosowanie norm ISO, krajowych lub innych norm

międzynarodowych zapewniających dostarczenie danych o równoważnej jakości naukowej.

Substancja/ Parametr Norma(y) Minimalna

częstotliwość

monitoringu

Monitoring

powiązany z

Całkowity węgiel organiczny

(TOC) (1)

EN 1484

Chemiczne zapotrzebowanie na

tlen (COD) (1)

Brak dostępnej normy EN

Zawiesina ogólna (TSS) EN 872 Fluor (F-) EN ISO 10304-1 Siarczan (SO4

2-) EN ISO 10304-1

Siarczek, łatwo uwalnialny (S2-) Brak dostępnej normy EN BAT 11

Siarczyn (SO32-) EN ISO 10304-3

As Raz na miesiąc

Cd

Cr Dostępne różne normy EN

Cu (np. EN ISO 11885 lub Metale i Ni EN ISO 17294-2) " metaloidy Pb

Zn

Hg Dostępne różne normy EN (np. EN

ISO 12846 lub EN ISO 17852)

Chlor (Cl-) Dostępne różne normy EN (np. EN

ISO 10304-1 lub EN ISO 15682) —

Azot całkowity EN 12260 —

(1) Monitoring TOC i COD to opcje alternatywne. Monitoring TOC jest opcją preferowaną, ponieważ nie wymaga

użycia silnie toksycznych związków.

10.1.3 Ogólna efektywność środowiskowa i efektywność spalania

BAT 4. W celu poprawy ogólnej efektywności środowiskowej obiektów energetycznego spalania oraz

redukcji emisji do powietrza CO oraz substancji niespalonych, najlepszą dostępną techniką jest

zapewnienie optymalizacji spalania oraz stosowanie odpowiedniej kombinacji technik podanych

powyżej.

a.

Technika Opis Możliwość zastosowania

Mieszanie paliwa Zapewnienie stabilnych warunków

spalania oraz/lub redukcja emisji

substancji zanieczyszczających przez

mieszanie różnych jakości tego samego

rodzaju paliwa

Ogólne zastosowanie

b. Wybór paliwa Wybór lub całkowite lub częściowe

przejście na inny rodzaj/e paliwa o

lepszym profilu środowiskowym (np. o

niższej zawartości siarki oraz/lub rtęci) z

dostępnych paliw, w tym przy rozruchu

lub przy stosowaniu paliw

pomocniczych.

BAT ma zastosowanie z

uwzględnieniem ograniczeń związanych

z ogólną dostępnością różnych,

odpowiednich rodzajów paliw o

lepszym profilu środowiskowym, na co

może mieć wpływ polityka energetyczna

danego Państwa Członkowskiego, lub

zintegrowany bilans paliwa na obiekcie.

Dla istniejących obiektów

energetycznego spalania, rodzaj

wybranego paliwa może ograniczać

konfiguracja i projekt obiektu

c. Zaawansowany system

kontroli Patrz opis w sekcji 10.8 Możliwość zastosowania w starych

obiektach energetycznego spalania

potencjalnie ograniczona koniecznością

modernizacji systemu spalania oraz/lub

systemu kontroli

d. Dobry projekt instalacji

spalania

Dobry projekt pieców, komór spalania,

palników i urządzeń powiązanych

Ogólne zastosowanie do nowych

obiektów energetycznego spalania.

e. Konserwacja systemu spalania Regularne planowane czynności

konserwacyjne zgodnie z zaleceniami

dostawców


BAT 4 bis. W celu zredukowania emisji amoniaku do powietrza z procesu selektywnej redukcji

katalitycznej (SCR) oraz/lub selektywnej redukcji niekatalitycznej (SNCR) na potrzeby redukcji

emisji NOX, najlepszą dostępną techniką jest optymalizacja projektu oraz/lub przebiegu procesu SCR

oraz/lub SNCR (np. optymalizacji odczynnika NOX, jednorodna dystrybucji odczynnika oraz

optymalna wielkość kropli odczynnika).

Poziomy emisji powiązane z BAT

Poziomy emisji powiązane z BAT (BAT-AEL) dla emisji NH3 do powietrza z zastosowania SCR/oraz/lub

SNCR wynoszą < 3-10 mg/Nm3, wyrażone jako średnia roczna lub średnia z okresu pobierania prób. Dolną

wartość przedziału można uzyskać stosując SCR, natomiast górną przy użyciu SNCR bez technik redukcji

na mokro. W przypadku obiektów spalających biomasę i eksploatowanych w różnych obciążeniach oraz w

przypadku silników spalających HFO oraz/lub olej gazowy, górna granica przedziału wynosi 15 mg/Nm3.

BAT 4 ter. W celu zapobiegnięcia i emisji lub redukcji emisji do powietrza w normalnych warunkach

eksploatacji, najlepszą dostępną techniką jest zapewnienie, w drodze odpowiedniego projektu,

eksploatacji i utrzymania, że systemy redukcji emisji są stosowane z optymalną wydajnością i przy

optymalnej dostępności.

BAT 5. W celu poprawy ogólnej efektywności środowiskowej obiektów energetycznego spalania

oraz/lub zgazowywania oraz zredukowania emisji do powietrza, najlepszą dostępną techniką jest

włączenie poniższych elementów do programów zapewnienia/kontroli jakości dla wszystkich

stosowanych paliw, w ramach systemu zarządzania środowiskiem (patrz BAT 1):

i. Wstępna pełna charakterystyka stosowanych paliw, w tym co najmniej parametry wymienione

poniżej, zgodnie z normami EN. Normy ISO, krajowe lub inne normy międzynarodowe można

stosować, o ile zapewniają one dostarczenie danych o równoważnej jakości naukowej..

ii. Regularne badania jakości paliwa w celu sprawdzenia, czy jest ono zgodne z charakterystyką

wstępną i specyfikacjami projektowymi obiektu. Częstotliwość badania i oraz wybór parametrów

z tabeli poniżej zależy od zmienności paliwa i oceny odpowiedniości emisji substancji

zanieczyszczających (np. stężenie w paliwie, wdrożony system oczyszczania gazów odlotowych).

iii. Kolejne regulacje konfiguracji obiektu, o ile i gdy jest to niezbędne i praktyczne (np. integracja

charakterystyki paliwa i kontroli w zaawansowanym systemie kontroli (patrz opis w Sekcji 10.8)).

Opis

Wstępna charakterystyka i regularne badania paliwa może wykonywać operator oraz/lub dostawca paliwa.

W przypadku przeprowadzania ich przez dostawcę, pełne wyniki są dostarczane operatorowi w postaci

specyfikacji produktu (paliwa) dostawcy oraz/lub gwarancji.

Paliwo(a) Charakteryzowane substancje/parametry 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, węgiel związany, 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 gazowy • popiół • N, C, S

Gaz ziemny • LHV

• CH4, C2H6, C3. C4+, CO2, N2, współczynnik Wobbe’a

Paliwa procesowe z przemysłu chemicznego (1) • 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 z przetwórstwa żelaza i stali • LHV, CH4 (for COG), CXHY (for COG), CO2, H2, N2, siarka całkowita, pył,

współczynnik Wobbe’a

Odpady (2) • LHV

• wilgotność

• substancje lotne, popiół, Br, C, Cl, F, H, N, O, S

• metale i metaloidy (Cd, Tl, Hg, Sb, As, Pb, Cr, Co, Cu,

Mn, Ni, V, Zn)

(1) Listę charakteryzowanych substancji/parametrów można zmniejszyć jedynie do tych, co do których można stwierdzić, że będą

występować w paliwie (ach) w oparciu o informacje dotyczące surowców oraz procesów produkcji.

(2) Niniejsza charakterystyka została przeprowadzona bez uszczerbku dla zastosowania procedur procedury przyjęcia i wstępnego

przyjęcia odpadów, o której mowa w BAT 70(a), co może prowadzić do charakterystyki oraz/lub kontroli innych

substancji/parametrów poza ww.

BAT 6. W celu zredukowania emisji do powietrza oraz/lub wód w warunkach innych, niż normalne

warunki eksploatacji (OTNOC), najlepszą dostępną techniką jest ustanowienie i wdrożenie planu

zarządzania w ramach systemu zarządzania środowiskiem (patrz BAT 1), proporcjonalnie do

odpowiedniości emisji potencjalnych substancji zanieczyszczających, obejmującego następujące

elementy:

• odpowiedni projekt systemów uznanych za powodujące OTNOC, mogące mieć wpływ na emisje

do powietrza, wód oraz/lub gleb (np. koncepcje projektów niskiego obciążenia redukujące

minimalne obciążenie dla rozruchu i wyłączenia pozwalające na uzyskanie stabilnej produkcji w

turbinach gzowych);

• ustanowienie i wdrożenie planu konserwacji zapobiegawczej dla odpowiednich systemów;

• przegląd i rejestracja emisji spowodowanych przez OTNOC oraz powiązanych okoliczności i

wdrożenia działań naprawczych, w razie konieczności;

• ocena okresowa emisji całkowitych podczas OTNOC (np. częstotliwość zdarzeń, czas trwania,

kwantyfikacja/oszacowanie emisji) oraz wdrożenie działań naprawczych, w razie konieczności.

BAT 6 bis. Celem BAT jest odpowiedni monitoring emisji do powietrza oraz/lub wód podczas

OTNOC.

Opis

Monitoring można prowadzić w drodze pomiarów bezpośrednich emisji lub monitoring parametrów

zastępczych, o ile mają one równoważną lub lepszą jakość naukową, niż pomiar ciągły emisji. Emisje

podczas rozruchu i wyłączenia (SU/SD) można ocenić w oparciu o szczegółowy pomiar emisji

przeprowadzony dla typowej procedury SU/SD co najmniej raz na rok i wykorzystać wyniki pomiaru do

oszacowania emisji dla każdego SU/SD w ciągu roku.

10.1.4 Efektywność energetyczna

BAT 7. W celu zwiększenia efektywności energetycznej jednostek spalania, zgazowywania oraz/lub

IGCC eksploatowanych > 1500 g/r, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie odpowiedniej

kombinacji podanych poniżej technik.


a.

Warunki

superkrytyczne i

ultra-superkrytyczne

pary

Stosowanie obiegu pary, w tym systemów

ponownego podgrzewania pary, w którym

para może osiągnąć ciśnienia pow. 220,6

bar i temperatury powyżej 374 °C w

przypadku warunków superkrytycznych, i

pow. 250 – 300 bar i temperatury powyżej

600 °C w przypadku warunków ultra-

superkrytycznych

Możliwość zastosowania wyłącznie dla

nowych obiektów

≥ 600 MWth eksploatowanych > 4000 g/r.

Brak zastosowania, jeżeli celem jednostki

jest uzyskanie niskich temperatur i

ciśnienia pary w przemyśle procesowym.

Brak zastosowania do turbin gazowych

wytwarzających parę w trybie CHP.

Dla jednostek spalających biomasę,

możliwość zastosowania może być

ograniczona korozją powodowaną przez

wysokie temperatury w przypadku

określonych rodzajów biomasy.

b. Optymalizacja

warunków

komponentu

roboczego

Eksploatacja pod możliwie najwyższym

ciśnieniem i temperaturą komponentu

roboczego – gazu lub pary, z

uwzględnieniem ograniczeń związanych z,

przykładowo, kontrolą emisji NOx lub

charakterystyką zapotrzebowania na

energię.


c. Optymalizacja cyklu

pary

Eksploatacja przy niższym ciśnieniem

wylotowym turbiny poprzez wykorzystanie

najniższej możliwej temperatury wody

chłodzącej kondensator w warunkach

projektowych


d. Odzysk ciepła w

drodze kogeneracji

(CHP)

Odzysk ciepła (głównie z systemu pary) do

produkcji gorącej wody/pary stosowanych

w procesach/działalności przemysłowej lub

w komunalnych sieciach grzewczych.

Dodatkowy odzysk ciepła możliwy z:

gazu odlotowego

chłodzenia rusztów

obrotowego łoża fluidalnego

Możliwość zastosowania z

uwzględnieniem ograniczeń związanych z

lokalnym zapotrzebowaniem na ciepło i

energię.

Możliwość zastosowania może być

ograniczona w przypadku kompresorów

gazowych o nieprzewidywalnym profilu

ciepła.

e. Wstępne

podgrzewanie wody

procesowej za

pomocą odzyskanego

ciepła

Wstępne podgrzewanie wody z

kondensatora pary za pomocą odzyskanego

ciepła, przed jej ponownym

wykorzystaniem w kotle

Możliwość zastosowania wyłącznie w

obiegu pary, z wyłączeniem gorących

kotłów.

Możliwość zastosowania w istniejących

jednostkach może podlegać ograniczeniom

związanym z konfiguracją obiektu oraz

ilością odzyskiwanego ciepła.

f. Wstępne

podgrzewanie

powietrza spalania

Ponowne wykorzystanie części ciepła

odzyskanego ze spalania gazu odlotowego

do wstępnego ogrzania powietrza spalania.

Ogólne zastosowanie, z uwzględnieniem

ograniczeń związanych z koniecznością

kontroli emisji NOx

g. Modernizacja turbiny

parowej

Modernizacja obejmuje techniki takie jak

zwiększenie temperatury i ciśnienia pary

średnioprężnej, dodanie turbiny

niskoprężnej oraz modyfikacja zgodna z

geometrią łopat wirnika turbiny


ograniczona zapotrzebowaniem,

warunkami pary oraz/lub ograniczonym

okresem eksploatacji obiektu

h. Zaawansowany

system kontroli

Patrz opis w Sekcji 10.8

Skomputeryzowana kontrola głównym

parametrów spalania umożliwia poprawę

efektywności spalania

Ogólne zastosowanie w nowych

jednostkach. Możliwość zastosowania w

starych obiektach energetycznego spalania



systemu kontroli

i. Zrzut z chłodnię

kominową

Uwalnianie emisji do powietrza przez

chłodnię kominową zamiast przez

dedykowany komin

Technika stosowana jedynie do jednostek

wyposażonych w mokre FGD, gdy przed

uwolnieniem gazu odlotowego niezbędne

jest jego podgrzanie, i gdy system

chłodzenia jednostki to chłodnia

kominowa.

j. Mokry komin Projekt komina umożliwiający kondensację

pary wodnej z nasyconych gazów

odlotowych i pozwalający uniknąć

konieczności stosowania grzejnika gaz –

gaz po mokrym FGD

Ogólne zastosowanie w nowych i

istniejących jednostkach wyposażonych w

mokre FGD

k. Wstępne suszenie

paliwa

Redukcja wilgotności paliwa przed

spalaniem w celu poprawienia warunków

spalania

Możliwość zastosowania w spalaniu

biomasy oraz/lub torfu z uwzględnieniem

ograniczeń związanych ze spontanicznymi

ryzykami dotyczącymi spalania (np.

zawartość wilgoci w torfie jest

utrzymywana na poziomie pow. 40% w

całym łańcuchu dostaw).

Modernizację istniejących obiektów może

ograniczyć dodatkowa kaloryczność, którą

można uzyskać z suszenia oraz. Niektóre

kotły wykazują ograniczony potencjał

modernizacyjny. Dodatkowe ograniczenie

to konfiguracja obiektu.

l. Wstępne

podgrzewanie paliwa

Wstępne podgrzewanie paliwa z użyciem

odzyskanego ciepła

Ogólne zastosowanie z uwzględnieniem

ograniczeń związanych z projektem kotła

oraz koniecznością kontroli emisji NOx.

m. Optymalizacja

spalania

Patrz opis w Sekcji 10.8.

Optymalizacja spalania minimalizuje

zawartość substancji niespalonych w

gazach odlotowych i pozostałościach

stałych ze spalania.


n. Akumulacja ciepła

Akumulacja ciepła w trybie CHP


obiektach CHP. Możliwość zastosowania

może być ograniczona w przypadku

niskiego zapotrzebowania na ciepło.

o. Materiały

zaawansowane

Stosowanie materiałów zaawansowanych,

zdolnych do wytrzymania wysokich

temperatur i ciśnień eksploatacji, co

zwiększa efektywność procesu

wytwarzania pary/spalania


nowych obiektach.

p. Minimalizacja strat

ciepła

Minimalizacja strat ciepła resztkowego, np.

strat z żużla lub strat, które można

zmniejszyć przez izolację źródeł

wypromieniowujących ciepło


jednostkach energetycznego spalania

opalanych paliwem stałym oraz

jednostkach zgazowywania/IGCC.

q. Minimalizacja

zużycia energii

Minimalizacja wewnętrznego zużycia

energii (np. większa wydajność pompy

wody procesowej)


r. Kondensator gazu

odlotowego

Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie w jednostkach CHP,

z zastrzeżeniem wystarczającego popytu

na ciepło niskotemperaturowe

s. Gotowość CHP Patrz opis w Sekcji 10.8 Możliwość zastosowania wyłącznie w

nowych jednostkach lub w przypadku

istnienia realnej możliwości na przyszłe

wykorzystanie ciepła w pobliżu jednostki

10.1.5 Usunięta

BAT 8. Usunięta

BAT 9. Usunięta

10.1.6 Zużycie wody i emisja do wód

BAT 10. W celu zmniejszenia zużycia wody oraz objętości zanieczyszczonych, zrzucanych ścieków,

najlepszą dostępną techniką jest wdrożenie jednej lub obu technik przedstawionych poniżej.


a. Recykling wody Strumienie wód resztkowych, w tym woda

spływowa z obiektu jest ponownie

wykorzystywana do innych celów. Stopień

recyklingu ograniczają wymogi dotyczące

jakości strumienia wód dla odbiorcy oraz

bilans wodny obiektu.

Technika nie ma zastosowania do ścieków

z systemu chłodzenia, jeżeli obecne są

substancje chemiczne z oczyszczania

oraz/lub występuje wysokie stężenie soli w

wodzie morskiej.

b. Przetwarzanie

suchego popiołu

dennego

Suchy, gorący popiół denny przenosi się z

pieca na system przenośników

mechanicznych i jest chłodzony

powietrzem lub wodą w obiegu

zamkniętym. Woda stosowana do

chłodzenia lub transportu nie ma

bezpośredniego kontaktu z popiołem.


obiektach spalających paliwa stałe.

Mogą pojawić się ograniczenia techniczne

uniemożliwiające modernizację

istniejących obiektów energetycznego

spalania.

BAT 10 bis. W celu zapobiegnięcia zanieczyszczeniu czystych ścieków i redukcji emisji do wód,

najlepszą dostępną techniką jest segregacja strumieni ścieków oraz ich osobnego oczyszczania, w

zależności od zawartości substancji zanieczyszczających.

Opis

Strumienie ścieków, które zwykle są rozdzielane i oczyszczane, obejmują wodę ze spływu

powierzchniowego, wodę chłodzącą oraz ścieki z oczyszczania gazów odlotowych.


Możliwość zastosowania może być ograniczona w przypadku obiektów istniejących, z powodu konfiguracji

systemów odprowadzania.

BAT 11. W celu zredukowania emisji do wód z oczyszczania gazów odlotowych, najlepszą dostępną

techniką jest zastosowanie odpowiedniej kombinacji podanych poniżej technik oraz wykorzystanie

technik wtórnych, możliwie jak najbliżej źródła, tak aby uniknąć rozcieńczenia.

Technika Standardowe

zanieczyszczenia o

uniemożliwionej/zreduko

wanej emisji


Techniki pierwotne

Zoptymalizowane spalanie (patrz a. BAT 4) i systemy oczyszczania

gazów odlotowych (np.

SCR/SNCR, patrz BAT 4 bis)

Związki organiczne,

amoniak (NH3)


Techniki wtórne C1)

b. Adsorpcja w węglu aktywnym Związki organiczne, rtęć

(Hg)


Biologiczne oczyszczanie tlenowe Biodegradowalne związki

organiczne,

amon (NH4+)

Ogólne zastosowanie do oczyszczania

związków organicznych. Biologiczne

oczyszczanie tlenowe amonu

(NH4+) może nie mieć zastosowania w

przypadku wysokich stężeń chloru (ok.

10 g/l)

c.

d. Biologiczne oczyszczanie

beztlenowe

Rtęć (Hg), azotany (NO3-),

azotyny (NO2-)


e. Koagulacja i flokulacja Zawiesina Ogólne zastosowanie

f. Krystalizacja Metale i metaloidy,

siarczany (SO42-), fluor (F-)


Filtracja (np. filtracja piaskowa,

miltrofiltracja, ultrafiltracja)

Zawiesina, metale Ogólne zastosowanie

h. Flotacja Zawiesina, olej niezwiązany Ogólne zastosowanie

i. Wymiana jonowa Metale Ogólne zastosowanie

Neutralizacja Kwasy zasady Ogólne zastosowanie

k. Utlenianie Siarczki (S2-), siarczyny

(SO32-)


Metale i metaloidy, l. Strącanie siarczany (SO4

2-), fluor

(F-)


m. Sedymentacja Zawiesina Ogólne zastosowanie

n. Stripping Amoniak (NH3) Ogólne zastosowanie

(') Opisy technik podano w sekcji 10.8.6

BAT-AEL odnoszą się do bezpośredniego zrzutu do odbiorczych zbiorników wodnych w punkcie emisji z

instalacji.

Tabela 10.1: BAT-AEL dla bezpośredniego zrzutu do odbiorczego zbiornika wodnego z oczyszczania gazów

odlotowych

Substancja/Parametr BAT-AEL

Średnia dzienna

Całkowity węgiel organiczny (TOC) 20-50 mg/l (1) (4) (5)

Chemiczne zapotrzebowanie na tlen (COD) 60-150 mg/l (1) (4) (5)

Zawiesina całkowita (TSS) 10-30 mg/l

Fluor (F-) 10-25 mg/l (5)

Siarczan (SO42-) 1,3-2,0 g/l (2) (3) (5) (6)

Siarczek (S2-), łatwo rozpuszczalny 0,1-0,2 mg/l (5)

Siarczyn (SO32-) 1-20 mg/l (5)

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) Zarówno BAT-AEL dla TOC, jak i BAT-AEL dla COD mają tu zastosowanie. TOC jest opcją preferowaną, ponieważ jego

monitoring nie wymaga wykorzystania silnie toksycznych związków.

(2) BAT-AEL mają zastosowanie wyłącznie do obiektów energetycznego spalania wykorzystujących związki wapnia do

oczyszczania gazów odlotowych.

(3) Górna granica przedziału może nie mieć zastosowania w przypadku silnie zasolonych ścieków (np. stężenie chloru ≥ 5 g/l) z

powodu wyższej rozpuszczalności siarczanu wapnia.

(4) BAT-AEL mają zastosowanie po odliczeniu obciążenia wejściowego.

(5) BAT-AEL mają zastosowanie wyłącznie do ścieków z użycia mokrego FGD.

(6) BAT-AEL nie mają zastosowania do zrzutów do morza lub wód słonawych.

10.1.7 Gospodarka odpadami

BAT 12. Usunięta

BAT 13. W celu zredukowania ilości ścieków utylizowanych z procesu spalania oraz/lub gazyfikacji

oraz technik redukcji, najlepszą dostępną techniką jest organizacja eksploatacji w taki sposób, aby

zmaksymalizować, w kolejności priorytetowej i z uwzględnieniem opartego o cykl eksploatacji:

a. zapobieganie powstawaniu odpadów, np. maksymalizować udział pozostałości będących

produktami ubocznymi;

b. przygotowanie odpadów do ponownego wykorzystania, np. zgodnie z określonymi

wymaganymi kryteriami jakości;

c. recykling odpadów;

d. inny odzysk odpadów (np. odzysk energii),

poprzez wdrożenie odpowiedniej kombinacji takich technik, jak:


a. Przygotowanie

zużytego katalizatora

do ponownego

wykorzystania

Przygotowanie zużytego katalizatora do

ponownego wykorzystania (np. czterokrotnie dla

katalizatorów SCR) pozwala na przywrócenie

części lub całości pierwotnej efektywności,

wydłuża okres eksploatacji katalizatora do

kilkudziesięciu lat. Przygotowanie zużytego

katalizatora do ponownego wykorzystania jest

zintegrowanym elementem systemu zarządzania

katalizatorami.


ograniczona przez stan

mechaniczny katalizatora oraz

wymaganą efektywność w

odniesieniu do kontroli emisji NOx i

NH3

b. Odzysk energii przez

stosowanie odpadów

w mieszance

paliwowej

Energię resztkową zawartą w pyle i osadach

bogatych w węgiel utworzonych w procesie

spalania węgla kamiennego, brunatnego, ciężkiego

oleju paliwowego, torfu lub biomasy można

odzyskać np., przez mieszanie z paliwem.

Ogólne zastosowanie, jeżeli obiekty

dopuszczają odpady do mieszanek

paliwowych i mają zdolność

techniczną zasilania komory

spalania takimi paliwami

c. Produkcja gipsu jako

produktu ubocznego

Optymalizacja jakości reakcji wapniowej

pozostałości wytworzonych w mokrym FGD, tak

aby wykorzystać je jako substytut gipsu (np. jako

surowiec w produkcji płyt gipsowych). Jakość

wapienia stosowanego w mokrym FGD ma wpływ

na czystość produkowanego gipsu.

Ogólne zastosowanie, z

uwzględnieniem ograniczeń

związanych z wymaganą jakością

gipsu, wymaganiami zdrowotnymi

związanymi z zastosowaniem oraz

warunkami rynkowymi

d. Recykling lub odzysk

pozostałości w

sektorze budowlanym

Recykling lub odzysk pozostałości (np. z

półsuchych procesów odsiarczania, popiołu

lotnego i dennego) jako materiału budowlanego

(np. w drogownictwie, produkcji betonu – w

zastępstwie piasku, lub w branży cementowej).


związanych z wymaganą jakością

materiału (np. właściwościami

fizycznymi, zawartością substancji

szkodliwych) związanych z

zastosowaniem oraz warunkami

rynkowymi.

10.1.8 Emisje hałasu

BAT 14. W celu zredukowania emisji hałasu, najlepszą dostępną techniką jest wdrożenie jednej lub

kombinacji podanych poniżej technik.


a. Odpowiednia lokalizacja

sprzętu i budynków

Poziom hałasu można zmniejszyć

zwiększając odległość pomiędzy źródłem,

a odbiorcą emisji oraz wykorzystywaniem

budynków jako ekranów akustycznych

Ogólne zastosowanie dla nowych

obiektów. W przypadku istniejących

obiektów, relokacja sprzętu i jednostek

produkcyjnych może być ograniczona

brakiem przestrzeni lub wysokimi

kosztami

b. Środki eksploatacyjne Obejmują:

• lepszą kontrolę i konserwację

sprzętu

• zamykanie drzwi i okien w

obszarach zamkniętych, jeśli to możliwe

• obsługę sprzętu przez

doświadczony personel

• unikanie generujących hałas

czynności w nocy, jeśli to możliwe

• przepisy dotyczące kontroli hałasu

podczas czynności konserwacyjnych


c. Sprzęt o niskiej emisji

hałasu

Potencjalnie dotyczy kompresorów, pomp

i tarcz

Ogólne zastosowanie dla nowego lub

wymienianego sprzętu

d. Techniki redukcji hałasu Emisję hałasu można zmniejszyć

umieszczając bariery pomiędzy źródłem, a

odbiorcą emisji. Odpowiednie bariery to

ścianki ochronne, nasypy i budynki

Ogólne zastosowanie dla nowych

obiektów. W przypadku istniejących

obiektów, umieszczenie barier może być

ograniczone brakiem przestrzeni

e. Sprzęt do kontroli hałasu Obejmuje:

i. reduktory hałasu

ii. izolację przeciwdrganiową lub

akustyczną

iii. obudowanie generującego

hałas sprzętu

iv. izolację akustyczną budynków


ograniczona brakiem przestrzeni

10.1.9 Usunięta

BAT 15. Usunięta

10.1.10 Usunięta

BAT 16. Usunięta

10.2 Konkluzje BAT dla spalania paliw stałych

10.2.1 Konkluzje BAT dla spalania węgla kamiennego oraz/lub brunatnego

O ile nie stwierdzono inaczej, konkluzje BAT umieszczone w niniejszej sekcji mają ogólne zastosowanie do

spalania węgla kamiennego oraz/lub brunatnego. Uzupełniają one ogólne konkluzje BAT przedstawione w

Sekcji 10.1.

10.2.1.1 Ogólna efektywność środowiskowa

BAT 17. W celu usprawnienia ogólnej efektywności środowiskowej spalania węgla kamiennego

oraz/lub brunatnego oraz w uzupełnieniu BAT 4, najlepszą dostępną techniką jest zastosowanie

technik podanych poniżej.


a. Zintegrowany proces spalania

zapewniający wysoką wydajność

kotła, w tym techniki pierwotne

redukujące emisję NOx, w tym

stopniowanie powietrza i paliwa,

palniki o niskiej emisji NOx

oraz/lub dopalanie

Integrację umożliwiają procesy

spalania, takie jak spalanie pyłowe,

spalanie z łożem fluidalnym lub

opalanie z rusztem ruchomym.


10.2.1.2 Efektywność energetyczna BAT 18. W celu zwiększenia efektywności energetycznej procesu spalania węgla kamiennego oraz/lub

brunatnego, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie odpowiedniej kombinacji technik

przedstawionych w BAT 7 i poniżej.


a. Przetwarzanie

suchego popiołu

dennego

Suchy, gorący popiół denny przenosi się z pieca na

system przenośników mechanicznych i jest

chłodzony powietrzem lub wodą w obiegu

zamkniętym. Woda stosowana do chłodzenia lub

transportu nie ma bezpośredniego kontaktu z

popiołem.

Mogą pojawić się ograniczenia

techniczne uniemożliwiające

modernizację istniejących obiektów

energetycznego spalania.

Tabela 10.2: Poziomy efektywności energetycznej związane z BAT (BAT-AEEL) dla spalania węgla kamiennego

oraz/lub brunatnego

Rodzaj jednostki spalania BAT-AEEL (7) (12)

Efektywność elektryczna netto (%) (1) Całkowite zużycie paliwa

netto

(%) (1) (6) (13)

Nowa jednostka (2) (4) Istniejąca jednostka (2) (3) Nowa lub istniejąca

jednostka

Opalana węglem kamiennym,

> 1000 MWth

45-46 33,5-44 75-97

Opalana węglem

brunatnym, >

1000 MWth

42-44 (5) 33,5-42,5 75-97

Opalana węglem kamiennym,

< 1000 MWth

36,5-41,5 (10) 32,5-41,5 75-97

Opalana węglem

brunatnym, <

1000 MWth

36,5-40 31,5-39,5 75-97

(1) W ramach podanych przedziałów BAT-AEEL, na osiągniętą efektywność energetyczną może mieć negatywny wpływ (aż do 4

pp.) rodzaj stosowanych systemów chłodzenia lub położenie geograficzne jednostki.

(2) Dolne granice przedziałów BAT-AEEL można uzyskać w przypadku niekorzystnych warunków klimatycznych, jednostek

opalanych węglem brunatnym niskiej klasy oraz/lub starych jednostek (odebranych przed rokiem 1985).

(3) Osiągalna poprawa efektywności cieplnej zależny od danej jednostki, ale wzrost o więcej niż 3 pp. jest postrzegany jako

związany z zastosowaniem BAT dla istniejących jednostek, w zależności od oryginalnego projektu jednostki oraz wykonanych

modernizacji.

(4) Górne granice przedziału BAT-AEEL można uzyskać przy wysokich parametrach pary (ciśnienie, temperatura).

(5) W przypadku jednostek spalających węgiel brunatny o wartości opałowej poniżej 6 MJ/kg, dolna granica BAT-AEEL

wynosi 41,5 %.

(6) Poziomów tych nie można osiągnąć w przypadku zbyt niskiego potencjalnego zapotrzebowania na ciepło.

(7) BAT-AEEL nie mają zastosowania w przypadku jednostek eksploatowanych < 1500 g/r.

(10) Górna granica przedziału BAT-AEEL może wynosić 46% w przypadku jednostek > 600 MWth wykorzystujących superkrytyczne

lub ultra-superkrytyczne warunki pary.

(11) Górna granica przedziału BAT-AEEL może wynosić 44% w przypadku jednostek > 600 MWth wykorzystujących superkrytyczne

lub ultra-superkrytyczne warunki pary.

(12) W przypadku jednostek CHP, ma zastosowanie jedynie jedna z dwóch BAT-AEEL, efektywność elektryczna netto lub

całkowite zużycie paliwa netto, w zależności od projektu jednostki CHP (tj. bardziej zorientowana na produkcję energii lub ciepła).

(13) BAT-AEEL nie mają zastosowania do obiektów produkujących wyłącznie energię elektryczną.

Rozdział 10

TL/JFF/EIPPCB/LCP_Wersja ostateczna projektu czerwiec, 2016 r.

10.2.1.3 Emisje NOX, N2O i CO do powietrza

BAT 19. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji NOX do powietrza przy jednoczesnym

ograniczeniu emisji CO i N2O do powietrza ze spalania węgla kamiennego oraz/lub brunatnego,

najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji technik przedstawionych

poniżej.


Patrz opis w Sekcji 10.8. a. Optymalizacja spalania Ogólnie stosowana w połączeniu z

innymi technikami.


b. Połączenie innych technik

pierwszorzędowych redukcji

NOX (np. stopniowanie

powietrza, paliwa, recyrkulacja

gazu odlotowego, LNB)

Patrz opis w Sekcji 10.8 dla każdej

techniki. Wybór i realizacja

odpowiedniej techniki (kombinacji

technik) pierwszorzędowej może

zależeć od projektu kotła.



ograniczona w przypadku kotłów o

dużej powierzchni przekroju

uniemożliwiającej jednorodne

wymieszanie się NH3 i NOX.


ograniczona w przypadku obiektów


eksploatowanych < 1500 g/r o wysoce

zmiennym obciążeniu kotłów.

c. Selektywna redukcja

niekatalityczna (SNCR)

Patrz opis w Sekcji 10.8. Może być

stosowana z SCR „z pozostałościami

katalizatora – slip”.

Brak zastosowania to obiektów


< 300 MWth eksploatowanych

< 500 g/r.

Brak ogólnego zastosowanie do

obiektów energetycznego spalania

< 100 MWth.


techniczne i ekonomiczne w

modernizacji istniejących obiektów


eksploatowanych pomiędzy 500 g/r i

1500 g/r i istniejących obiektów

energetycznego spalania > 300 MWth

eksploatowanych < 500 g/r

d. Selektywna redukcja

katalityczna (SCR)


e. Techniki łączone redukcji NOX i

SOX

Patrz opis w Sekcji 10.8. Zastosowanie na zasadzie analizy

każdego przypadku, w zależności od

charakterystyki paliwa i procesu

spalania

Rozdział 10


Tabela 10.3: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji NOX do powietrza ze spalania węgla kamiennego

oraz/lub brunatnego

Całkowita moc

nominalna dostarczona

w paliwie obiektu


(MWth)

BAT-AEL (mg/Nm3)

Średnia roczna Średnia dzienna lub średnia z okresu

pobierania prób

Nowy obiekt Istniejący obiekt (4) Nowy obiekt Istniejący obiekt (7)

< 100 100-150 100-270 155-200 165-330

100-300 50-100 100-180 80-130 155-210

> 300, kocioł FBC spalający

węgiel kamienny oraz/lub

brunatny i kocioł PC opalany

węglem brunatnym

50-85 < 85-150 (8)(9) 80-125 140-165 (10)

> 300, kocioł PC opalany

węglem kamiennym

65-85 65-150 80-125 < 85-165 (6)

(4) BAT-AEL nie mają zastosowania do obiektów eksploatowanych < 1500 g/r.

(6) W przypadku obiektów uruchomionych nie później niż 7 stycznia 2014 r., górna granica przedziału wynosi 200 mg/Nm3 dla

obiektów eksploatowanych > 1500 g/r, oraz 220 mg/Nm3 dla obiektów eksploatowanych < 1500 g/r.

(7) W przypadku obiektów uruchomionych nie później niż 1 lipca 1987, eksploatowanych < 1500 g/r i dla których

SCR oraz/lub SNCR nie mają zastosowania, górna granica przedziału wynosi 340 mg/Nm3.

(8) Dolna granica przedziału jest uznawana za osiągalną przy stosowaniu SCR.

(9) Górna granica przedziału wynosi 175 mg/Nm3 dla kotłów FBC uruchomionych nie później niż 7 stycznia 2014 r. i dla kotłów PC

opalanych węglem brunatnym.

(10) Górna granica przedziału wynosi 220 mg/Nm3 dla kotłów FBC uruchomionych nie później niż 7 stycznia 2014 r. i dla kotłów

PC opalanych węglem brunatnym..

(11) Poziomy te są poziomami wskaźnikowymi dla obiektów eksploatowanych < 500 g/r.

W ramach wskazania, średnia roczna poziomów emisji CO dla istniejących obiektów energetycznego spalania

eksploatowanych > 1500 g/r lub nowych obiektów energetycznego spalania będzie, ogólnie, następująca:

Całkowita moc nominalna dostarczona w paliwie obiektu

energetycznego spalania (MWth) Wskaźnikowy poziom

emisji CO (mg/Nm3)

<300 < 30-140

> 300, kocioł FBC spalający węgiel kamienny oraz/lub brunatny i kocioł PC opalany

węglem brunatnym

< 30-100 (1)

> 300, kocioł PC opalany węglem kamiennym < 5-100 (1)

(1) Górna granica przedziału może wynosić 140 mg/Nm3 w przypadku ograniczeń wynikłych z projektu kotła oraz/lub gdy kotły z

łożem fluidalnym nie mogą zostać wdrożone jako wtórna technika redukcji emisji NOX.

BAT 20. Usunięta

Tabela 10.4: Usunięta

Rozdział 10


10.2.1.4 Emisje SOX, HCl i HF do powietrza

BAT 21. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji SOX, HCl i HF do powietrza ze spalania węgla

kamiennego oraz/lub brunatnego, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji

technik przedstawionych poniżej.


a. Wybór paliwa Patrz opis w Sekcji 10.8.

Zastosowanie paliwa o niskiej

zawartości siarki (np. do 0,1 wt-%,

stan suchy), zawartość chlorków i

fluorków

Możliwość zastosowania z


związanych z dostępnością różnych

rodzajów paliwa, co zależy od polityki

energetycznej Państwa

Członkowskiego. Możliwość

zastosowania może być ograniczona

ograniczeniami projektowymi w

przypadku obiektów spalających

określone paliwa miejscowe.

b. Iniekcja sorbentu do kotła (do

pieca lub łoża)

Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

c. Iniekcja kanałowa sorbentu (DSI) Patrz opis w Sekcji 10.8.

Może być stosowana do usuwania

HCl/HF w przypadku niewdrożenia

techniki FGD końca rury

Ogólne zastosowanie ^^^^^^

d. Skruber suchy z obrotowym łożem

fluidalnym (CFB)


e. Absorbent pylisty (SDA) Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

f. Odsiarczanie gazu odlotowego na

mokro (mokre FGD) > Patrz opis w Sekcji 10.8

Brak możliwości zastosowania w


eksploatowanych < 500 g/r.

Potencjalne ograniczenia techniczne i

ekonomiczne w stosowaniu techniki do


< 300 MWth, i modernizacji

istniejących obiektów spalania

eksploatowanych w przedziale

500 g/r - 1500 g/r

FGD w wodach morskich Patrz opis w Sekcji 10.8

h. Techniki łączone redukcji NOX i

SOX

Patrz opis w Sekcji 10.8 Zastosowanie na zasadzie analizy

każdego przypadku, w zależności od

charakterystyki paliwa i procesu

spalania

i. Skrubing mokry Patrz opis w Sekcji 10.8. Może być

stosowana do usuwania HCl/HF w

przypadku niewdrożenia techniki

FGD końca rury


Wymiana grzejnika gaz – gaz

zlokalizowanego poniżej mokrego

FGD

Wymiana grzejnika gaz – gaz

zlokalizowanego poniżej mokrego

FGD przez wielorurowy ekstraktor

ciepła lub usunięcie i zrzut gazu

odlotowego przez chłodnię kominową

lub komin mokry

Stosowana wyłącznie w przypadku

koniczności wymiany lub zastąpienia

wymiennika ciepła w obiektach

energetycznego spalania z mokrym

FGD i grzejnikiem gaz-gaz w dole

procesu

Rozdział 10


Tabela 10.5: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji SO2 do powietrza ze spalania węgla kamiennego

oraz/lub brunatnego

Całkowita moc


w paliwie obiektu


(MWth)

BAT-AEL (mg/Nm3)

Średnia roczna Średnia

dzienna Średnia dzienna lub

średnia z okresu

pobierania prób


< 100 150-200 150-360 170-220 170-400

100-300 80-150 95-200 135-200 135-220 (5)

> 300, kocioł PC 10-75 10-130 (6) 25-110 25-165 (4)

> 300, kocioł z łożem

fluidalnym (1)

20-75 20-180 25-110 50-220

(1) W przypadku kotłów obrotowych z łożem fluidalnym, dolną granicę przedziału można uzyskać stosując wysokoefektywne mokre

FGD. Górną granicę przedziału uzyskuje się stosując iniekcję sorbentu do łoża kotła..


(4) Górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 220 mg/Nm3 dla obiektów uruchomionych nie później niż 7 stycznia 2014 r. i

eksploatowanych < 1500 g/r. Dla innych istniejących obiektów uruchomionych nie później niż 7 stycznia 2014 r., górna granica

przedziału BAT-AEL wynosi 205 mg/Nm3.

(5) W przypadku obiektów uruchomionych nie później niż 7 stycznia 2014 r., górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 250

mg/Nm3.

(6) Dolną granicę przedziału można uzyskać stosując paliwo o niskiej zawartości siarki w połączeniu z mokrym systemem redukcji.


Dla obiektu energetycznego spalania o całkowitej mocy nominalnej dostarczonej w paliwie powyżej 300

MW, zaprojektowanej do spalania lokalnych paliw opartych o węgiel brunatny i który wykazał, że nie

jest w stanie uzyskać BAT-AEL wymienionych w Tabeli 10.5 z przyczyn techniczno – ekonomicznych,

średnia dzienna BAT-AEL określona w Tabeli 10.5 nie ma zastosowania, a górna granica przedziału

BAT-AEL jest następująca:

(i) dla nowego systemu FGD: RCG x 0,01 o maksimum 200 mg/Nm3;

(ii) dla istniejącego systemu FGD: RCG x 0,03 o maksimum 320 mg/Nm3;

w którym RCG reprezentuje stężenie SO2 w surowym gazie odlotowym wyrażone jako średnia roczna (w

standardowych warunkach eksploatacji określonych w Informacjach ogólnych) na wlocie do systemu

redukcji SOX, i wyrażone dla referencyjnej zawartości tlenu 6 vol-% O2.

(iii) Jeżeli w ramach systemu FGD stosowana jest iniekcja sorbentu do kotła, RCG można dostosować z

uwzględnieniem efektywności redukcji SO2 tej techniki (ηBSI), w następujący sposób:

RCG (skorygowany) = RCG (pomierzony) / (1-ηBSI)

Rozdział 10


Tabela 10.6: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji HCL i HF do powietrza ze spalania węgla

kamiennego oraz/lub brunatnego

Substancja

zanieczyszczająca

Całkowita moc nominalna

dostarczona w paliwie


spalania (MWth)

BAT-AEL (mg/Nm3)

Średnia roczna lub średnia z prób pobranych w ciągu jednego

roku

Nowy obiekt Istniejący obiekt (1)

HCl < 100 1-6 2-10 (2)

> 100 1-3 1-5 (2)(4)

HF < 100 < 1-3 < 1-6 (3)

> 100 < 1-2 < 1-3 (3)

(') Dolna granica przedziałów BAT-AEL może być trudna do osiągnięcia w przypadku obiektów z mokrym FGD i grzejnikiem gaz-gaz w

dole procesu.

(2) Górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 20 mg/Nm3 w następujących przypadkach: obiekty spalające paliwa o średniej zawartości

chloru 1000 mg/kg (suchy) lub wyższej; obiektów eksploatowanych < 1500 g/r; kotłów FBC. Poziomy te są poziomami wskaźnikowymi dla

obiektów eksploatowanych < 500 g/r.

(3) Górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 7 mg/Nm3 w następujących przypadkach: obiekty wyposażone w mokre FGD z f i

grzejnikiem gaz-gaz w dole procesu; obiekty eksploatowane < 1500 g/r; kotły FBC. Poziomy te są poziomami wskaźnikowymi dla obiektów


(4) W przypadku obiektów z mokrym FGD i grzejnikiem gaz-gaz w dole procesu, górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 7 mg/Nm3.

10.2.1.5 Emisja pyłów i pyłowa emisja metali do powietrza

BAT 22. W celu zapobiegnięcia lub redukcji emisji pyłów i pyłowej emisji metali do powietrza ze spalania

węgla kamiennego oraz/lub brunatnego, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub

kombinacji technik przedstawionych poniżej.


a. Elektrofiltr (ESP) Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

b. Filtr workowy Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

c. Iniekcja sorbentu do kotła (do pieca

lub łoża)

Patrz opis w Sekcji 10.8. Technika jest

głównie stosowana do kontroli SOX,

HCl oraz/lub HF


d. Suchy lub półsuchy system FGD 5 Patrz opisy w Sekcji 10.8. Technika

jest głównie stosowana do kontroli

SOX, HCl oraz/lub HF l


e. Mokre odsiarczanie gazów odlotowych

(FGD)



HCl oraz/lub HF

Patrz możliwość zastosowania w

BAT 21

Tabela 10.7: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji pyłów do powietrza ze spalania węgla

kamiennego oraz/lub brunatnego

BAT-AEL (ug/Nm3)

Całkowita moc

nominalna


Średnia roczna Średnia roczna lub średnia z okresu pobierania prób

(MWth) Nowy obiekt Istniejący obiekt (1) Nowy obiekt Istniejący obiekt (7)

< 100 2-5 2-18 4-16 4-22 (2)

100-300 2-5 2-14 3-15 4-22 (3)

300-1000 2-5 2-10 (4) 3-10 3-11 (5)

> 1000 2-5 2-8 3-10 3-11 (6)


(2) Górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 28 mg/Nm3 dla obiektów uruchomionych nie później niż 7 stycznia 2014 r.






Rozdział 10


10.2.1.6 Emisje rtęci do powietrza BAT 23. W celu zapobiegnięcia lub redukcji emisji siarki do powietrza ze spalania węgla kamiennego

oraz/lub brunatnego, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji technik

przedstawionych poniżej.


Wspólne korzyści z technik stosowanych pierwotnie do redukcji emisji innych zanieczyszczeń

Filtr workowy Patrz opis w Sekcji 10.8. Technika jest

głównie stosowana do kontroli pyłu.


a.

b. Elektrofiltr (ESP) Patrz opis w Sekcji 10.8. Wyższa

skuteczność eliminacji siarki jest

osiągana przy temperaturach gazu

odlotowego poniżej 130 oC. Technika


pyłu.


c. Selektywna redukcja katalityczna

(SCR)

Patrz opis w Sekcji 10.8. Stosowana

wyłącznie w połączeniu z innymi

technikami do zwiększenia redukcji

utleniania rtęci przed wychwytem w

systemie FGD lub innym systemie

odpylającym. Technika jest głównie

stosowana do kontroli NOx.

Patrz możliwość zastosowania w BAT

19

d. Suchy lub półsuchy system FGD Patrz opis w Sekcji 10.8. Technika jest


HCl oraz/lub HF.


d1. Mokre odsiarczanie gazów

odlotowych (FGD)

Patrz możliwość zastosowania w BAT

21

Techniki redukujące emisję rtęci

e. Wybór paliwa Patrz opis w Sekcji 10.8. Możliwość zastosowania z



rodzajów paliwa, na co może mieć

wpływ polityka energetyczna Państwa

Członkowskiego

f. Iniekcja sorbentu węglowego

(np. węgla aktywnego lub

fluorowcowanego węgla

aktywnego) do gazu odlotowego

Patrz opis w Sekcji 10.8. Stosowana

ogólnie w połączeniu z ESP/filtrem

workowym. Wykorzystanie tej techniki

może wymagać dodatkowych etapów

oczyszczania w celu dalszej segregacji

frakcji węgla zawierającego rtęć przed

ponownym użyciem popiołu lotnego.


g. Stosowanie dodatków

fluorowcowanych w paliwie lub

wtrysk do pieca

Patrz opis w Sekcji 10.8. Ogólne zastosowanie w przypadku

niskiej zawartości związków

fluorowcowych w paliwie.

h. Wstępna obróbka paliwa Spłukiwanie i mieszanie paliwa w celu

ograniczenia/redukcji zawartości rtęci

lub poprawy wychwytu rtęci przez

instalacje kontroli zanieczyszczeń.

Możliwość zastosowania podlega

badaniu mającemu na celu

charakterystykę paliwa i oszacowanie

potencjalnej efektywności techniki.

Rozdział 10


Tabela 10.8: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji siarki do powietrza ze spalania węgla

kamiennego


dostarczona w paliwie obiektu

energetycznego spalania (MWth)

BAT-AEL (ug/Nm3)

Średnia roczna lub średnia z prób pobranych w ciągu jednego roku

Nowy obiekt Istniejący obiekt

<300 < 1-3 < 1-9 (2)

> 300 < 1-2 < 1-4 (2) (2) Dolną granicę przedziału BAT-AEL można osiągnąć za pomocą określonych technik redukcji rtęci.

Tabela 10.9: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji pyłów do powietrza ze spalania węgla

brunatnego



energetycznego spalania (MWth)

BAT-AEL (ug/Nm3)

Średnia roczna lub średnia z prób pobranych w ciągu jednego roku


<300 < 1-5 < 1-10 (2)

> 300 < 1-4 < 1-7 (2) (2) Dolną granicę przedziału BAT-AEL można osiągnąć za pomocą określonych technik redukcji rtęci.

10.2.2.1 Usunięta

BAT 24. Usunięta

10.2.2.2 Efektywność energetyczna BAT 25. Usunięta

BAT-AEEL (1) (6)

Rodzaj obiektu

energetyczngo spalania

Efektywność elektryczna netto (%) (1bis) Całkowite zużycie paliwa netto (%) (4) (7)

Nowy obiekt (5) Istniejący obiekt Nowy obiekt Istniejący obiekt

Kocioł opalany biomasą stałą

oraz/lub torfem

33,5-do >38 28-38 73-99 73-99

(1) BAT-AEEL nie mają zastosowania do jednostek eksploatowanych < 1500 g/r.

(1bis) W ramach podanych przedziałów BAT-AEEL, na osiągniętą efektywność energetyczną może mieć negatywny wpływ (aż do 4 pp.)

rodzaj stosowanych systemów chłodzenia lub położenie geograficzne jednostki.


(5) Dolną granicę przedziału można obniżyć do 32% w przypadku jednostek < 150 MWth spalających paliwa z biomasy o wysokiej

wilgotności.

(6) W przypadku jednostek CHP, ma zastosowanie jedynie jedna z dwóch BAT-AEEL, efektywność elektryczna netto lub całkowite

zużycie paliwa netto, w zależności od projektu jednostki CHP (tj. bardziej zorientowana na produkcję energii lub ciepła).


Tabela 10.10: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEEL) dla spalania biomasy stałej oraz/lub torfu

Rozdział 10


10.3.1.2 Emisje NOX i CO do powietrza

BAT 32. W celu zapobiegnięcia lub redukcji emisji NOX do powietrza przy ograniczaniu emisji CO do

powietrza ze spalania HFO oraz/lub oleju gazowego w kotłach, najlepszą dostępną techniką jest

stosowanie jednej z lub kombinacji technik przedstawionych poniżej.


a. Wybór paliwa Patrz opis w Sekcji 10.8 Możliwość zastosowania z uwzględnieniem

ograniczeń związanych z dostępnością różnych

rodzajów paliwa, na co może mieć wpływ polityka

energetyczna Państwa Członkowskiego

b. Dodanie wody/pary Patrz opis w Sekcji 10.8 Możliwość zastosowania z uwzględnieniem

ograniczeń związanych z dostępnością wody

c. Stopniowanie powietrza Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

d. Stopniowanie paliwa Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

e. Recyrkulacja gazów

odlotowych


f. Palniki o niskiej emisji

NOX (LNB)


Zaawansowany system

kontroli

Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie w nowych jednostkach.

Możliwość zastosowania w starych obiektach

energetycznego spalania potencjalnie ograniczona

koniecznością modernizacji systemu spalania

oraz/lub systemu kontroli

h. Selektywna redukcja

katalityczna (SCR)

Patrz opis w Sekcji 10.8 Brak zastosowania to obiektów energetycznego

spalania eksploatowanych < 500 g/r.

Mogą pojawić się ograniczenia techniczne i

ekonomiczne w modernizacji istniejących


eksploatowanych pomiędzy 500 g/r i 1500 g/r.

Brak ogólnego zastosowania do obiektów

energetycznego spalania < 100 MWth

i. Selektywna redukcja


Patrz opis w Sekcji 10.8 Brak ogólnego zastosowania do obiektów

energetycznego spalania eksploatowanych < 500

g/r o wysoce zmiennym obciążeniu kotłów.

Możliwość zastosowania może być ograniczona w

przypadku obiektów energetycznego spalania

eksploatowanych w przedziale 500 - 1500 g/r o

wysoce zmiennym obciążeniu kotłów.

Tabela 10.16: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji NOX do powietrza ze spalania HFO oraz/lub

oleju gazowego w kotłach




spalania

(MWth)

BAT-AEL (mg/Nm3)

Średnia roczna Średnia roczna lub średnia z okresu

pobierania prób


< 100 75-200 150-270 100-215 210-330 (6)

> 100 45-75 45-100 (4) 85-100 85-110 (5) (7)



(4) Górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 110 mg/Nm3 dla obiektów 100-300 MWth i > 300 MWth uruchomionych nie później,

niż 7 stycznia 2014 r.


niż 7 stycznia 2014 r..

(6) Dla kotłów przemysłowych i ciepłowni komunalnych uruchomionych nie później, niż 27 listopada 2003, eksploatowanych <

1500 g/r i do których nie można zastosować SCR oraz/lub SNCR, górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 450 mg/Nm3.

(7) Dla kotłów przemysłowych i ciepłowni komunalnych > 100 MWth uruchomionych nie później, niż 27 listopada 2003,

eksploatowanych < 1500 g/r i do których nie można zastosować SCR oraz/lub SNCR, górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 365

mg/Nm3.

Rozdział 10


Wskaźnikowo, średnia roczna poziomów emisji CO dla:

• istniejących obiektów energetycznego spalania 50-100 MWth eksploatowanych > 500 g/r, lub nowych

obiektów energetycznego spalania 50-100 MWth, będzie ogólnie wynosić < 30-250 mg/Nm3;

• istniejących obiektów energetycznego spalania 100-300 MWth eksploatowanych > 1500 g/r, lub

nowych obiektów energetycznego spalania 100-300 MWth, będzie ogólnie wynosić < 30-160 mg/Nm3;

• istniejących obiektów energetycznego spalania > 300 MWth eksploatowanych > 1500 g/r, lub nowych

obiektów energetycznego spalania > 300 MWth, będzie ogólnie wynosić < 30-80 mg/Nm3.

BAT 27. Usunięta


BAT 28. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji SOX, HCl i HF do powietrza ze spalania biomasy

stałej oraz/lub torfu, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji technik




ograniczeń związanych z dostępnością

różnych rodzajów paliwa, na co może mieć


Członkowskiego

b. Kondensator gazu

odlotowego Ogólne zastosowanie


energetycznego spalania eksploatowanych

< 500 g/r.




eksploatowanych pomiędzy 500 g/r i 1500

g/r.

Mokre odsiarczanie gazu

odlotowego (mokre FGD)

c. Patrz opis w Sekcji 10.8

d. Iniekcja sorbentu do kotła

(w piecu lub w łożu) Ogólne zastosowanie

e. Iniekcja kanałowa

sorbentu (DSI)


f. Absorbent pylisty (SDA) ' Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie g. Skrubing mokry Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

h. Skruber suchy z

obrotowym łożem

fluidalnym (CFB)


Rozdział 10


Tabela 10.12: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji SO2 do powietrza ze spalania biomasy stałej

oraz/lub torfu

Całkowita moc


w paliwie obiektu


(MWth)

BAT-AEL dla SO2 (mg/Nm3)


próbkowania


< 100 15-70 15-100 30-175 30-215

100-300 < 10-50 < 10-70 (1) < 20-85 < 20-175 (3)

> 300 <10-35 < 10-50 (1) < 20-70 < 20-85 (4)

(1) Dla istniejących obiektów spalających paliwa o średniej zawartości siarki 0,1 wt-% (suchy) lub wyższej, górna granica przedziału

BAT-AEL wynosi 100 mg/Nm3.



BAT-AEL wynosi 215 mg/Nm3.


BAT-AEL wynosi 165 mg/Nm3, lub 215 mg/Nm3, jeżeli obiekty te uruchomiono nie później niż 7 listopada 2014 r. oraz/lub są

kotłami FBC spalającymi torf.


Tabela 10.12-bis: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji HCl i HF do powietrza ze spalania biomasy

stałej oraz/lub torfu

Całkowita

moc

nominalna

dostarczona w

paliwie

obiektu

energetyczneg

o spalania

(MWth)

BAT-AEL for HCl (mg/Nm3) (1bis) (1ter) BAT-AEL for HF

(mg/Nm3)

Średnia roczna lub średnia prób

uzyskanych w okresie jednego

roku

Średnia dzienna lub średnia z

okresu próbkowania

Średnia z okresu

próbkowania

Nowy obiekt Istniejący obiekt Nowy obiekt Istniejący

obiekt (4)

Nowy obiekt Istniejący

obiekt (4)

< 100 1-7 1-15 j 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

( is) Dla obiektów spalających paliwa o średniej zawartości chloru > 0,1 wt-% (suchy), lub dla istniejących obiektów współspalania

biomasy z paliwem bogatym w siarkę (np. torfem) lub wykorzystujących dodatki zasadowe konwertujące chlorki (np. siarkę

pierwiastkową), górna granica przedziału BAT-AEL dla średniej rocznej dla nowych obiektów wynosi 15 mg/Nm3, górna granica

przedziału BAT-AEL dla średniej rocznej dla istniejących obiektów wynosi 25 mg/Nm3. Średnia dzienna przedziału BAT-AEL nie ma

zastosowania do tych obiektów.

(1ter) Średnia dzienna przedziału BAT-AEL nie ma zastosowania do obiektów eksploatowanych < 1500 g/r. górna granica przedziału

BAT-AEL dla średniej rocznej dla istniejących obiektów eksploatowanych < 1500 g/r wynosi 15 mg/Nm3.


(3) Dolna granica przedziałów BAT-AEL może być trudna do osiągnięcia w przypadku obiektów z mokrym FGD i grzejnikiem gaz-

gaz w dole procesu.


10.2.2.5 Emisje pyłów i pyłowe emisje metali do powietrza

BAT 29. W celu zapobiegnięcia oraz/lub zredukowania emisji pyłów i pyłowych emisji metali do powietrza

ze spalania stałej biomasy oraz/lub torfu, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub



Wybór paliwa Patrz opis w Sekcji 10.8 Możliwość zastosowania z


dostępnością różnych rodzajów paliwa, na

co może mieć wpływ polityka


Filtr workowy Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

Rozdział 10


Elektrofiltr (ESP) Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

System suchy lub półsuchy Patrz opis w Sekcji 10.8. Technika jest

głównie stosowana do kontroli SOX, HCl

oraz/lub HF.



odlotowego (FGD)


głównie stosowana do kontroli SOX, HCl

oraz/lub HF.

Patrz możliwość zastosowania w BAT 28

Tabela 10.13: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji pyłów do powietrza ze spalania biomasy stałej

oraz/lub torfu

BAT-AEL dla pyłu (mg/Nm3)




spalania

(MWth)


próbkowania


< 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



10.2.2.6 Emisje rtęci do powietrza

BAT 30. W celu zredukowania oraz/lub redukcji emisji rtęci do powietrza we spalania stałej biomasy oraz/lub torfu, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji technik przedstawionych poniżej.


Techniki redukcji emisji rtęci

Możliwość zastosowania z uwzględnieniem




Członkowskiego

a. Wybór

paliwa

Iniekcja sorbentu węglowego (np.

węgla aktywnego lub



Patrz opis w Sekcji 10.8 b. Ogólne zastosowanie

c. Stosowanie dodatków

fluorowcowanych w paliwie lub

wtrysk do pieca

Ogólne zastosowanie w przypadku niskiej

zawartości związków fluorowcowanych w

paliwie

Wspólne korzyści z technik stosowanych pierwotnie do redukcji emisji innych substancji zanieczyszczających

d. Filtr workowy Patrz opis w Sekcji 10.8. Ogólne zastosowanie

e. Elektrofiltr (ESP) Technika stosowana głównie

do kontroli pyłu.


System suchy lub półsuchy Patrz opis w Sekcji 10.8. Ogólne zastosowanie

Technika jest głównie

stosowana do kontroli SOX,

HCl oraz/lub HF.


odlotowego (FGD)

Patrz możliwość zastosowania w BAT 28

Tabela 10.14: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji rtęci do powietrza ze spalania biomasy stałej

oraz/lub torfu

Substancja

zanieczyszczająca

Jednostka BAT-AEL dla Hg

Średnia z okresu pobierania prób

Rtęć μg/Nm3 < 1 - 5

Rozdział 10


10.3 Konkluzje BAT dla spalania paliw ciekłych Konkluzje BAT przedstawione w niniejszej sekcji nie mają zastosowania do obiektów energetycznego spalania

na platformach morskich; zostały one ujęte w Sekcji 10.4.3.

10.3.1 Kotły opalane HFO oraz/lub olejem gazowym O ile nie stwierdzono inaczej, konkluzje BAT zawarte w niniejszej sekcji mają ogólne zastosowanie do spalania

HFO oraz/lub oleju gazowego w kotłach. Dodatkowo mają one zastosowanie do ogólnych konkluzji BAT

przedstawionych w Sekcji 10.1.

10.3.1.1 Efektywność energetyczna

BAT 31. Usunięta Tabela 10.15: Poziomy efektywności energetycznej związane z BAT (BAT-AEEL) dla spalania HFO oraz/lub oleju

gazowego w kotłach

BAT-AEEL (1) (6)

Rodzaj obiektu


Efektywność elektryczna netto (%) (1bis) Całkowite zużycie paliwa netto (%) (4) (7)

Nowy obiekt (5) Istniejący obiekt Nowy obiekt Istniejący obiekt

Kocioł opalany HFO oraz/lub

olejem gazowym > 36,4

35,6–37,4 80-96 80-96





Rozdział 10



BAT 32. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji NOX do powietrza przy ograniczaniu emisji do

powietrza ze spalania HFO oraz/lub gazu olejowego w kotłach, najlepszą dostępną techniką jest



a. Wybór paliwa Patrz opis w Sekcji 10.8 Możliwość zastosowania z





b. Dodanie wody/pary Patrz opis w Sekcji 10.8 Możliwość zastosowania z


dostępnością wody

c. Stopniowanie powietrza Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

d. Stopniowanie paliwa Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

e. Recyrkulacja gazu odlotowego Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

f. Palniki o niskiej emisji

NOX(LNB)


Zaawansowany system kontroli Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie w nowych

jednostkach. Możliwość zastosowania w

starych obiektach energetycznego spalania



systemu kontroli

h. Selektywna redukcja

katalityczna (SCR)

Patrz opis w Sekcji 10.8 Brak zastosowania to obiektów


< 500 g/r.

Mogą pojawić się ograniczenia techniczne

i ekonomiczne w modernizacji istniejących



g/r.

Brak ogólnego zastosowania do obiektów


i. Selektywna redukcja


Patrz opis w Sekcji 10.8 Brak ogólnego zastosowania do obiektów


< 500 g/r o wysoce zmiennym obciążeniu

kotłów. Możliwość zastosowania może

być ograniczona w przypadku obiektów


w przedziale 500 - 1500 g/r o wysoce

zmiennym obciążeniu kotłów.

Rozdział 10







spalania

(MWth)

BAT-AEL (mg/Nm3)

Średnia roczna Średnia roczna lub średnia z okresu

pobierania prób


< 100 75-200 150-270 100-215 210-330 (6)

> 100 45-75 45-100 (4) 85-100 85-110 (5) (7)

(2) BAT-AEL nie mają zastosowania do jednostek eksploatowanych < 1500 g/r.



niż 7 stycznia 2014 r.


niż 7 stycznia 2014 r..



(7) Dla kotłów przemysłowych i ciepłowni komunalnych > 100 MWth uruchomionych nie później, niż 27 listopada 2003,

eksploatowanych < 1500 g/r i do których nie można zastosować SCR oraz/lub SNCR, górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 365

mg/Nm3.

Wskaźnikowo, średnie roczne poziomy emisji CO dla nowych lub istniejących obiektów energetycznego

spalania < 100 MWth oraz obiektów energetycznego spalania> 100 MWth eksploatowanych > 1500 g/r będą

wynosić ogólnie, odpowiednio, 10-30 mg/Nm3 i 10-20 mg/Nm3.

Rozdział 10



BAT 33. W celu zapobiegnięcia lub redukcji emisji SOX, HCl i HF do powietrza ze spalania HFO oraz/lub

oleju gazowego w kotłach, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji technik







Członkowskiego

b. Kondensator gazu

odlotowego


c. Mokre odsiarczanie gazu


Patrz opis w Sekcji 10.8 Mogą pojawić się ograniczenia techniczne i


obiektów energetycznego spalania <300

MWth. Brak zastosowania to obiektów

energetycznego spalania eksploatowanych <

500 g/r.





g/r.

d. Iniekcja kanałowa

sorbentu (DSI)


e. Absorbent pylisty (SDA) ' Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

f. FGD z wodą morską Patrz opis w Sekcji 10.8 Mogą pojawić się ograniczenia techniczne i


obiektów energetycznego spalania <300

MWth. Brak zastosowania to obiektów


500 g/r.





g/r.

Tabela 10.17: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji SO2 do powietrza ze spalania HFO oraz/lub


Całkowita moc


w paliwie obiektu




pobierania prób

(MWth) Nowy obiekt Istniejący obiekt (3) Nowy obiekt Istniejący obiekt (5)

<300 50-175 50-175 150-200 150-200 (6)

> 300 35-50 50-110 50-120 150-165 (4) (7)







1500 g/r i do których nie można zastosować mokrego FGD, górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 200 mg/Nm3.

Rozdział 10


10.3.1.4 Emisja pyłów i pyłowa emisja metali do powietrza

BAT 34. W celu zredukowania emisji pyłów i pyłowej emisji metali do powietrza ze spalania HFO

oraz/lub oleju gazowego w kotłach, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji



a. Wybór paliwa Patrz opis w Sekcji 10.8 Możliwość zastosowania z





b. Elektrofiltr (ESP) Patrz opis w Sekcji 10.8 c. Filtr workowy Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

d. Multicyklony Patrz opis w Sekcji 10.8.

Multicyklony można stosować w

połączeniu z innymi technikami

odpylania.


e. System suchy lub półsuchy Patrz opis w Sekcji 10.8. Technika


SOX, HCl oraz/lub HF.


f. Mokre odsiarczanie gazu

odlotowego (FGD)

Patrz opis w Sekcji 10.8. Technika jest głównie stosowana do

kontroli SOX, HCl oraz/lub HF. Patrz możliwość zastosowania w BAT 33

Tabela 10.18: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji pyłów do powietrza ze spalania HFO oraz/lub


Całkowita moc

nominalna dostarczona w

paliwie obiektu


(MWth)



pobierania prób


<300 2-10 2-20 7-18 7-22 (3)

> 300 2-5 2-10 7-10 7-11 (4)





10.3.2 Silniki opalane HFO oraz/lub olejem gazowym

O ile nie określono inaczej, konkluzje BAT przedstawione w niniejszej Sekcji mają ogólne zastosowanie do

spalania HFO oraz/lub oleju gazowego w silnikach tłokowych. Ponadto, mają one zastosowanie do ogólnych

konkluzji BAT przedstawionych w Sekcji 10.1.

Rozdział 10



BAT 35. W celu zwiększenia efektywności energetycznej spalania HFO oraz/lub oleju gazowego w

silnikach tłokowych, najlepszą dostępną techniką jest zastosowanie odpowiedniej kombinacji technik

podanych w BAT 7 i poniżej.

a.


Cykl złożony


Ogólne zastosowanie w nowych

jednostkach eksploatowanych

> 1500 g/r.

Technika ma zastosowanie do jednostek

istniejących z uwzględnieniem ograniczeń

związanych z projektem cyklu parowego i

dostępnością przestrzeni. Technika nie ma

zastosowania dla istniejących jednostek


Tabela 10.19: Poziomy efektywności energetycznej związane z BAT (BAT-AEEL) dla spalania HFO oraz/lub oleju

gazowego w silnikach tłokowych

Rodzaj jednostki


BAT-AEEL (1)

Efektywność elektryczna netto (%) (2)

Nowa jednostka Istniejąca jednostka

Silnik tłokowy opalany HFO

oraz/lub olejem gazowym –

cykl pojedynczy

41,5-14,5 (3) 38,3-44,5 (3)

Silnik tłokowy opalany HFO

oraz/lub olejem gazowym –

cykl złożony

> 48 (4) Brak BAT-AEEL


(2) Efektywność elektryczna netto BAT-AEEL dotyczy jednostek CHP, których projekt jest ukierunkowany na produkcję energii i

jednostek wytwarzających wyłącznie energię .

(3) Poziomy te mogą być trudne do osiągnięcia w przypadku silników wyposażonych w wysoce energochłonne wtórne techniki

redukcji.

(4) Poziom może być trudny do osiągnięcia w przypadku silników wykorzystujących chłodnice w systemach chłodzenia w suchych,

gorących lokalizacjach geograficznych.

Rozdział 10


10.3.2.2 Emisje NOX, CO oraz lotnych związków organicznych do powietrza

BAT 36. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji NOX do powietrza ze spalania HFO oraz/lub oleju

gazowego w silnikach tłokowych, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji



Koncepcja spalania o niskiej

emisji NOX w silnikach

diesla

a. Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

b. Dodanie wody/pary Patrz opis w Sekcji 10.8 Możliwość zastosowania z uwzględnieniem

ograniczeń związanych z dostępnością wody.


ograniczona niedostępnością opcji

modernizacyjnych.

Selektywna redukcja

katalityczna (SCR)



500 g/r.





Modernizacja istniejących obiektów

energetycznego spalania może być

ograniczona dostępnością przestrzeni.

c. Patrz opis w Sekcji 10.8

d. Recyrkulacja gazu

odlotowego (EGR)

Patrz opis w Sekcji 10.8 Brak zastosowania dla silników

czterosuwowych

BAT 37. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji CO oraz lotnych związków organicznych do

powietrza ze spalania HFO oraz/lub gazu odlotowego w silnikach tłokowych, najlepszą dostępną techniką

jest stosowanie jednej z lub obu technik przedstawionych poniżej.





a. Katalizatory utleniania Patrz opis w Sekcji 10.8 Możliwość zastosowania może być

ograniczona zawartością siarki w

paliwie

b. Optymalizacja spalania Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie


gazu odlotowego w silnikach tłokowych




spalania

(MWth)

BAT-AEL (mg/Nm3)


pobierania prób

Nowy obiekt Istniejący obiekt (2)(4) Nowy obiekt Istniejący obiekt (3)(5)(6)

> 50 115-225 125-625 145-225 150-750


(3) Przedział BAT-AEL dla obiektów eksploatowanych < 1500 g/r wynosi 1150-1900 mg/Nm3.

(4) BAT-AEL nie mają zastosowania do obiektów bez opcji instalacji wtórnych technik redukcji.

(5) Przedział BAT-AEL dla obiektów bez opcji instalacji wtórnych technik redukcji wynosi 1150-1900 mg/Nm3.


Wskaźnikowo, średnie roczne poziomy emisji CO oraz średnie poziomy emisji TVOC z okresu pobierania prób

dla nowych lub istniejących obiektów spalania energetycznego spalających wyłącznie HFO i eksploatowanych >

1500 g/r wynoszą odpowiednio 50-175 mg/Nm3 i 10-40 mg/Nm3.

Rozdział 10



BAT 38. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji SOX, HCl oraz HF do powietrza ze spalania HFO

oraz/lub gazu odlotowego w silnikach tłokowych, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub







b. Iniekcja kanałowa

sorbentu (DSI)

Patrz opis w Sekcji 10.8 Mogą pojawić się ograniczenia techniczne w

przypadku istniejących obiektów energetycznego

spalania

c. Mokre odsiarczanie

gazu odlotowego

(mokre FGD)

Patrz opis w Sekcji 10.8 Mogą pojawić się ograniczenia techniczne i

ekonomiczne w przypadku stosowania techniki do

obiektów energetycznego < 300 MWth.

Brak zastosowania to obiektów energetycznego



ekonomiczne w modernizacji istniejących obiektów

energetycznego spalania eksploatowanych pomiędzy

500 g/r i 1500 g/r

Tabela 10.21: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji SO2 do powietrza ze spalania HFO oraz/lub

gazu odlotowego w silnikach tłokowych s

Całkowita moc


w paliwie obiektu


(MWth)



pobierania prób


Wszystkie wielkości 45-100 100-200 (3) 60-110 105-235 (3)


(3) Górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 280 mg/Nm3 w przypadku niemożności wdrożenia wtórnych technik redukcji.

Dotyczy to zawartości siarki w paliwie rzędu 0,5 wt-% (suchy).



BAT 39. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji pyłów i pyłowych emisji metali do powietrza ze

spalania HFO oraz/lub gazu odlotowego w silnikach tłokowych, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie

jednej z lub kombinacji technik przedstawionych poniżej.






b. Filtr workowy Patrz opis w Sekcji 10.8 Brak zastosowania to obiektów energetycznego

spalania eksploatowanych < 500 g/r c. Elektrofiltr (ESP) Patrz opis w Sekcji 10.8

Rozdział 10


Tabela 10.22: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji pyłów do powietrza ze spalania HFO oraz/lub

gazu odlotowego w silnikach tłokowych

Całkowita moc


w paliwie obiektu


(MWth)



pobierania prób


> 50 5-10 5-35 10-20 10-45

(1) BAT-AEL nie mają zastosowania do jednostek eksploatowanych < 1500 g/r. (2)


10.3.3 Turbiny gazowe opalane olejem gazowym


spalania oleju gazowego w turbinach gazowych. Ponadto, mają one zastosowanie do ogólnych konkluzji BAT



BAT 40. W celu zwiększenia efektywności energetycznej spalania oleju gazowego w turbinach gazowych,

najlepszą dostępną techniką jest zastosowanie odpowiedniej kombinacji technik podanych w BAT 7 i

poniżej.


a. Cykl złożony Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie w nowych jednostkach

eksploatowanych > 1500 g/r.

Technika ma zastosowanie do jednostek

istniejących z uwzględnieniem ograniczeń

związanych z projektem cyklu parowego i

dostępnością przestrzeni. Technika nie ma

zastosowania dla istniejących jednostek


Tabela 10.23: Poziomy efektywności energetycznej związane z BAT (BAT-AEEL) dla turbin gazowych opalanych

olejem gazowym

Rodzaj jednostki


Efektywność elektryczna netto (%) (2)

Nowa jednostka Istniejąca jednostka

Turbina gazowa opalana olejem

gazowym – cykl otwarty

>33 25-35.7

Turbina gazowa opalana olejem

gazowym – cykl złożony

>40 33-44


(2) Efektywność elektryczna netto BAT-AEEL dotyczy jednostek CHP, których projekt jest ukierunkowany na produkcję energii i

jednostek wytwarzających wyłącznie energię

Rozdział 10



BAT 41. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji NOX do powietrza ze spalania oleju

gazowego w turbinach gazowych, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub



a. Dodanie wody/pary Patrz opis w Sekcji 10.8 Możliwość zastosowania może być ograniczona

dostępnością wody

b. Palniki o niskiej emisji

NOX (LNB)

Patrz opis w Sekcji 10.8 Technika ma zastosowanie wyłącznie do modeli

turbin, dla których palniki o niskiej emisji NOX są

dostępne na rynku

Selektywna redukcja

katalityczna (SCR) Brak zastosowania to obiektów energetycznego







energetycznego spalania może być ograniczona

dostępnością przestrzeni.


c.

BAT 42. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji CO do powietrza ze spalania oleju gazowego w

turbinach gazowych, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji technik



a. Katalizatory utleniania Patrz opis w Sekcji 10.8 Brak zastosowania to obiektów energetycznego




dostępnością przestrzeni


Tabela 10.24: Wskaźnikowe poziomy emisji dla emisji NOX do powietrza ze spalania oleju gazowego w

dwupaliwowych turbinach gazowych missions

Rodzaj obiektu energetycznego spalania Wskaźnikowe poziomy emisji NOX

Średnia dzienna lub średnia z okresu pobierania prób

Dwupaliwowa turbina gazowa do użytku

awaryjnego eksploatowana < 500 g/r

145-250

Dwupaliwowa turbina gazowa uruchomiona nie

później, niż 7 stycznia 2014 r. i eksploatowana < 500

g/r

<99

Rozdział 10


10.3.3.3 Emisje SOX i pyłów do powietrza BAT 43. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji SOx i pyłów ze spalania oleju gazowego w

turbinach gazowych, najlepszą dostępną techniką jest zastosowanie techniki podanej poniżej.






Tabela 10.25: Poziomy emisji związane z BAT dla emisji SO2 i pyłów ze spalania oleju gazowego w

turbinach gazowych, w tym dwupaliwowych turbin gazowych

Całkowita moc


w paliwie obiektu


(MWth)

BAT-AEL (mg/Nm3)

SO2 Pył

Nowy lub istniejący obiekt Nowy lub istniejący obiekt

Średnia roczna (2) Średnia dzienna lub

średnia z okresu

pobierania prób (3)

Średnia roczna (2)

Średnia dzienna lub

średnia z okresu

pobierania prób (3) ≥ 50 35-60 50-66 2-5 2-10



Rozdział 10


10.4 Konluzje BAT dla spalania paliw gazowych 10.4.1 Konkluzje BAT dla spalania gazu ziemnego


spalania gazu ziemnego. Ponadto, mają one zastosowanie do ogólnych konkluzji BAT przedstawionych w Sekcji

10.1. Nie odnoszą się do obiektów energetycznego spalania na platformach morskich, które zostały ujęte w

Sekcji 10.4.3.

10.4.1.1 Efektywność energetyczna BAT 44. W celu zwiększenia efektywności energetycznej spalania gazu ziemnego, najlepszą dostępną

techniką jest zastosowanie odpowiedniej kombinacji technik podanych w BAT 7 i poniżej.


a. Cykl złożony Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie w nowych turbinach

gazowych i silnikach, za wyjątkiem w

eksploatowanych > 1500 g/r.

Technika ma zastosowanie do istniejących

turbin gazowych i silników z uwzględnieniem

ograniczeń związanych z projektem cyklu

parowego i dostępnością przestrzeni.

Technika nie ma zastosowania dla

istniejących turbin gazowych i silników


Technika nie ma zastosowania do turbin

gazowych o napędzie mechanicznym

eksploatowanych w trybie przerywanym o

dużej zmienności obciążenia oraz częstych

rozruchach i wyłączeniach.

Technika nie ma zastosowania do kotłów.

BAT 44. Usunięta

Rozdział 10


Tabela 10.26: Poziomy efektywności energetycznej związane z BAT (BAT-AEEL) dla spalania gazu

ziemnego

BAT-AEEL (3) (7)

Rodzaj jednostki


Efektywność elektryczna

netto (%)

Całkowite zużycie

paliwa netto (%)

(2) (8)

Całkowita efektywność mechaniczna

energii netto (%) (5) (8)

Nowy obiekt

(5)

Istniejący

obiekt


Silnik gazowy

Silnik gazowy 39.5–44 (6) 35–44 (6) 56–85 (6) Brak BAT-AEEL

Kocioł opalany gazem

Kocioł opalany gazem 39–42.5 38–40 78–95 Brak BAT-AEEL

Turbina gazowa w cyklu otwartym

Turbina gazowa 36–41.5 33–41.5 Brak BAT-AEEL 36–41.5 36–41.5

Turbina gazowa w cyklu złożonym (CCGT)

CCGT, 50–600 MWth 53–58.5 46–54 Brak BAT-AEEL Brak BAT-AEEL

CCGT, ≥ 600 MWth 57–60.5 50–60 Brak BAT-AEEL Brak BAT-AEEL

CHP CCGT, 50–600 MWth 53–58.5 46–54 65-95 Brak BAT-AEEL

CHP CCGT, ≥ 600 MWth 57–60.5 50–60 65-95 Brak BAT-AEEL

(2) BAT-AEEL dla całkowitego zużycia paliwa netto mogą nie być osiągalne w przypadku zbyt niskiego potencjalnego zapotrzebowania

na ciepło


(5) BAT-AEEL mają zastosowanie dla jednostek stosowanych do napędów mechanicznych

(6) Osiągnięcie poziomów może być trudne w przypadku silników wyregulowanych tak, aby uzyskać emisję NOx na poziomie poniżej

190 mg/Nm3.




Rozdział 10


10.4.1.2 Emisje NOX, CO, NMVOC i CH4 do powietrza

BAT 46. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji NOX do powietrza ze spalania gazu ziemnego w

kotłach, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji technik przedstawionych

poniżej


a. Stopniowanie powietrza

oraz/lub paliwa Patrz opisy w Sekcji 10.8. Stopniowanie

powietrza jest często związane z palnikami

o niskiej emisji NOX


b. Recyrkulacja gazu

odlotowego


c. Palniki o niskiej emisji

NOX (LNB)


d.

Selektywna redukcja

katalityczna (SCR)



500 g/r.





g/r.

e.

Selektywna redukcja




500 g/r o wysoce zmiennym obciążeniu

kotłów. Możliwość zastosowania może być



1500 g/r.

f.

Zaawansowany system

kontroli Patrz opis w Sekcji 10.8. Technika często

stosowana z innymi technikami lub

samodzielnie do obiektów energetycznego

spalania eksploatowanych < 500 g/r

Możliwość zastosowania w starych obiektach

energetycznego spalania potencjalnie

ograniczona koniecznością modernizacji

systemu spalania oraz/lub systemu kontroli

g. Redukcja temperatury

powietrza spalania

Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie z ograniczeniami

związanymi z potrzebami procesowymi


turbinach gazowych, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji technik



a. Palniki suche o niskiej emisji

NOX (DLN)

Patrz opis w Sekcji 10.8 Możliwość zastosowania może być

ograniczona w przypadku turbin o braku

opcji modernizacji lub w przypadku

instalacji systemów uzupełniania

pary/wody.

b. Selektywna redukcja

katalityczna (SCR)



500 g/r.

Brak zastosowania w istniejących obiektach

energetycznego spalania< 100 MWth.


energetycznego spalania ograniczona

dostępnością przestrzeni. Mogą pojawić się

ograniczenia techniczne i ekonomiczne w



pomiędzy 500 g/r i 1500 g/r.

Rozdział 10


c. Dodanie wody/pary Patrz opis w Sekcji 10.8 Możliwość zastosowania może być

ograniczona dostępnością wody

d.

e.

f.

Zaawansowany system kontroli Patrz opis w Sekcji 10.8. Technika

często stosowana z innymi technikami

lub samodzielnie do obiektów



Możliwość zastosowania w starych


potencjalnie ograniczona

koniecznością modernizacji systemu

spalania oraz/lub systemu kontroli

Koncepcja projektu o niskim

obciążeniu Dostosowanie kontroli procesu i

powiązanego sprzętu do utrzymania

dobrej efektywności spalania przy

zróżnicowanym zapotrzebowaniu na

energię np. poprzez usprawnienie

kontroli dopływu powietrza lub podział

procesu spalania na osobne etapy

Możliwość zastosowania potencjalnie

ograniczona przez projekt turbiny

gazowej

Palniki o niskiej emisji NOX

(LNB)

Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie do

uzupełniającego opalania generatorów

pary z odzyskiem ciepła (HRSG) w

przypadku obiektów energetycznego

spalania z CCGT


silnikach, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji technik przedstawionych

poniżej.


a. Koncepcja spalania ubogiej

mieszanki Patrz opis w Sekcji 10.8. Ogólnie

stosowana w połączeniu z SCR

Stosowana wyłącznie w nowych

silnikach gazowych

b. Zaawansowana koncepcja

spalania ubogiej mieszanki

Patrz opis w Sekcji 10.8 Stosowana wyłącznie do nowych

silników ze świecami zapłonowymi

lub innym rodzajem zapłonu s


katalityczna (SCR)

Patrz opis w Sekcji 10.8 Modernizacja istniejących obiektów


dostępnością przestrzeni. Brak

zastosowania to obiektów




techniczne i ekonomiczne w



eksploatowanych pomiędzy 500 g/r i

1500 g/r.

d. Zaawansowany system kontroli Patrz opis w Sekcji 10.8. Technika

często stosowana z innymi technikami

lub samodzielnie do obiektów






koniecznością modernizacji systemu

spalania oraz/lub systemu kontroli

BAT 49. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji CO do powietrza ze spalania gazu ziemnego,

najlepszą dostępną techniką jest zastosowanie jednej lub obu podanych poniżej technik.

Technika Opis

a. Optymalizacja spalania Patrz opis w Sekcji 10.8

b. Katalizatory utleniania Patrz opis w Sekcji 10.8

Rozdział 10


Tabela 10.27: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji NOX do powietrza ze spalania gazu

ziemnego w turbinach gazowych




spalania

BAT-AEL (mg/Nm3) (3) (22)

Rodzaj obiektu energetycznego

spalania

Średnia

roczna Średnia dzienna lub średnia z

okresu pobierania prób

Turbiny gazowe w cyklu otwartym (OCGT) (11)

Nowe OCGT ≥ 50 15-35 (13) 25-50 (13)

Istniejące OCGT (bez turbin do

napędów mechanicznych) –

wszystkie obiekty oprócz obiektów


≥ 50 15-50 25-55 (13)

Turbiny gazowe o cyklu złożonym (CCGT) (11)

Nowe GCCT ≥ 50 10-30 (12) 15-40 (12)

Istniejące CCGT o całkowitym

zużyciu paliwa netto < 75%

≥ 600 10-40 18-50


zużyciu paliwa netto ≥ 75%

≥ 600 10-50 18-55 (16)


zużyciu paliwa netto < 75%

50-600 10-45 35-55


zużyciu paliwa netto ≥ 75%

50-600 25-50 (18) 35-55 (17)

Turbiny gazowe o cyklu otwartym i złożonym

Turbiny gazowe uruchomione nie

później, niż 27 listopada 2003 r. lub

istniejące turbiny gazowe do użytku

awaryjnego, eksploatowane < 500

g/r

≥ 50 Brak BAT-AEL 16-140 (2) (21)

Istniejące turbiny gazowe do

napędów mechanicznych -

wszystkie obiekty oprócz obiektów


≥ 50 15-30 (20) 25-55 (19)

(2) Dolną granicę przedziału BAT-AEL dla NOX można uzyskać za pomocą palników DLN.

(3) BAT-AEL mają również zastosowanie do spalania gazu ziemnego w turbinach dwupaliwowych.

(5) Górna granica przedziału wynosi 80 mg/Nm3 w przypadku obiektów uruchomionych nie później niż 27 listopada 2003 r. i eksploatowanych

pomiędzy 500 g/r i 1500 g/r.

(7) BAT-AEL nie mają zastosowania do istniejących obiektów eksploatowanych < 1500 g/r.

(11 BAT-AEL nie mają zastosowania do istniejących turbin do napędów mechanicznych lub obiektów eksploatowanych < 500 g/r.

(12) Dla obiektów o efektywności elektrycznej (EE) netto powyżej 55 %, można zastosować współczynnik korekcji dla górnej granicy przedziału

BAT-AEL, odpowiadającej [górnej granicy] x EE/55, gdzie EE jest efektywnością elektryczną netto obiektu określoną w warunkach obciążenia

bazowego ISO.

(13) Dla obiektów o efektywności elektrycznej (EE) netto powyżej 39 %, można zastosować współczynnik korekcji dla górnej granicy przedziału

BAT-AEL, odpowiadającej [górnej granicy] x EE/ 39, gdzie EE jest efektywnością elektryczną netto obiektu określoną w warunkach obciążenia

bazowego ISO.

(14) Optymalizacja funkcjonowania istniejącej techniki redukcji emisji NOX może prowadzić do emisji CO w górnej granicy wskaźnikowego

przedziału emisji CO podanej poniżej w tabeli.

(17) Dla obiektów istniejących uruchomionych nie później niż 7 stycznia 2014 r., górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 65 mg/Nm3.

(17) Dla obiektów istniejących uruchomionych nie później niż 7 stycznia 2014, górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 80 mg/Nm3.




(21) Poziomy są poziomami wskaźnikowymi.

(22) W przypadku turbin gazowych wyposażonych w DLN, BAT-AEL mają zastosowanie wyłącznie wtedy, gdy DLN funkcjonuje efektywnie.

Wskaźnikowo, roczna średnia poziomów emisji CO będzie mieć następujące wartości dla każdego rodzaju

istniejących obiektów energetycznego spalania eksploatowanych > 1500 g/r i dla każdego rodzaju nowych

obiektów energetycznego spalania:

Rozdział 10


• Nowe OCGT > 50 MWth: < 5-40 mg/Nm3. Dla obiektów o efektywności energii elektrycznej netto

(EE) powyżej 39 %, do górnej granicy przedziału można zastosować współczynnik korekcyjny,

odpowiadający [górnej granicy] x EE / 39, gdzie EE jest efektywnością energii elektrycznej lub

mechanicznej netto obiektu oznaczoną w warunkach bazowych ISO.

• Istniejące OCGT > 50 MWth i eksploatowane > 500 g/r (z wyłączeniem turbin do napędów

mechanicznych): < 5-40 mg/Nm3. Górna granica przedziału będzie wynosić 80 mg/Nm3 w przypadku

obiektów istniejących bez możliwości instalacji technik suchych redukcji NOX lub 50 mg/Nm3 dla

obiektów eksploatowanych w niskim obciążeniu.

• Nowe CCGT > 50 MWth: < 5-30 mg/Nm3. a obiektów o efektywności energii elektrycznej netto (EE)

powyżej 55 %, do górnej granicy przedziału można zastosować współczynnik korekcyjny,

odpowiadający [górnej granicy] x EE / 55, gdzie EE jest efektywnością energii elektrycznej lub

mechanicznej netto obiektu oznaczoną w warunkach bazowych ISO.

• Istniejące CCGT > 50 MWth: < 5-30 mg/Nm3. Górna granica przedziału będzie wynosić 50 mg/Nm3

dla obiektów eksploatowanych w niskim obciążeniu.

• Istniejące turbiny gazowe > 50 MWth dla napędów mechanicznych eksploatowanych > 500 g/r: < 5-

40 mg/Nm3. Górna granica przedziału będzie wynosić 50 mg/Nm3 dla obiektów eksploatowanych w

niskim obciążeniu.

W przypadku turbin gazowych wyposażonych w palniki DLN, poziomy wskaźnikowe odnoszą się do sytuacji, w

których działanie DLN jest efektywne.

Tabela 10.28: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji NOX do powietrza ze spalania gazu ziemnego w

kotłach i silnikach

Rodzaj obiektu energetycznego spalania ► BAT-AEL (mg/Nm3)

Średnia roczna (4) Średnia dzienna lub średnia z


Nowy obiekt Istniejący obiekt Nowy

obiekt

Istniejący obiekt

Kocioł 10-60 50-100 (3) 30-85 85-110 (5)

Silnik (J) 20-75 20-100 (3) 55-85 55-110 (2)(5)

( ) BAT-AEL odnoszą sie wyłącznie do silników zapłonowych i dwupaliwowych. Nie odnoszą się do silników na gaz/olej napędowy.

(2) W przypadku silników awaryjnych eksploatowanych < 500 g/r, do których nie ma zastosowania koncepcja spalania ubogiej

mieszanki lub stosowanie SCR, górna granica przedziału wskaźnikowego wynosi 175 mg/Nm3.


(4) Optymalizacja funkcjonowania istniejącej techniki redukcji emisji NOX może prowadzić do uzyskania poziomów emisji CO w

górnej granicy przedziału wskaźnikowego dla emisji CO podanej poniżej.


Wskaźnikowo, roczne średnie poziomy emisji CO dla nowych kotłów będą wynosić < 515 mg/Nm3, a dla

istniejących kotłów eksploatowanych > 1500 g/r < 5-40 mg/Nm3. Średnie roczne poziomy CO dla silników

istniejących eksploatowanych > 1500 g/r oraz dla nowych silników będą wynosić 30-100 mg/Nm3.

BAT 50. W celu redukcji emisji niemetanowych lotnych związków organicznych (NMVOC) oraz metanu

(CH4) do powietrza ze spalania gazu ziemnego w gazowych silnikach zapłonowych spalających ubogą

mieszankę, najlepszą dostępną techniką jest zapewnienie optymalizacji spalania oraz/lub zastosowanie

katalizatorów utleniania.

Opis

Katalizatory utleniania nie są skuteczne przy redukcji węglowodorów nasyconych zawierających mniej niż

cztery atomy węgla.

Rozdział 10


Tabela 10.29: Poziomy emisji związane z BAT dla emisji formaldehydu i CH4 do powietrza ze spalania

gazu ziemnego w gazowych silnikach zapłonowych spalających ubogą mieszankę

Całkowita moc


w paliwie obiektu


(MWth)

BAT-AEL (mg/Nm3)

Formaldehyd CH 4


Nowy lub

istniejący obiekt


≥ 50 5-15 (1) 215-500 (2) 215-560(1) (2)



10.4.2 Konkluzje BAT dla spalania gazów z procesów przetwórstwa żelaza i stali


spalania gazów z procesów przetwórstwa żelaza i stali (gazu wielkopiecowego, gazu koksowniczego, gazu

konwertorowego) pojedynczo, łącznie, lub jednocześnie z innymi paliwami gazowymi oraz/lub ciekłymi.

Ponadto, mają one zastosowanie do ogólnych konkluzji BAT przedstawionych w Sekcji 10.1.


BAT 51. W celu zwiększenia efektywność energetycznej spalania gazów z procesów przetwórstwa żelaza i

stali, najlepszą dostępną techniką jest zastosowanie odpowiedniej kombinacji technik podanych w BAT 7

i poniżej.


a. System zarządzania gazami

procesowymi

Patrz opis w Sekcji 10.8 Stosowane wyłącznie w

hutach zintegrowanych

Rodzaj jednostki energetycznego

spalania

BAT-AEEL (2) (5)

Efektywność elektryczna netto (%) Całkowite zużycie paliwa netto (%)

(3)

Istniejący wielopaliwowy kocioł

gazowy

30-40 50-84

Nowy wielopaliwowy kocioł

gazowy (1)

36-42.5 50-84

(1) Szeroki zakres efektywności energetycznych jednostek CHP zależy w dużej mierze od lokalnego zapotrzebowania na energię

elektryczną i ciepło.



zużycie paliwa netto, w zależności od projektu jednostki CHP (tj. bardziej zorientowana na produkcję energii lub ciepła)..


Tabela 10.30: Poziomy efektywności energetycznej związane z BAT (BAT-AEEL) dla spalania gazów z

procesów przetwórstwa żelaza i stali w kotłach

Rozdział 10


Tabela 10.31: Poziomy efektywności energetycznej związane z BAT (BAT-AEEL) dla spalania gazów z procesów

przetwórstwa żelaza i stali w kotłach CCGT

Rodzaj jednostki


Efektywność elektryczna netto (%) Całkowite zużycie paliwa netto

(%)

(3) Nowa jednostka Istniejąca

jednostka

CHP CCGT >47 40-48 60-82

CCGT >47 40-48 No BAT-AEEL


(5) W przypadku jednostek CHP, ma zastosowanie jedynie jedna z dwóch BAT-AEEL, efektywność elektryczna netto lub

całkowite zużycie paliwa netto, w zależności od projektu jednostki CHP (tj. bardziej zorientowana na produkcję energii lub

ciepła).



BAT 52. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji NOX do powietrza ze spalania gazów z procesów

przetwórstwa żelaza i stali w kotłach, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji




NOX (DLN) Patrz opis w Sekcji 10.8. Specjalnie

zaprojektowane palniki o niskiej emisji

NOX w wielu rzędach dla danego

rodzaju paliwa lub z określonymi

właściwościami dla opalania

wielopaliwowego (np. dedykowane

dysze do spalania różnych paliw, lub

wstępne mieszanie paliw)


b. Stopniowanie powietrza Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

c. Stopniowanie paliwa Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

d. Recyrkulacja gazu odlotowego Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

e. Selektywna redukcja

katalityczna (SCR)




Brak zastosowania w istniejących

obiektach energetycznego spalania<

100 MWth.



dostępnością przestrzeni oraz

konfiguracją obiektów energetycznego

spalania.

f. Selektywna redukcja





Zaawansowany system kontroli Patrz opis w Sekcji 10.8. Technika ta

jest stosowana w połączeniu z innymi

technikami





systemu kontroli

h. System zarządzania gazami

paliwowymi

Patrz opis w Sekcji 10.8. Ogólne zastosowanie z



rodzajów paliwa

Rozdział 10


BAT 53. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji NOX do powietrza ze spalania gazów z

procesów przetwórstwa żelaza i stali w CCGT, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z

lub kombinacji technik przedstawionych poniżej.



NOX (DLN) Patrz opis w Sekcji 10.8. DLN

spalające gazy z procesów

przetwórstwa żelaza i stali różnią się

od tych spalających sam gaz ziemny.

Ogólne zastosowanie z


związanych z reaktywnością gazów z

procesów przetwórstwa żelaza i stali.

np. gazów koksowniczych.


ograniczona w przypadku turbin,

których nie można zmodernizować lub

w których zainstalowano systemy

dodania pary/wody

b. Palniki o niskiej emisji NOX

(LNB)

Patrz opis w Sekcji 10.8 Stosowane wyłącznie do opalania

uzupełniającego w generatorach pary z

odzyskiem ciepła (HRSG) w

przypadku obiektów energetycznego

spalania z CCGT


katalityczna (SCR)

Patrz opis w Sekcji 10.8 Modernizacja istniejących obiektów



d. Dodanie wody/pary Patrz opis w Sekcji 10.8. W

dwupaliwowych turbinach gazowych

wykorzystujących DLN do spalania

gazów z procesów przetwórstwa żelaza

i stal, dodanie wody/pary jest

stosowane przy spalaniu gazu

ziemnego.


ograniczona dostępnością wody.

e. Zaawansowany system kontroli Patrz opis w Sekcji 10.8. Technika ta

jest stosowana w połączeniu z innymi

technikami





systemu kontroli

f. System zarządzania gazami

paliwowymi

Patrz opis w Sekcji 10.8. Ogólne zastosowanie z



rodzajów paliwa

Rozdział 10


BAT 54. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji CO do powietrza ze spalania gazów z procesów

przetwórstwa żelaza i stali, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji technik


Technika Opis Możliwość

zastosowania

a. Optymalizacja spalania Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

b.

Katalizatory utleniania Patrz opis w Sekcji 10.8 Zastosowanie wyłącznie do

CCGT/



brakiem przestrzeni,

wymogami dotyczącymi

obciążenia oraz zawartością

siarki w paliwie.

Tabela 10.32: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji NOX do powietrza ze spalania 100% gazów z

procesów przetwórstwa żelaza i stali


spalania Referencyjny

poziom O2 (vol-%)

BAT-AEL (mg/Nm3) (1)


pobierania prób

Nowy kocioł 3 15-65 22-100

Istniejący kocioł 3 20-100 (7) 22-110 (6)(7)

Nowa CCGT 15 20-35 30-50

Istniejąca CCGT 15 20-50 (7) 30-55 (8)

(') Obiekty spalające mieszankę gazu o równoważnej wartości LHV of > 20 MJ/Nm3 powinny mieć poziom emisji w górnej granicy

przedziału BAT-AEL.

(6) W przypadku obiektów uruchomionych nie później, niż 7 stycznia 2014 r., górna granica przedziału BAT-AEL wynosi

160 mg/Nm3. Ponadto, górna granica przedziału BAT-AEL może zostać przekroczona w przypadku niemożności stosowania SCR i

stosowania dużej ilości COG (np. > 50 %) oraz/lub spalania COG o względnie wysokiej zawartości H2. W takim przypadku, górna

granica przedziału BAT-AEL wynosi 220 mg/Nm3.

(7) Dolną granicę przedziału BAT-AEL można uzyskać stosując SCR.

(8) W przypadku obiektów uruchomionych nie później, niż 7 stycznia 2014 r., górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 70

mg/Nm3.

Wskaźnikowo, roczne średnie poziomy emisji CO dla nowych i istniejacych kotłów będą wynosić < 5-35

mg/Nm3 i < 5-100 mg/Nm3, odpowiednio, natomiast dla CCGTs < 5-20 mg/Nm3.

BAT 55. Usunięta


Rozdział 10


10.4.2.3 Emisje SOX do powietrza

BAT 56. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji SOX do powietrza ze spalania gazów z procesów

przetwórstwa żelaza i stali, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie kombinacji technik


Technika Opis Możliwość

zastosowania

a. Wstępne

oczyszczanie gazu

koksowniczego w

hutach żelaza i stali

Stosowanie jednej z poniższych technik:

• odsiarczanie w systemach absorpcji;

• mokre odsiarczanie utleniające

Zastosowanie

wyłącznie do obiektów

energetycznego

spalania gazu

koksowniczego

b. System zarządzania

gazami procesowymi

i pomocniczy wybór

paliwa


Stosowanie, w zakresie dopuszczalnym w hutach żelaza i stali:

• większości gazu wielkopiecowego o niskiej zawartości siarki

w paliwie;

• połączenie paliw o niskiej uśrednionej zawartości siarki np.

indywidualnych paliw procesowych o bardzo niskiej

zawartości siarki, np.

o gazu wielkopiecowego o zawartości siarki < 10 mg/Nm3;

o gazu koksowniczego o zawartości siarki

< 300 mg/Nm3;

oraz paliw pomocniczych, w tym:

o gazu ziemnego;

o paliw ciekłych o zawartości siarki < 0 ,4% (w kotłach).

Stosowanie ograniczonej ilości paliw o wyższej zawartości siarki


uwzględnieniem

ograniczeń

związanych z

dostępnością różnych

rodzajów paliwa

Tabela 10.34: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji SO2 do powietrza ze spalania 100% gazów z

procesów przetwórstwa żelaza i stali


spalania Referencyjny

poziom O2 (%)


Średnia roczna Średnia dzienna lub średnia

z okresu pobierania prób

Nowy lub istniejący kocioł 25-150 50-200 (2)

Nowa lub istniejąca CCGT 10-45 20-70

(2) Górna granica przedziału BAT-AEL może zostać przekroczona przy stosowaniu dużej ilości COG (np. > 50 %). W takim

przypadku, górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 300 mg/Nm3.

BAT 57. Usunięta


10.4.2.4 Emisja pyłów do powietrza

BAT 58. W celu zredukowania emisji pyłów do powietrza ze spalania gazów z procesów przetwórstwa

żelaza i stali, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji technik



a. Wybór paliwa/zarządzanie

paliwem Stosowanie kombinacji gazów

procesowych i paliw pomocniczych o

niskiej uśrednionej zawartości pyłów

lub popiołów




rodzajów paliwa

b. Wstępna obróbka gazów

wielkopiecowych w hutach żelaza

i stali

Stosowanie jednego lub kombinacji

suchych urządzeń odpylających (np.

deflektorów, wychwytywaczy pyłów,

Zastosowanie wyłącznie w przypadku

spalania gazów wielkopiecowych

Rozdział 10


cyklonów, elektrofiltrów) oraz/lub

kolejnych technik redukcji pyłów

(skruberów Venturiego, skruberów

pierścieniowych, mokrych

elektrofiltrów, dezintegratorów)

c. Wstępna obróbka gazu

konwertorowego w hutach żelaza i

stali

Stosowanie suchego (np. ESP lub

filtr workowy) lub mokrego (np.

mokry ESP lub skruber) odpylania.

Opis szczegółowy zawarty w BREF

dla przetwórstwa żelaza i stali


spalania gazów konwertorowych

d. Elektrofiltr (ESP) Patrz opisy w Sekcji 10.8



spalających dużą ilość paliw

pomocniczych o wysokiej zawartości

popiołów.

e. Filtr workowy

Tabela 10.36: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji f pyłów do powietrza ze spalania 100%

gazów z procesów przetwórstwa żelaza i stali


spalania

BAT-AEL dla pyłów (mg/Nm3)


pobierania prób

Kocioł 2-7 2-10

CCGT 2-5 2-5

Rozdział 10


10.4.3 Konkluzje BAT dla spalania paliw gazowych oraz/lub ciekłych na platformach

morskich


spalania paliw gazowych oraz/lub ciekłych na platformach morskich. Ponadto, mają one zastosowanie do

ogólnych konkluzji BAT przedstawionych w Sekcji 10.1.

BAT 59. W celu zwiększenia ogólnej efektywności środowiskowej spalania paliw gazowych oraz/lub

ciekłych na platformach morskich, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji


Techniki Opis Możliwość zastosowania

a. Minimalizacja “rezerwy

ukrytej” Podczas eksploatacji z założeniem rezerwy

ukrytej na potrzeby uzyskania niezawodności

operacyjnej, liczbę turbin dodatkowych

ogranicza się, za wyjątkiem sytuacji

wyjątkowych


b. Wybór paliwa Zapewnienie dostaw paliwa gazowego z góry

procesu produkcji ropy naftowej i gazu, co

pozwala uzyskać minimalny przedział

parametrów dla spalania paliwa gazowego np.

wartości opałowej, minimalnych stężeń

związków siarki w celu minimalizacji

powstawania SO2. W przypadku destylatów

ciekłych, preferowane są paliwa niskosiarkowe


c. Kontrola obciążenia Eksploatacja wielu zestawów generatorów lub

sprężarek w punktach obciążenia

minimalizujących zanieczyszczenia


d. Kontrola strat ciśnienia Optymalizacja i utrzymanie systemów

wlotowych i wylotowych w sposób

utrzymujących straty ciśnienia na możliwie

najniższym poziomie


e. Optymalizacja procesu Optymalizacja procesu w celu

zminimalizowania zapotrzebowania na energię

mechaniczną


f. Odzysk ciepła Wykorzystanie ciepła wylotowego z turbiny

/silnika gazowego do ogrzewania platform Ogólne zastosowanie do nowych

obiektów energetycznego spalania.

W istniejących obiektach


możliwość zastosowania


zapotrzebowaniem na ciepło i

konfiguracją obiektu (przestrzeń)

g. Czas wtrysku Optymalizacja czasu wtrysku w silnikach Ogólne zastosowanie

h.

Integracja energii z wielu pól

wydobycia gazu/ropy

Wykorzystanie centralnego źródła energii do

zasilania platform zlokalizowanych na różnych

polach wydobycia gazu/ropy naftowej.


potencjalnie ograniczona, w

zależności od lokalizacji pól

wydobycia ropy/gazu oraz

organizacją platform, w tym

dostosowaniem harmonogramów

planowania, rozruchu i

zakończenia produkcji.

Rozdział 10


BAT 60. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji NOX do powietrza ze spalania paliw gazowych

oraz/lub ciekłych na platformach morskich, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub




NOX (DLN)

Patrz opis w Sekcji 10.8 Zastosowanie do nowych turbin

gazowych (sprzęt standardowy) z

uwzględnieniem ograniczeń związanych

ze zmienną jakością paliwa..


ograniczona w przypadku istniejących

turbin gazowych przez możliwość

modernizacji (dla eksploatacji z niskim

obciążeniem), złożonością konfiguracji

platformy i dostępnością przestrzeni

b. Koncepcja spalania ubogiej

mieszanki

Patrz opis w Sekcji 10.8 Zastosowanie wyłącznie do nowych

silników gazowych

c. Palniki o niskiej emisji NOX Patrz opis w Sekcji 10.8 Zastosowanie wyłącznie do kotłów

d. Zaawansowany system

kontroli

Patrz opis w Sekcji 10.8 Możliwość zastosowania w starych




systemu kontroli

BAT 61. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji CO do powietrza ze spalania paliw gazowych

oraz/lub ciekłych na platformach morskich, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub



Brak zastosowania to obiektów energetycznego


Możliwość modernizacji istniejących obiektów


dostępnością przestrzeni oraz ograniczeniami

wagowymi.

a. Katalizatory utleniania Patrz opis w Sekcji 10.8


Tabela 10.37: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji NOX do powietrza ze spalania paliw gazowych w

turbinach gazowych o cyklu otwartym oraz/lub ciekłych na platformach morskich

Rodzaj obiektu energetycznego spalania BAT-AEL (mg/Nm3) (2)


Nowa turbina gazowa spalająca paliwa gazowe (3) 15-50 (4)

Istniejąca turbina gazowa spalająca paliwa gazowe (3) < 50-350 (1)

(1) Dolną granicę przedziału BAT-AEL można osiągnąć za pomocą palników DLN. (2) BAT-AEL są oparte o > 70 % mocy bazowej dostępnej danego dnia.

(3) W tym turbiny gazowe jedno- i dwupaliwowe.

(4) Górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 250 mg/Nm3, jeżeli palniki DLN nie mają zastosowania.

Wskaźnikowo, roczne średnie poziomy emisji CO dla nowych i istniejących turbin gazowych spalających paliwa

gazowe na platformach morskich będą wynosić odpowiednio < 75 mg/Nm3 i < 100 mg/Nm3.

Rozdział 10


10.5 Konkluzje BAT dla obiektów spalania wielopaliwowego

10.5.1 Konkluzje BAT dla spalania paliw procesowych z przemysłu chemicznego


spalania paliw procesowych z przemysłu chemicznego, indywidualnie, łącznie lub równocześnie z innymi

paliwami gazowymi oraz/lub ciekłymi. Ponadto, mają one zastosowanie do ogólnych konkluzji BAT


10.5.1.1 Ogólna efektywność środowiskowa BAT 62. W celu poprawy ogólnej efektywności środowiskowej spalania paliw procesowych z przemysłu

chemicznego, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie odpowiedniej kombinacji technik

wymienionych w BAT 4 i poniżej.

Techniki Opis Możliwość zastosowania

a. Wstępna obróbka paliw

procesowych z przemysłu

chemicznego

Obróbka wstępna paliw w oraz/lub poza

obiektem energetycznego spalania w celu

poprawy efektywności środowiskowej spalania

paliw

Technika stosowana z


związanych z charakterystyką

paliw procesowych oraz


BAT 63. Usunięta


BAT 64. Usunięta

Tabela 10.38: Poziomy efektywności energetycznej związane z BAT (BAT-AEEL) dla spalania paliw procesowych z

przemysłu chemicznego w kotłach

Rodzaj jednostki


BAT-AEEL (1) (5)

Efektywność elektryczna netto (%) Całkowite zużycie paliwa netto (%) (4)

(5)

Nowa jednostka Istniejąca

jednostka


jednostka

Kocioł wykorzystujący ciekłe

paliwa procesowe z przemysłu

chemicznego, w tym mieszane

z HFO, olejem gazowym

oraz/lub innymi paliwami

ciekłymi

>36 .4 35.6-37.4 80-96 80-96

Kocioł wykorzystujący

gazowe paliwa procesowe z

przemysłu chemicznego, w

tym mieszane z gazem

ziemnym oraz/lub innymi

paliwami gazowymi

39-42.5 38-40 78-95 78-95

( ) BAT-AEEL nie mają zastosowania do jednostek eksploatowanych < 1500 g/r .

(4) BAT-AEEL mogą nie być osiągalne przy potencjalnym zbyt niskim zapotrzebowaniu na ciepło .




10.5.1.3 Emisja NOX i CO do powietrza

Rozdział 10


BAT 65. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji NOX do powietrza przy ograniczaniu emisji CO

do powietrza ze spalania paliw procesowych z przemysłu chemicznego, najlepszą dostępną techniką jest



a. Palniki o niskiej emisji NOX

(LNB) Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

b. Stopniowanie powietrza Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

c. Stopniowanie paliwa Patrz opis w Sekcji 10.8.

Stosowanie stopniowania paliwa

przy korzystaniu z mieszanek

paliw ciekłych może wymagać

określonego projektu kotła


d. Recyrkulacja gazu

odlotowego Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie do nowych obiektów


Stosowanie w istniejących obiektach

energetycznego spalania z uwzględnieniem

ograniczeń związanych z bezpieczeństwem

instalacji chemicznych

Ogólne zastosowanie do nowych obiektów




ograniczeń związanych z bezpieczeństwem

instalacji chemicznych. Brak zastosowania to






pomiędzy 500 g/r i 1500 g/r. o częstych

zmianach paliwa i zróżnicowaniu obciążenia.

e. Selektywna redukcja



f. Selektywna redukcja

katalityczna (SCR)

Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie do nowych obiektów




ograniczeń związanych z konfiguracją

kanałów, dostępnością przestrzeni i

bezpieczeństwem instalacji chemicznych.



500 g/r.





Brak zastosowania w istniejących obiektach


g. Wybór paliwa Patrz opis w Sekcji 10.8 Stosowanie z uwzględnieniem ograniczeń

związanych z dostępnością różnych rodzajów

paliwa oraz/lub alternatywnym

wykorzystaniem paliwa procesowego

h. Dodanie wody/pary Patrz opis w Sekcji 10.8 Możliwość zastosowania potencjalnie


i. Zaawansowany system

kontroli Patrz opis w Sekcji 10.8 Możliwość zastosowania w starych obiektach

energetycznego spalania potencjalnie

ograniczona koniecznością modernizacji

systemu spalania oraz/lub systemu kontroli

Rozdział 10


Tabela 10.39: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji NOX ze spalania paliw procesowych z przemysłu

chemicznego w kotłach

Faza paliwa stosowana w obiekcie


BAT-AEL (mg/Nm3)

Średnia roczna Średnia dzienna lub średnia z


Nowy obiekt Istniejący obiekt Nowy obiekt Istniejący

obiekt

Mieszanka gazów i cieczy 30-85 80-290 (1) 50-110 100-330 (1)

Tylko gazy 20-80 70-100 (2) 30-100 85-110 (3)

(1) Dla istniejących obiektów < 500 MWth uruchomionych nie później, niż 27 listopada 2003 r., stosujących paliwa ciekłe z

zawartością azotu > 0,6 wt-%, górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 380 mg/Nm3.

(2) Dla istniejących obiektów uruchomionych nie później, niż 7 stycznia 2014 r., górna granica przedziału BAT-AEL wynosi

180 mg/Nm3.

(3) Dla istniejących obiektów uruchomionych nie później, niż 7 stycznia 2014 r., górna granica przedziału BAT-AEL wynosi

210 mg/Nm3.

Wskaźnikowo, roczne średnie poziomy emisji CO będą wynosić < 5-30 mg/Nm

10.5.1.4 Emisje SOX, HCl i HF do powietrza BAT 66. W celu redukcji emisji SOX, HCl i HF do powietrza ze spalania paliw procesowych z przemysłu

chemicznego w kotłach, najlepszą dostępną techniką BAT jest stosowanie jednej z lub kombinacji technik podanych

poniżej.


a. Mokre odsiarczanie gazu


Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie do nowych obiektów




ograniczeń związanych z konfiguracją kanałów,

dostępnością przestrzeni i bezpieczeństwem

instalacji chemicznych.

Brak zastosowania mokrego FGD i FGD wodą

morską do obiektów energetycznego spalania

eksploatowanych < 500 h/yr.


ekonomiczne mokrego FGD i FGD wodą

morską do istniejących obiektów energetycznego

spalania <300 MWth. g/r. oraz modernizacji

istniejących obiektów energetycznego spalania

eksploatowanych pomiędzy 500 g/r i 1500 g/r. z

mokrym FGD i FGD wodą morską

Skruber mokry


Skrubing mokry jest stosowany do

usuwania HCl i HF, przy braku

mokrego FGD do redukcji emisji

SOX

b.

c. Iniekcja sorbentu do kotła

(do pieca lub łoża)


d. Iniekcja kanałowa sorbentu

(DSI)


e. Absorbent pylisty (SDA) ' Patrz opis w Sekcji 10.8

f. FGD z wodą morską Patrz opis w Sekcji 10.8

g. Wybór paliwa Patrz opis w Sekcji 10.8 Stosowanie z uwzględnieniem ograniczeń

związanych z dostępnością różnych rodzajów

paliwa oraz/lub alternatywnym wykorzystaniem

paliwa procesowego

Tabela 10.40: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji SO2 do powietrza ze spalania 100% paliw

procesowych z przemysłu chemicznego w kotłach

BAT-AEL (mg/Nm3)


pobierania prób

SO2 10-110 90-200

Rozdział 10


Tabela 10.41: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji HCl i HF do powietrza ze spalania paliw

procesowych z przemysłu chemicznego w kotłach

Całkowita moc

nominalna

dostarczona w

paliwie obiektu

energetycznego

spalania (MWth)

BAT-AEL (mg/Nm3)

HCl HF

Średnia prób uzyskanych w okresie jednego roku

Nowy obiekt Istniejący obiekt Nowy obiekt Istniejący obiekt

< 100 1-7 2-15 (1) < 1-3 < 1-6 (2)

> 100 1-5 1-9 (1) < 1-2 <1-3 ( 2) .

(1) W przypadku obiektów eksploatowanych < 1500 g/r, górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 20 mg/Nm3.

(2) W przypadku obiektów eksploatowanych < 1500 g/r, górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 7 mg/Nm3.


BAT 67. W celu zredukowania emisji pyłu, pyłowych emisji metali ciężkich oraz pierwiastków śladowych

do powietrza ze spalania paliw procesowych z przemysłu chemicznego w kotłach, najlepszą dostępną techniką

jest stosowanie jednej z lub kombinacji technik przedstawionych poniżej.


a. Wybór paliwa Patrz opis w Sekcji 10.8. Stosowanie

kombinacji gazów procesowych i paliw

pomocniczych o niskiej uśrednionej

zawartości pyłów lub popiołów

Stosowanie z uwzględnieniem

ograniczeń związanych z

dostępnością różnych rodzajów

paliwa oraz/lub alternatywnym

wykorzystaniem paliwa

procesowego

b. Filtr workowy Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

c. Elektrofiltr (ESP) Patrz opis w Sekcji 10.8

d. System suchy lub

półsuchy


Technika jest stosowana przede wszystkim do

kontroli emisji SOX, HCl oraz/lub HF



odlotowego (FGD)

Patrz opis w Sekcji 10.8. e. Technika jest stosowana przede wszystkim do

kontroli emisji SOX, HCl oraz/lub HF

Patrz możliwość zastosowania w

BAT 66

Tabela 10.42: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji pyłów do powietrza ze spalania mieszanin gazów

i cieczy złożonych w 100% z paliw procesowych z przemysłu chemicznego w kotłach

Całkowita moc

nominalna dostarczona w

paliwie obiektu


(MWth)

BAT-AEL dla pyłów (mg/Nm3)


pobierania prób


<300 2-5 2-15 2-10 2-22 (2)

> 300 2-5 2-10 (1) 2-10 2-11 (2)

(1) W przypadku obiektów uruchomionych nie później, niż 7 stycznia 2014 r., górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 15 mg/Nm3.

(2) W przypadku obiektów uruchomionych nie później, niż 7 stycznia 2014 r., górna granica przedziału BAT-AEL wynosi 25

mg/Nm3.


10.5.1.6 Usunięte

BAT 68. Usunięta


Rozdział 10


10.5.1.7 Emisje lotnych związków organicznych i polichlorowanych dibenzo-dioksyn i

furanów do powietrza

BAT 69. W celu zredukowania emisji lotnych związków organicznych i polichlorowanych dibenzo-dioksyn

i furanów ze spalania paliw procesowych z przemysłu chemicznego w kotłach do powietrza, najlepszą

dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji technik podanych w BAT 4 i poniżej.


a. Iniekcja węgla aktywnego Patrz opis w Sekcji 10.8 Stosowanie wyłącznie w obiektach

energetycznego spalania wykorzystujących

paliwa pochodzące z procesów chemicznych z

udziałem substancji chlorowanych.

Ogólne zastosowanie do nowych obiektów




ograniczeń związanych z konfiguracją kanałów,

dostępnością przestrzeni i bezpieczeństwem

instalacji chemicznych.

Selektywna redukcja

katalityczna (SCR)


Skrubing mokry jest stosowany do

usuwania HCl i HF, przy braku

mokrego FGD do redukcji emisji

SOX

b.

c. Szybkie chłodzenie z

użyciem skrubingu

mokrego/kondensatora gazu

odlotowego

Patrz opis skrubingu

mokrego/kondensatora gazu

odlotowego w Sekcji 10.8

Tabela 10.45: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji PCDD/F i TVOC do powietrza ze spalania

100% paliw paliwowych z przemysłu chemicznego w kotłach

Substancja zanieczyszczająca Jednostka BAT-AEL


PCDD/F (1) ng I-TEQ/Nm3 < 0,012-0,036

TVOC mg/Nm3 0,6-12

(1) BAT-AEL mają zastosowanie wyłącznie do obiektów wykorzystujących paliwa pochodzące z procesów chemicznych z udziałem

substancji chlorowanych

Rozdział 10


10.6 Konkluzje BAT dla współspalania odpadów


współspalania odpadów w obiektach energetycznego spalania. Ponadto, mają one zastosowanie do ogólnych

konkluzji BAT przedstawionych w Sekcji 10.1.

BAT-AEL w niniejszej sekcji mają zastosowanie, w przypadku współspalania odpadów, do całości

wytwarzanych gazów odlotowych.

Ponadto, w przypadku współspalania odpadów wraz z paliwami, o których mowa w Sekcji 10.2, BAT-AEL

określone w Sekcji 10.2 mają również zastosowanie (i) do całości wytwarzanych gazów odlotowych oraz (ii) do

gazów odlotowych wytworzonych ze spalania paliw objętych tą sekcją z wykorzystaniem wzoru reguły

mieszania opisanej w Załączniku VI (cz. 4) do Dyrektywy 2010/75/UE, w której BAT-AEL dla gazów

odlotowych ze spalania odpadów są ustalane w oparciu o BAT 70 bis.

10.6.1.1 Ogólna efektywność środowiskowa

BAT 70. W celu poprawy ogólnej efektywności środowiskowej wspołspalania odpadów w obiektach

energetycznego spalania, aby zapewnić stabilne warunki spalania i zredukować emisje do powietrza,

najlepszą dostępną techniką jest stosowanie odpowiedniej kombinacji technik wymienionych w BAT 4 i

poniże, w tym techniki BAT 70(a) we wszystkich przypadkach.


a.

Wstępny odbiór i odbiór

odpadów

Wdrożenie procedury odbioru dopadów w

obiekcie energetycznego spalania zgodnie z

odpowiednią BAT z BREF dla

unieszkodliwiania odpadów. Dla parametrów

krytycznych, takich jak wartość opałowa,

zawartość wody, popiołu, chloru i fluoru,

siarki, azotu, PCB, metali (lotnych np. Hg, Tl,

Pb, Co, Se) i nielotnych (np. V, Cu, Cd, Cr,

Ni)), a także zawartości fosforu i zasad (przy

stosowaniu zwierzęcych produktów

ubocznych) przyjęto kryteria odbioru.

Systemy zapewnienia jakości należy

zastosować do każdego ładunku odpadów, tak

aby zapewnić zgodność charakterystyki

współspalanych odpadów i kontrolę wartości

zdefiniowanych parametrów krytycznych (np.

normy EN 15358 dla odzyskanego paliwa

stałego innego niż paliwa niebezpieczne)


b.

Selekcja/ograniczenie

ilości odpadów

Staranna selekcja odpadów wg rodzaju i masy,

a także ograniczenie stopnia spalania.

Ograniczenie udziału popiołów, siarki, fluoru,

rtęci oraz/lub chloru w odpadach

wprowadzanych do obiektu energetycznego

spalania.

Ograniczenie ilości odpadów współspalanych.

Możliwość stosowania z


związanych z polityką gospodarki

odpadami Państwa

Członkowskiego

c.

Suszenie odpadów

Wstępne suszenie odpadów przed ich

wprowadzeniem do komory spalania w celu

utrzymania wysokiej wydajności kotła



niewystarczającym ciepłem

odzyskiwanym z procesu,

wymaganymi warunkami spalania

lub wilgotnością odpadów

Rozdział 10


d. Wstępna obróbka

odpadów Patrz techniki opisane w BREF dla

unieszkodliwiania i spalania odpadów, w tym

mielenie, pyrolizę i zgazowywanie

Możliwość zastosowania może

zależeć od wielkości i konfiguracji

obiektu energetycznego spalania,

rodzaju odpadów oraz dostępności

przestrzeni.

e. Mieszanie odpadów

z paliwem głównym

Skuteczne mieszanie odpadów i paliwa głównego

wymaga jednorodności. Słabo wymieszanego

strumienia odpadów lub nierówna dystrybucja

mogą mieć wpływ na zapłon i spalanie w kotle,

czego należy unikać.

Mieszanie jest możliwe wyłącznie,

gdy mielenie paliwa głównego i

odpadów ma podobny charakter lub

gdy ilość odpadów jest bardzo

niewielka w porównaniu z ilością

głównego paliwa.

BAT 70 bis. W celu zapobiegnięcia wzrostowi emisji z współspalania odpadów w obiektach

energetycznego spalania, najlepszą dostępną techniką jest podjęcie odpowiednich środków

zapewniających, że emisja substancji zanieczyszczających w gazach odlotowych powstałych ze

współspalania paliw nie jest wyższa od emisji w gazach odlotowych powstałych z zastosowania konkluzji

BAT dla spalania odpadów.

BAT 71. Usunięta

BAT 72. W celu zminimalizowania wpływu na recykling pozostałości z współspalania odpadów w

obiektach energetycznego spalania, najlepszą dostępną techniką jest utrzymanie dobrej jakości gipsu,

popiołów i żużla oraz innych pozostałości, zgodnie z wymogami ustanowionymi dla ich recyklingu gdy

obiekt nie prowadzi współspalania odpadów, poprzez stosowanie jednej z lub kombinacji technik

podanych w BAT 80 oraz/lub poprzez ograniczenie współspalania do frakcji odpadów o stężeniu

substancji zanieczyszczających podobnym do stężeń w innych spalanych paliwach.


BAT 73. W celu zwiększenia efektywności energetycznej współspalania odpadów, najlepszą dostępną

techniką jest stosowanie odpowiedniej kombinacji technik określonych w BAT 7 i BAT 18, w zalezności od

głównego rodzaju paliwa oraz konfiguracji obiektu.

Poziomy efektywności energetycznej związane z BAT (BAT-AEEL) podano w Tabeli 10.10 dla współspalania

odpadów z biomasy oraz/lub torfu oraz w Tabeli 10.2 dla współspalania odpadów z węglem kamiennym

oraz/lub brunatnym.


BAT 74. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji NOX do powietrza przy ograniczaniu emisji CO i

N2O ze współspalania odpadów z węglem kamiennym oraz/lub brunatnym, najlepszą dostępną techniką

jest stosowanie jednej z lub kombinacji technik określonych w BAT 19.


BAT 75. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji NOX do powietrza przy ograniczaniu emisji CO i

N2O ze współspalania odpadów z biomasą oraz/lub torfem, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie

jednej z lub kombinacji technik określonych w BAT 26.


Rozdział 10



BAT 76. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji SOX, HCl i HF do powietrza z współspalania

odpadów z węglem kamiennym oraz/lub brunatnym, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z

lub kombinacji technik określonych w BAT 21.

Tabela 10.48: Usunięta Tabela

10.49: Usunięta

BAT 77. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji SOX, HCl i HF do powietrza z współspalania

odpadów z biomasą oraz/lub torfem, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji

technik określonych w BAT 28.



BAT 78. W celu zredukowania emisji pyłów i pyłowych emisji metali do powietrza do powietrza z

współspalania odpadów z węglem kamiennym oraz/lub brunatnym, najlepszą dostępną techniką jest

stosowanie jednej z lub kombinacji technik określonych w BAT T 22.

Tabela 10.51: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji metali do powietrza z współspalania odpadów z

węglem kamiennym oraz/lub brunatnym

BAT-AEL Całkowita moc nominalna



(MWth)

<300

Sb+As+Pb+Cr+Co+ Okres uśrednienia

Cu+Mn+Ni+V

(mg/Nm3)

Cd+Tl (ug/Nm3)

0,005-0,5 5-12 Średnia z okresu pobierania prób

> 300 0,005-0,2 5-6 Średnia z prób uzyskanych w

okresie jednego roku

BAT 79. W celu zredukowania emisji pyłów i pyłowych emisji metali do powietrza do powietrza z

współspalania odpadów z biomasą oraz/lub torfem, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z

lub kombinacji technik określonych w BAT 29.

Tabela 10.52: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji metali do powietrza z współspalania odpadów z

biomasą oraz/lub torfem

BAT-AEL

(Średnia z prób uzyskanych w okresie jednego roku)

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

0,075-0,3 < 5

Rozdział 10


10.6.1.6 Emisje rtęci do powietrza

BAT 80. W celu zredukowania emisji rtęci do powietrza z współspalania odpadów z biomasą, torfem,

węglem kamiennym oraz/lub brunatnym, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub

kombinacji technik podanych w BAT 23 i 30.


10.6.1.7 Emisje lotnych związków organicznych i polichlorowanych dibenzo-dioksyn i furanów do powietrza

BAT 81. W celu zredukowania emisji lotnych związkóo organicznych i polichlorowanych dibenzo-

dioksym i furanów do powietrza z współspalania odpadów z biomasą, torfem, węglem kamiennym

oraz/lub brunatnym, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji technik

podanych w BAT BAT 4, BAT 29 i poniżej.


a. Iniekcja węgla aktywnego Proces oparto o adsopcję cząsteczek substancji

zanieczyszczających przez więgiel aktywny


b. Selektywna redukcja

katalityczna (SCR)

Patrz opis w Sekcji 10.8. System SCR został

dostosowany i jest większy niż SCR

stosowany wyłącznie do redukcji NOx

Patrz ograniczenia możliwości

zastosowania w BAT 19 i BAT 26

c. Szybkie chłodzenie z

użyciem skrubingu

mokrego/Kondensator gazu

odlotowego

Patrz opis mokrego skrubingu/Kondensator

gazu odlotowego in Section 10.8


Tabela 10.54: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji PCDD/F i TVOC do powietrza z

współspalania odpadów z biomasą, torfem, węglem kamiennym oraz/lub brunatnym


spalania

BAT-AEL

PCDD/F (ng I-TEQ/Nm3) TVOC (mg/Nm3)

Średnia z okresu pobierania prób Średnia roczna Średnia dzienna

Obiekt energetycznego spalania

opalany biomasą, torfem, węglem

kamiennym oraz/lub brunatnym

< 0.01-0.03 < 0,1-5 0,5-10

Rozdział 10


10.7 Konkluzje BAT dla zgazowywania


wszystkich zakładów zgazowywania bezpośrednio związanych z obiektami energetycznego spalania i IGCC.

Ponadto, mają one zastosowanie do ogólnych konkluzji BAT przedstawionych w Sekcji 10.1.


BAT 82. W celu zwiększenia efektywności energetycznej jednostek IGCC i zgazowywania, najlepszą

dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji technik podanych w BAT 7 i poniżej.


a. Odzysk ciepła z procesu zgazowywania Ponieważ gaz syntetyczny

wymaga chłodzenia do dalszego

oczyszczania, energię można

odzyskać do produkcji

dodatkowej pary dodawanej do

cyklu turbiny gazowej, co

umożliwia produkcję dodatkowej

energii elektrycznej

Stosowana wyłącznie w jednostkach

IGCC oraz zgazowywania

bezpośrednio połączonych z kotłami z

wstępnym oczyszczaniem gazu

syntetycznego, wymagających

chłodzenia gazu syntetycznego

b. Integracja procesów zgazowywania i

spalania

Jednostkę można zaprojektować

z pełną integracją jednostki

zasilania powietrzem (ASU) oraz

turbiny gazowej z powietrzem

dostarczanym do ASU

ekstrahowanym z kompresora

turbiny gazowej

Możliwość zastosowania ograniczona

do jednostek IGCC z powodu

konieczności zachowania

elastyczności przez instalację

zintegrowaną do szybkiego

dostarczania energii elektrycznej w

przypadku, gdy instalacje energii

odnawialnej są niedostępne

Stosowanie suchego systemu do

dostarczania paliwa do instalacji

zgazowywania w celu poprawy

efektywności energetycznej

procesu zgazowywania

c. Suchy system zasilania wsadem Stosowana wyłącznie w nowych

jednostkach

d. Zgazowywanie w wysokiej

temperaturze i ciśnieniu

Stosowanie techniki

zgazowywania w wysokich

temperaturach i ciśnieniu

eksploatacji w celu

zmaksymalizowania

efektywności konwersji energii

Stosowana wyłącznie w nowych

jednostkach

Usprawnienia projektowe, w

tym:

e. Usprawnienia projektowe • modyfikacje systemu

refrakcyjnego oraz/lub

chłodzenia instalacji

zgazowywania;

• instalacja rozprężacza w

celu odzyskania energii ze

spadku ciśnienia gazu

syntetycznego przed spalaniem

Ogólne zastosowanie do jednostek

IGCC

Rozdział 10


Tabela 10.55: Poziomy efektywności energetycznej związane z BAT (BAT-AEEL) dla jednostek zgazowywania i

IGCC

BAT-AEEL

Rodzaj konfiguracji jednostki


Efektywność elektryczna netto (%)

jednostki IGCC

Całkowite zużycie paliwa netto (%)

nowej lub istniejącej jednostki

zgazowywania


jednostka

Jednostka zgazowywania

bezpośrednio połączona z kotłem

bez uprzedniego oczyszczania gazu

syntetycznego

Brak BAT-AEEL >98

Jednostka zgazowywania

bezpośrednio połączona z kotłem z

uprzednim oczyszczaniem gazu

syntetycznego

Brak BAT-AEEL >91

Jednostka IGCC Brak BAT-AEEL 34-46 >91


BAT 83. W celu zapobiegnięcia oraz/lub redukcji emisji NOX do powietrza przy ograniczaniu emisji CO

do powietrza z obiektów IGCC, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub kombinacji



a. Suche palniki o niskiej emisji

NOX (DLN)

Patrz opis w Sekcji 10.8 Stosowana wyłącznie do turbin gazowych w

instalacjach IGCC.

Ogólne zastosowanie do nowych instalacji IGCC.

Stosowana na zasadzie analizy każdego

przypadku w istniejących instalacjach IGCC, w

zależności od dostępności opcji modernizacji.

Brak zastosowania do gazu syntetycznego o

zawartości wodoru > 15 %

b. Rozcieńczanie gazu

syntetycznego azotem

odpadowym z jednostki

zasilania powietrzem (ASU)

ASU oddziela tlen od azotu w

powietrzu w celu dostarczenia

wysokiej jakości tlenu do

instalacji zgazowywania. Azot

odpadowy z ASU jest

ponownie używany do

redukcji temperatury spalania

w turbinie gazowej poprzez

mieszanie wstępne z gazem

syntetycznym przed

spalaniem

Stosowana wyłącznie przy stosowaniu ASU w

procesie zgazowywania

c. Dodanie wody/pary Patrz opis w Sekcji 10.8.

Para pod średnim ciśnieniem z

turbiny gazowej jest

ponownie wykorzystywana do

tego celu

Stosowana wyłacznie do turbin gazowych w

instalacjach IGCC..



d. Selektywna redukcja

katalityczna (SCR)

Patrz opis w Sekcji 10.8 Brak zastosowania do instalacji IGCC


Modernizacja istniejących instalacji IGCC może

być ograniczona dostępnością wystarczającej

przestrzeni. Mogą wystąpić ograniczenia

techniczne i ekonomiczne w modernizacji

istniejących instalacji IGCC eksploatowanych w

przedziale pomiędzy 500 g/r i 1500 g/r

e. Optymalizacja spalania Patrz opis w Sekcji 10.8 Ogólne zastosowanie

Rozdział 10


Tabela 10.56: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji NOX do powietrza z instalacji IGCC

Całkowita moc


w paliwie instalacji

IGCC (MWth)

BAT-AEL (mg/Nm3)


pobierania prób


> 100 10-25 12-45 1-35 1-60

Wskaźnikowo, roczne średnie poziomy emisji CO będą wynosić < 5-30 mg/Nm3.

10.7.1.3 Emisje SOX do powietrza

BAT 84. W celu zredukowania emisji SOX do powietrza z instalacji IGCC, najlepszą dostępną techniką

jest stosowanie techniki podanej poniżej.


Związki siarki ze wsadu lub procesu

zgazowywania są usuwane z gazu

syntetycznego w drodze usuwania

gazu kwaśnego, np. reaktora hydrolizy

COS (i HCN) i adsorpcji H2S z

wykorzystaniem rozpuszczalnika, np.

metylu dietanoloamina. Siarka jest

odzyskiwana jako siarka ciekła lub

stała siarka pierwiastkowa (np. w

jednostce Clausa) lub jako kwas

siarkowy, w zależności od

zapotrzebowania rynkowego


ograniczona w przypadku instalacji

IGCC na biomasę z uwagi na bardzo

niską zawartość siarki w biomasie

a. Usuwanie gazu kwaśnego

Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji SO2 do powietrza wynoszą 3-16 mg/Nm3, wyrażone

jako średnia roczna.

Rozdział 10


10.7.1.4 Emisje pyłów, pyłowe emisje metali, emisje amoniaku i fluorowców do

powietrza

BAT 85. W celu zapobiegnięcia lub redukcji emisji pyłów, pyłowych emisji metali, emisji amoniaku i

fluorowców do powietrza z instalacji IGCC, najlepszą dostępną techniką jest stosowanie jednej z lub



a. Filtracja gazu syntetycznego Odpylanie z użyciem cyklonów popiołów

lotnych, ESP lub filtrów świecowych w

celu usunięcia popiołu lotnego i

nieprzekształconego węgla. Filtry

workowe i ESP są stosowane przy

temperaturach gazu syntetycznego do 400

°C


b. Recyrkulacja smół i

popiołów z gazu

syntetycznego do instalacji

zgazowywania

Smoły i pyły o wysokiej zawartości węgla

wytworzone w surowym gazie

syntetycznym są oddzielane w cyklonach i

zawracane do instalacji zgazowywania, w

przypadku niskiej temperatury gazu

syntetycznego na wyjściu z instalacji

zgazowywania (< 1100 °C)


c. Płukanie gazu syntetycznego Gaz syntetyczny przechodzi przez skruber

wodny, w dole innych technik odpylania,

gdzie chlorki, amoniak, cząsteczki i

halogenki są oddzielane


Tabela 10.57: Poziomy emisji związane z BAT (BAT-AEL) dla emisji pyłów i pyłowych emisji metali do powietrza z

instalacji IGCC



instalacji IGCC

(MWth)

Sb+As+Pb+Cr+Co+C u+Mn+Ni+V

(mg/Nm3)

(Średnia z okresu

pobierania prób)

k Hg (ug/Nm3) (A

Średnia z okresu

pobierania prób)

Pył (mg/Nm3) (średnia

roczna)

> 100 < 0,025 < 1 <2 ,5

Rozdział 10


10.8 Opis technik

10.8.1 Techniki ogólne

Technika Opis

Wybór paliwa Stosowanie paliwa o niskiej zawartości potencjalnie generujących

zanieczyszczenia związków (np. niskiej zawartości siarki, popiołu, azotu, rtęci,

fluoru lub chlorku)

Zaawansowany system kontroli Stosowanie automatycznego systemu komputerowego do kontroli efektywności

spalania i wsparcia zapobiegania oraz/lub redukcji emisji. System obejmuje

również wykorzystanie wysokowydajnego monitoringu

Optymalizacja spalania Środki podejmowane do maksymalizacji konwersji energii np. w piecu/kotle,

przy jednoczesnej minimalizacji emisji (w szczególności CO). Optymalizację

uzyskuje się poprzez połączenie technik, w tym dobrego projektu instalacji

spalania, optymalizacji temperatury (np. efektywnego mieszania paliwa i

powietrza spalania) oraz czasu rezydencji w strefie spalania oraz/lub stosowania

zaawansowanego systemu kontroli.

10.8.2 Techniki zwiększające efektywność energetyczną

Technika Opis

Ultra-superkrytyczne parametry

pary Stosowanie obiegu pary, w tym systemów ponownego nagrzewania, w którym

para może osiągnąć ciśnienia pow. 250-300 bar i temperatury pow. 580-600 °C

Superkrytyczne paramery pary

Stosowanie obiegu pary, w tym systemów ponownego nagrzewania, w którym

para może osiągnąć ciśnienia pow. 220,6 bar i temperatury pow. 540 °C

Gotowość CHP Środki podejmowane w celu umożliwienia późniejszego eksportu ciepła

użytecznego do ogrzewania poza obiektem w sposób pozwalający na uzyskanie

co najmniej 10% redukcji pierwotnego zużycia energii w porównaniu z osobnym

generowaniem ciepła i energii. Technika obejmuje identyfikację i utrzymanie

dostępu do określonych punktów w systemie pary, z których parę można

ekstrahować, a także zapewnienie wystarczającej przestrzeni pozwalającej na

późniejszą instalację takich obiektów, jak rurociąg, wymienniki ciepła,

dodatkowy zbiornik na wodę demineralizowaną, kocioł awaryjny i turbiny

przeciwciśnieniowe. Systemy instalacji i urządzeń pomocniczych oraz systemy

sterowania nadają się do modernizacji. Możliwe jest też późniejsze podłączenie

turbin przeciwciśnieniowych.

Zaawansowany system kontroli Patrz Sekcja 10.8.1 Komin mokry Projekt komina umożliwiający kondensację pary wodnej z nasyconego gazu

odlotowego i pozwalający uniknąć stosowania instalacji podgrzewania gazu

odlotowego po mokrym FGD

Kondensator gazu odlotowego Wymiennik ciepła, w którym woda jest podgrzewana przez gaz odlotowy przed

ogrzaniem w kondensatorze pary. Para w gazie odlotowym ulega kondensacji

podczas chłodzenia przez wodę grzewczą. Kondensator gazu odlotowego jest

stosowany zarówno do zwiększenia efektywności energetycznej jednostki

energetycznego spalania, jak i usuwania pyłów i SOx z gazów odlotowych.

Cykl złożony Kombinacja dwóch lub większej liczby cykli termodynamicznych, np. cyklu

Braytona (turbina gazowa/silnik energetycznego spalania) z cyklem Rankina

(turbina parowa/kocioł) w celu konwersji strat ciepła z gazu odlotowego w

pierwszym cyklu na energię użyteczną w kolejnym cyklu (cyklach).

System zarządzania gazami

procesowymi

System umożliwiający kierowanie gazów procesowych z przetwórstwa żelaza i

stali, które można wykorzystywać jako paliwa (np. gazy wielkopiecowe,

koksownicze i konwertorowe), do obiektów energetycznego spalania, w

zależności od dostępności tych paliw oraz rodzaju obiektów energetycznego

spalania w zintegrowanych hutach.

Rozdział 10


10.8.3 Techniki redukcji emisji NOX oraz/lub CO do powietrza

Technika Opis

Wybór paliwa Stosowanie paliwa o niskiej zawartości azot

Optymalizacja spalania Patrz Sekcja 10.8.1

Stopniowanie powietrza Tworzenie kilku stref spalania w komorze spalania o odmiennej zawartości tlenu w celu

redukcji emisji NOX i zapewnienia zoptymalizowanego spalania. Technika obejmuje

strefę spalania pierwotnego z opalaniem substechiometrycznym (tj. niedoborem

powietrza) oraz wtórną strefę dopalania (z nadmiarem powietrza) w celu poprawy

spalania. Niektóre stare, małe kotły mogą wymagać zmniejszenia pojemności, tak aby

zapewnić przestrzeń na stopniowanie powietrza.

Recyrkulacja gazu

odlotowego/wylotowego

(FGR/EGR)

Recyrkulacja części gazu odlotowego do komory spalania w celu wymienienia części

świeżego powietrza spalania, z podwójnym efektem chłodzenia temperatury i

ograniczenia zawartości O2 do utleniania azotu, a tym samym ograniczaniu powstawania

NOX. Technika obejmuje dostarczanie gazu odlotowego z pieca do płomienia w celu

zmniejszenia zawartości tlenu i temperatury płomienia. Stosowanie specjalnych kotłów

lub innych środków opiera się na wewnętrznej recyrkulacji gazów spalania, chłodzących

podstawę płomienia i zmniejszających zawartość tlenu w najgorętszej części płomienia.

Palniki o niskiej emisji NOX

(LNB)

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 (wewnętrzną).

Wydajność techniki zależy od projektu kotła podczas modernizacji.

Palniki suche o niskiej emisji

NOX (DLN)

Palniki turbin gazowych obejmujące wstępne mieszanie powietrza i paliwa przed

wprowadzeniem do strefy spalania. Poprzez mieszanie powietrza i paliwa przed

spalaniem zapewnia się jednorodny rozkład temperatur i niższą temperaturę płomienia,

co przekłada się na niższą emisję NOX

Koncepcja spalania o niskiej

emisji NOX w silnikach

diesla

Technika składa się z kombinacji wewnętrznych modyfikacji silnika, np. optymalizacji

spalania i wtrysku paliwa (późny wtrysk w połączeniu z wczesnym zamknięciem

zaworu wlotu powietrza), turboładowania lub cyklu Millera.

Koncepcja spalania ubogiej

mieszanki i zaawansowana

koncepcja spalania ubogiej

mieszanki

Kontrola szczytowej temperatury płomienia w warunkach spalania ubogiej mieszanki

jest podstawowym podejściem do ograniczenia powstawania NOX w silnikach

gazowych. Spalanie ubogiej mieszanki zmniejsza stosunek paliwa do powietrza w

strefach powstawania NOX dzięki czemu szczytowa temperatura płomienia jest niższa

od adiabatycznej stechiometrycznej temperatury płomienia, co obniża powstawanie

NOX z procesu termicznego. Optymalizacja koncepcji nosi nazwę „zawansowanej

koncepcji spalania ubogiej mieszanki”.

Stopniowanie paliwa Technika oparta jest o redukcję temperatury płomienia lub punktów szczytowych przez

stworzenie kilku stref spalania w komorze spalania o różnych poziomach wtrysku

paliwa i powietrza. Modernizacja może być mniej skuteczna w niewielkich instalacjach

niż w dużych.

Kombinacja technik

pierwotnych redukcji NOX

Kombinacja technik pierwotnych: np. stopniowania powietrza z technologią OFA,

stopniowania paliwa, recyrkulacji gazu odlotowego, LNB

Rozdział 10


Selektywna redukcja

katalityczna (SCR)

Selektywna redukcja tlenków azotu amoniakiem lub mocznikiem w obecności

katalizatora. 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). Projekt techniki może być modułowy,

można stosować specjalne katalizatory oraz/lub podgrzewanie przy niskim obciążeniu

lub dużym oknie temperaturowym gazu odlotowego. SCR „kanałowa” lub typu „slip” to

technika łącząca SNCR z dolną SCR, co przyczynia się do redukcji strat amoniaku z

jednostki SNCR.

Selektywna redukcja


Selektywna redukcja tlenków azotu 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 musi być

utrzymany w granicach 800 – 1000 °C w celu zapewnienia optymalnych warunków

reakcji.

Dodanie wody/pary Woda lub para są stosowane jako rozcieńczalnik do redukcji temperatury spalania w

turbinach gazowych, silnikach lub kotłach oraz powstawaniu termicznych NOX. Jest

mieszana z paliwem przed spalaniem (emulsyfikacja, wysycanie lub humidyfikacja) lub

bezpośrednio wtryskiwana do komory spalania (iniekcja wody/pary)

Niski poziom nadmiarowego

powietrza Technika oparta jest o następujące elementy:

• minimalizację wycieków powietrza do pieca

• staranną kontrolę powietrza stosowanego do spalania

• modyfikację projektu komory spalania pieca

Połączone techniki redukcji

NOX i SOX

Stosowanie złożonych i zintegrowanych technik redukcji w celu łącznej redukcji NOX,

SOX i, często, innych substancji zanieczyszczających z gazu odlotowego, np. w

procesach z udziałem węgla aktywnego oraz DeSONOX. Można je stosować

samodzielnie lub łącznie z innymi technikami pierwotnymi w kotłach węglowych PC.

Zaawansowany system

kontroli

Patrz sekcja10.8.2

Katalizatory utleniania Stosowanie katalizatorów (zawierających zwykle metale ciężkie, np. pallad lub platynę)

do utleniania tlenku węgla i niespalonych węglowodorów za pomocą tlenu w celu

uzyskania CO2 i pary wodnej

Redukcja temperatury

powietrza spalania

Stosowanie powietrza spalania w temperaturze otoczenia. Powietrze spalania nie jest

podgrzewane we wstępnym grzejniku powietrza odzyskanego.

Rozdział 10


10.8.4 Techniki redukcji emisji SOX, HCl i HF do powietrza

Technika Opis

Wybór paliwa Stosowanie paliwa o niskiej zawartości siarki, chloru oraz/lub fluoru.

Iniekcja sorbentu do kotła (do pieca

lub łoża)

Bezpośrednia iniekcja suchego sorbentu do komory spalania lub dodanie

adsorbentów magnezowych lub wapniowych do łoża kotła z łożem fluidalnym.

Powierzchnia cząsteczek sorbentu reaguje z SO2 w kotle na gaz odlotowy lub z

łożem fluidalnym. Najczęściej technika ta jest stosowana wraz z techniką

odpylania.

Iniekcja kanałowa sorbentu (DSI) Iniekcja i dyspersja sorbentu pylistego w strumieniu gazów odlotowych.

Sorbent (np. trona, dwuwęglan sodu, wapno uwodnione) reaguje z gazami

kwaśnymi (np. siarką kwaśną i HCl) tworząc substancję stałą usuwaną w

drodze filtracji (filtr workowy lub ESP). Jest najczęściej stosowana z filtrem

workowym.

Skruber suchy z obrotowym łożem

fluidalnym

Gaz odlotowy z podgrzewacza powietrza kotła przechodzi do absorbera CFB w

dolnej części i przepływa pionowo w górę przez sekcję Venturiego, gdzie

sorbent stały i woda są wtryskiwane osobno do strumienia gazu odlotowego.

Technika najczęściej stosowana w połączeniu z techniką odpylania.

Absorbent pylisty (SDA) Zawiesina/roztwór odczynnika zasadowego, wprowadzana i rozpraszana w

strumieniu gazu odlotowego. Materiał reaguje z siarką gazową tworząc

substancję stałą usuwaną w drodze filtracji (filtr workowy lub ESP). Jest

najczęściej stosowana z filtrem workowym.

Mokre odsiarczanie gazu odlotowego

(mokre FGD)

Technika lub kombinacja technik oczyszczania, w których siarka jest usuwana z

gazu odlotowego poprzez różne procesy, wykorzystujące sorbent zasadowy do

wychwytu SO2 i przekształcające go na siarkę stałą. W procesie skrubingu

mokrego, 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.

FGD z wodą morską Nieregeneracyjny rodzaj skrubingu, wykorzystujący zasadowość wody morskiej

jako rozpuszczalnika w przypadku dostępności wody morskiej. Wymaga

redukcji pyłu w górze procesu.

Połączone techniki redukcji NOX i

SOX

Patrz sekcja 10.8.3

Skrubing mokry Stosowanie roztworu wodnego do wychwytu gazów kwaśnych, na ogół w przez

absorpcję z gazów odlotowych

Kondensator gazu odlotowego Patrz Sekcja 10.8.2

System zarządzania gazami

procesowymi

Patrz Sekcja 10.8.2

Rozdział 10


10.8.5 Techniki redukcji emisji pyłów oraz/lub metali, w tym rtęci, do powietrza

Technika Opis

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

Multicyklon Zestaw systemów kontroli pyłu, działających w oparciu o siłę odśrodkową, w

których cząsteczki są oddzielane z gazu i wychwytywane do jednego lub kilku

zbiorników

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 rezydencji (rozmiaru),

właściwości katalizatora oraz urządzeń do usuwania cząsteczek poprzedzających

filtr. Ogólnie stosuje się ESP z dwoma i pięcioma polami. Najwydajniejsze ESP

posiadają do siedmiu pól.

Filtr workowy Filtry workowe lub tkaninowe składają się z porowatej tkaniny wełnianej lub

filcowej, przez którą usuwane są cząsteczki przechodzących gazów. Stosowanie

filtrów workowych wymaga wyboru tkaniny odpowiedniej dla charakterystyki gazu

odlotowego oraz maksymalnej temperatury eksploatacji.

Iniekcja sorbentu w kotle Patrz opis ogólny w Sekcji 10.8.4. Korzyści dodatkowe obejmują redukcję emisji

pyłów i metali.

Suchy lub półsuchy system FGD Patrz opis ogólny każdej techniki (np. SDA, DSI, suchy skruber CFB) w Sekcji

10.8.4. Korzyści dodatkowe obejmują redukcję emisji pyłów i metali.


odlotowego (mokre FGD) Patrz opis ogólny w Sekcji 10.8.4. Korzyści dodatkowe obejmują redukcję emisji

pyłów i metali.

Iniekcja sorbentu węglowego (np.

węgla aktywnego lub



Adsorpcja rtęci prze sorbent węglowy, w tym (fluorowcowany) węgiel aktywny, z

lub bez oczyszczania chemicznego. System iniekcji sorbentu można ulepszyć

dodając filtr workowy.

Stosowanie dodatków

fluorowcowych w paliwie lub w

formie iniekcji do pieca

Dodanie fluorowców (np. dodatków bromowanych) do pieca w celu utleniania rtęci

pierwiastkowej do związków rozpuszczalnych lub cząsteczek, zwiększając

eliminację rtęci w dolnych systemach redukcji

10.8.6 Techniki redukcji emisji do wód

Technika Opis

Adsorpcja z węglem aktywnym Usuwanie substancji rozpuszczalnych ze ścieków poprzez ich osadzenie na

powietrzni wysoce porowatych cząsteczek stałych (absorbentu). Węgiel aktywny

jest najczęściej stosowany do adsorpcji związków organicznych i rtęci.

Tlenowe oczyszczanie biologiczne Biologiczne utlenianie rozpuszczonych substancji 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 są

przekształcane w inne metabolity i biomasę. W określonych warunkach,

zachodzi nitryfikacja tlenowa, gdy mikroorganizmy utleniają amon (NH4+) do

azotynu w formie pośredniej (NO2-), a następnie do azotanu.

Beztlenowe oczyszczanie biologiczne Redukcja biologiczna zanieczyszczeń za pomocą metabolizmu

mikroorganizmów (np. azotan (NO3-) jest redukowany do pierwiastkowego azotu

gazowego, związki tlenowe rtęci redukowane do rtęci pierwiastkowej).

Beztlenowe oczyszczanie ścieków z wykorzystaniem systemów mokrych

odbywa się zwykle w bioreaktorach z membraną stałą, z nośnikiem w postaci

węgla aktywnego.

Beztlenowe oczyszczanie biologiczne w celu usuwania rtęci stosuje się w

połączeniu z innymi technikami.

Koagulacja i flokulacja Koagulacja i flokulacja są wykorzystywane do oddzielenia zawiesiny ogólnej ze

ścieków i są często realizowane jako kolejne etapy. Koagulacja jest

przeprowadzana poprzez dodanie koagulantów o ładunkach przeciwnych do

zawiesiny ogólnej. Flokulacja jest dokonywana przez dodawanie polimerów, tak

aby kolizje mikrokłaczków powodowały ich łączenie się w większe kłaczki

Krystalizacja Usuwanie jonowych substancji zanieczyszczających ze ścieków poprzez

Rozdział 10


krystalizację na materiale ziarnistym, np. piasku lub minerałach, w procesie z

łożem fluidalnym. Niektóre obiekty energetycznego spalania wykorzystują

krystalizację po parowaniu (patrz BAT 10).

Filtracja Oddzielenie substancji stałych od ścieków poprzez przeprowadzenie ich przez

porowate medium np. filtracja przez złoże piaskowe/żwirowe, mikrofiltracja lub

ultrafiltracja.

Flotacja Oddzielenie cząstek stałych lub płynnych od ścieków poprzez przyłączenie ich

do drobnych pęcherzyków gazu, zwykle powietrza. Pływające cząstki gromadzą

się na powierzchni wody i są zbierane przez zgarniacze

Usuwanie jonowych zanieczyszczeń organicznych ze scieków i ich zastąpienie

bardziej akceptowalnymi jonami poprzez przeniesienie na żywicę

jonowymienną. Substancje zanieczyszczające są tymczasowo zatrzymywane, a

następnie uwalniane do cieczy regeneracyjnej lub spłukiwania

Wymiana jonowa

Neutralizacja Doprowadzenie pH ścieków do neutralnego poziomu (około 7) poprzez dodanie

substancji chemicznych. W celu podniesienia poziomu pH stosuje się

zasadniczo wodorotlenek sodu (NaOH) lub wodorotlenek wapnia (Ca(OH)2),

natomiast w celu obniżenia poziomu pH stosuje się zasadniczo kwas siarkowy

(H2SO4), kwas chlorowodorowy (HCl) lub dwutlenek węgla (CO2). Podczas

neutralizacji może występować strącanie niektórych substancji

Separacja oleju/wody Usunięcie wolnego oleju ze ścieków w drodze oczyszczania mechanicznego za

pomocą takich urządzeń, jak separator API, kolektory z blachy falistej lub

płaskiej. Po separacji oleju/wody ma zwykle miejsce flotacja i pomocniczo

koagulacja/flokulacja. W niektórych przypadkach przed separacją może być

potrzebna demulsyfikacja.

Utlenianie Konwersja substancji zanieczyszczających przez chemiczne środki utleniające

do podobnych związków, mniej niebezpiecznych oraz/lub łatwiejszych do

zredukowania. W przypadku ścieków z systemów mokrej redukcji, do utleniania

siarczynu (SO32-) do siarczanu (SO4

2-) można wykorzystać powietrze.

Przekształcenie rozpuszczonych substancji zanieczyszczających w

nierozpuszczalny związek poprzez dodanie chemicznego środka strącającego.

Powstałe trudnorozpuszczalne związki stałe są następnie rozdzielane poprzez

sedymentację, flotację lub filtrację. Typowe substancje chemiczne stosowane do

strącania metali to wapień, dolomit, wodorotlenek sodu, węglan sodu, siarczan

sodu i siarczany organiczne. Sole wapnia (inne niż wapień) są wykorzystywane

do strącania fosforu

Strącanie

Sedymentacja Oddzielenie cząstek zawieszonych i materiałów zawieszonych przez osadzanie

grawitacyjne

Stripping Usuwanie lotnych substancji zanieczyszczających (np. amoniaku) ze ścieków

poprzez kontakt z gazem wysokoprzepływowym w celu przekształcenia ich na

fazę gazową. Substancje zanieczyszczające są usuwane z gazu strippingowego

w procesie oczyszczania dolnego i nadają się do ponownego wykorzystania.

10 KONKLUZJE DOTYCZĄCE NAJLEPSZYCH DOSTĘPNYCH … LCP PL robocze.pdf · 2016-07-27 · 10...

Documents

Transcript of 10 KONKLUZJE DOTYCZĄCE NAJLEPSZYCH DOSTĘPNYCH … LCP PL robocze.pdf · 2016-07-27 · 10...