1. Abschnitt A gilt für Vertragsparteien mit Ausnahme von Kanada und den Vereinigten Staaten von Amerika, Abschnitt B für Kanada und Abschnitt C für die Vereinigten Staaten von Amerika.
2. Für die Zwecke dieses Abschnitts bedeutet „Emissionsgrenzwert“ (EGW) die Menge an SO 2 (oder SO x , sofern als solches genannt) in den Abgasen einer Anlage, die nicht überschritten werden darf. Sofern nichts anderes angegeben ist, wird er als Masse von SO 2 (SO x , angegeben als SO 2 ) pro Volumen der Abgase (in mg/m 3 ) bezogen auf Standardbedingungen für Temperatur und Druck von Trockengas (Volumen bei 273,15 K, 101,3 kPa) ausgedrückt. Für den Sauerstoffgehalt im Abgas gelten die in den nachstehenden Tabellen für jede Kategorie von Quellen angegebenen Werte. Ein Verdünnen der Abgase zur Verringerung der Schadstoffkonzentrationen ist nicht zulässig. Das An- und Abfahren und die Wartung von Anlagen sind ausgenommen.
3. Die Einhaltung der Emissionsgrenzwerte, der Mindest-Schwefelabscheidegrade, der Schwefelrückgewinnungsraten und der Grenzwerte für den Schwefelgehalt sind zu überprüfen:
a) Die Emissionen sind durch Messungen oder Berechnungen, die mindestens die gleiche Genauigkeit erreichen, zu überwachen. Die Einhaltung der EGW ist durch kontinuierliche oder diskontinuierliche Messungen, Bauartgenehmigungen oder jedes andere technisch zweckmäßige Verfahren, einschließlich geprüfter Berechnungsmethoden, zu überprüfen. Bei kontinuierlichen Messungen gelten die EGW als eingehalten, wenn der validierte Durchschnittswert der monatlichen Emissionen den Grenzwert nicht überschreitet, sofern für die einzelne Kategorie von Quellen nichts anderes angegeben ist. Bei diskontinuierlichen Messungen oder anderen geeigneten Bestimmungs- oder Berechnungsverfahren gelten die EGW als eingehalten, wenn der anhand einer angemessenen Anzahl von Messungen unter repräsentativen Bedingungen ermittelte Mittelwert den EGW nicht überschreitet. Die Ungenauigkeit der Messverfahren kann für die Zwecke der Überprüfung berücksichtigt werden.
b) Bei Feuerungsanlagen, bei denen die in Absatz 5 Buchstabe a Ziffer ii festgelegten Mindest-Schwefelabscheidegrade zur Anwendung kommen, ist der Schwefelgehalt des Brennstoffs ebenfalls regelmäßig zu überwachen, und die zuständigen Behörden sind über substanzielle Änderungen bezüglich der Art des verwendeten Brennstoffs zu unterrichten. Die Schwefelabscheideraten gelten als monatliche Durchschnittswerte.
c) Die Einhaltung der Mindestraten für die Schwefelrückgewinnung wird durch regelmäßige Messungen oder andere technisch zweckmäßige Verfahren überprüft.
d) Die Einhaltung der Grenzwerte für den Schwefelgehalt von Gasöl (Heizöl extra leicht) wird durch regelmäßige gezielte Messungen überprüft.
4. Die Überwachung der relevanten Schadstoffe und die Messungen von Verfahrensparametern sowie die Qualitätssicherung von automatisierten Messsystemen und die Referenzmessungen zur Kalibrierung dieser Systeme erfolgen nach den Normen des Europäischen Komitees für Normung (CEN). Stehen CEN-Normen nicht zur Verfügung, so werden Normen der Internationalen Organisation für Normung (ISO-Normen), nationale Normen oder andere internationale Normen angewandt, mit denen sichergestellt werden kann, dass Daten von gleichwertiger wissenschaftlicher Qualität erhoben werden.
5. Die folgenden Unterabsätze sehen Sondervorschriften für die in Absatz 7 genannten Feuerungsanlagen vor:
a) Eine Vertragspartei kann in folgenden Fällen eine Abweichung von der Verpflichtung zur Einhaltung der Emissionsgrenzwerte nach Absatz 7 gewähren:
i) im Falle von Feuerungsanlagen, in denen zu diesem Zweck normalerweise ein schwefelarmer Brennstoff verfeuert wird, wenn der Betreiber aufgrund einer sich aus einer ernsten Mangellage ergebenden Unterbrechung der Versorgung mit schwefelarmem Brennstoff nicht in der Lage ist, diese Grenzwerte einzuhalten;
ii) im Falle von Feuerungsanlagen, die mit einheimischen festen Brennstoffen betrieben werden und die Emissionsgrenzwerte nach Absatz 7 nicht einhalten können, müssen stattdessen mindestens die folgenden Grenzwerte für die Schwefelabscheidegrade eingehalten werden:
aa) bestehende Anlagen: 50-100 MWth: 80 %;
bb) bestehende Anlagen: 100-300 MWth: 90 %;
cc) bestehende Anlagen: 300 MWth: 95 %;
dd) neue Anlagen: 50-300 MWth: 93 %;
ee) neue Anlagen: 300 MWth: 97 %;
iii) im Falle von Feuerungsanlagen, die normalerweise mit gasförmigen Brennstoffen betrieben werden, aber aufgrund einer plötzlichen Unterbrechung der Gasversorgung ausnahmsweise auf andere Brennstoffe ausweichen müssen und aus diesem Grund mit einer Abgasreinigungsanlage ausgestattet werden müssten;
iv) im Falle bestehender Feuerungsanlagen, die im Zeitraum vom 1. Januar 2016 bis längstens 31. Dezember 2023 nicht mehr als 17 500 Betriebsstunden in Betrieb sind;
v) im Falle bestehender Feuerungsanlagen, die mit festen oder flüssigen Brennstoffen betrieben werden und im gleitenden Durchschnitt über einen Zeitraum von fünf Jahren nicht mehr als 1 500 Betriebsstunden pro Jahr in Betrieb sind, gelten stattdessen folgende EGW:
aa) für feste Brennstoffe: 800 mg/m 3 ;
bb) für flüssige Brennstoffe: 850 mg/m 3 bei Anlagen mit einer thermischen Nennleistung von höchstens 300 MWth und 400 mg/m 3 für Anlagen mit einer thermischen Nennleistung von mehr als 300 MWth;
b) Wird eine Feuerungsanlage um mindestens 50 MWth erweitert, so findet der in Absatz 7 für neue Anlagen festgelegte EGW für den von der Änderung betroffenen erweiterten Teil der Anlage Anwendung. Der EGW wird als gewogener Durchschnitt der tatsächlichen thermischen Nennleistung des bestehenden und des neuen Teils der Anlage berechnet.
c) Die Vertragsparteien tragen dafür Sorge, dass geeignete Maßnahmen für den Fall einer Betriebsstörung oder des Ausfalls der Abgasreinigungsanlage vorgesehen werden.
d) Im Falle von Mehrstofffeuerungsanlagen, die gleichzeitig mit zwei oder mehr Brennstoffen beschickt werden, wird der EGW auf der Grundlage der thermischen Nennleistung der einzelnen Brennstoffe als gewogener Durchschnitt der EGW der jeweiligen Brennstoffe bestimmt.
6. Die Vertragsparteien können Vorschriften anwenden, nach denen Feuerungsanlagen und Prozessanlagen in einer Mineralölraffinerie von der Einhaltung der einzelnen SO 2 -Grenzwerte nach diesem Anhang freigestellt werden können, sofern sie einen auf der Grundlage der besten verfügbaren Techniken und gemäß dem Bubblekonzept festgelegten SO 2 -Grenzwert einhalten.
7. Feuerungsanlagen mit einer thermischen Nennleistung von mehr als 50 MWth 1 :
____________________
1 Die thermische Nennleistung der Feuerungsanlage wird als die Summe der Wärmeleistungen aller Anlagen berechnet, die an einen gemeinsamen Schornstein angeschlossen sind. Einzelne Anlagen unter 15 MWth bleiben bei der Berechnung der thermischen Gesamtnennleistung unberücksichtigt.
| Brennstoffart | Thermische Nennleistung (MWth) | EGW für SO 2 (mg/m 3 ) b |
| feste Brennstoffe | 50-100 | neue Anlagen: 400 (Steinkohle, Braunkohle und andere feste Brennstoffe) 300 (Torf) 200 (Biomasse) |
| bestehende Anlagen: 400 (Steinkohle, Braunkohle und andere feste Brennstoffe) 300 (Torf) 200 (Biomasse) | ||
| 100-300 | neue Anlagen: 200 (Steinkohle, Braunkohle sowie andere feste Brennstoffe) 300 (Torf) 200 (Biomasse) | |
| bestehende Anlagen: 250 (Steinkohle, Braunkohle sowie andere feste Brennstoffe) 300 (Torf) 200 (Biomasse) | ||
| 300 | neue Anlagen: 150 (Steinkohle, Braunkohle und andere feste Brennstoffe) (FBC: 200) 150 (Torf) (FBC: 200) 150 (Biomasse) | |
| bestehende Anlagen: 200 (Steinkohle, Braunkohle und andere feste Brennstoffe) 200 (Torf) 200 (Biomasse) | ||
| flüssige Brennstoffe | 50-100 | neue Anlagen: 350 bestehende Anlagen: 350 |
| 100-300 | neue Anlagen: 200 bestehende Anlagen: 250 | |
| 300 | neue Anlagen: 150 bestehende Anlagen: 200 | |
| gasförmige Brennstoffe allgemein | 50 | neue Anlagen: 35 bestehende Anlagen: 35 |
| Flüssiggas | 50 | neue Anlagen: 5 bestehende Anlagen: 5 |
| Kokereigas oder Gichtgas/Hochofengas | 50 | neue Anlagen: 200 (Gichtgas/Hochofengas) 400 (Kokereigas) |
| bestehende Anlagen: 200 (Gichtgas/Hochofengas) 400 (Kokereigas) | ||
| Vergasung von Raffinerierückständen | 50 | neue Anlagen: 35 bestehende Anlagen: 800 |
Anmerkung : FBC = Wirbelschichtfeuerung (fluidized bed combustion: zirkulierende, Druck- und stationäre Wirbelschichtfeuerung).
a Die EGW gelten insbesondere nicht für:
– Anlagen, in denen die Verbrennungsprodukte unmittelbar zum Erwärmen, zum Trocknen oder zu einer anderweitigen Behandlung von Gegenständen oder Materialien verwendet werden;
– Nachverbrennungsanlagen, die dafür ausgelegt sind, die Abgase durch Verbrennung zu reinigen, und die nicht als unabhängige Feuerungsanlagen betrieben werden;
– Anlagen zum Regenerieren von Katalysatoren für katalytisches Kracken;
– Anlagen für die Umwandlung von Schwefelwasserstoff in Schwefel;
– in der chemischen Industrie verwendete Reaktoren;
– Koksofenunterfeuerung;
– Winderhitzer;
– Ablaugekessel in Anlagen für die Zellstofferzeugung;
– Abfallverbrennungsanlagen und
– Anlagen, die von Diesel-, Benzin- oder Gasmotoren oder von Gasturbinen angetrieben werden, unabhängig vom verwendeten Brennstoff.
b Der O 2 -Bezugsgehalt beträgt 6 % bei festen Brennstoffen und 3 % bei flüssigen und gasförmigen Brennstoffen.
8. Gasöl (Heizöl extra leicht):
| Schwefelgehalt (Gewichtsprozent) | |
| Gasöl (Heizöl extra leicht) | 0,1 |
a ‚Gasöl (Heizöl extra leicht)‘ bedeutet jeden aus Erdöl gewonnenen flüssigen Kraft- oder Brennstoff – mit Ausnahme von Schiffskraftstoffen –, der den Definitionen der KN-Codes 2710 19 25, 2710 19 29, 2710 19 45 und 2710 19 49 entspricht, oder jeden aus Erdöl gewonnenen flüssigen Kraft- oder Brennstoff – mit Ausnahme von Schiffskraftstoffen –, bei dessen Destillation bei 250 °C nach der ASTM D86-Methode weniger als 65 Raumhundertteile (einschließlich Destillationsverlusten) und bei 350 °C mindestens 85 Raumhundertteile (einschließlich Destillationsverlusten) übergehen. Dieselkraftstoffe, d. h. Gasöle (Heizöle extra leicht), die der Definition des KN-Codes 2710 19 41 entsprechen und zum Antrieb von Fahrzeugen verwendet werden, sind von dieser Definition ausgenommen. Kraftstoffe für mobile Maschinen und Geräte sowie für landwirtschaftliche Zugmaschinen fallen ebenfalls nicht unter diese Begriffsbestimmung.
9. Mineralöl- und Gasraffinerien:
Schwefelrückgewinnungsanlagen: für Anlagen mit einer Schwefelproduktion von mehr als 50 t pro Tag:
| Anlagentyp | Mindestrate für die Schwefelrückgewinnung a (in %) |
| neue Anlage | 99,5 |
| bestehende Anlage | 98,5 |
a Die Schwefelrückgewinnungsrate entspricht dem Anteil an zurückgeführtem H 2 S, der im Jahresdurchschnitt zu elementarem Schwefel umgesetzt wird.
10. Titandioxidproduktion:
| Anlagentyp | EGW für SO x (ausgedrückt als SO 2 ) (kg/t TiO 2 ) |
| Sulfatverfahren, Gesamtemissionen | 6 |
| Chloridverfahren, Gesamtemissionen | 1,7 |
11. Die Grenzwerte zur Begrenzung von Schwefeloxidemissionen für ortsfeste Quellen werden gegebenenfalls unter Berücksichtigung der Informationen über die verfügbaren Minderungstechniken, der in anderen Hoheitsgebieten angewandten Grenzwerte und der folgenden Dokumente festgelegt:
a) Order Adding Toxic Substances to Schedule 1 to the Canadian Environmental Act, 1999. SOR/2011-34;
b) Proposed Regulation, Order Adding Toxic Substances to Schedule 1 to the Canadian Environmental Protection Act, 1999;
c) New Source Emission Guidelines for Thermal Electricity Generation;
d) National Emission Guidelines for Stationary Combustion Turbines. PN1072 und
e) Operating and Emission Guidelines for Municipal Solid Waste Incinerators. PN1085.
12. Die Grenzwerte zur Begrenzung von Schwefeldioxidemissionen aus ortsfesten Quellen in den folgenden Kategorien ortsfester Quellen, und die Quellen, für die sie gelten, werden in den folgenden Dokumenten aufgeführt:
a) Electric Utility Steam Generating Units – 40 Code of Federal Regulations (C.F.R.) Part 60, Subpart D, and Subpart Da;
b) Industrial-Commercial-Institutional Steam Generating Units – 40 C.F.R. Part 60, Subpart Db, and Subpart Dc;
c) Sulphuric Acid Plants – 40 C.F.R. Part 60, Subpart H;
d) Petroleum Refineries – 40 C.F.R. Part 60, Subpart J and Subpart Ja;
e) Primary Copper Smelters – 40 C.F.R. Part 60, Subpart P;
f) Primary Zinc Smelters – 40 C.F.R. Part 60, Subpart Q;
g) Primary Lead Smelters – 40 C.F.R. Part 60, Subpart R;
h) Stationary Gas Turbines – 40 C.F.R. Part 60, Subpart GG;
i) Onshore Natural Gas Processing – 40 C.F.R. Part 60, Subpart LLL;
j) Municipal Waste Combustors – 40 C.F.R. Part 60, Subpart Ea, and Subpart Eb;
k) Hospital/Medical/Infectious Waste Incinerators – 40 C.F.R. Part 60, Subpart Ec;
l) Stationary Combustion Turbines – 40 C.F.R. Part 60, Subpart KKKK;
m) Small Municipal Waste Combustors – 40 C.F.R. Part 60, Subpart AAAA;
n) Commercial and Industrial Solid Waste Combustors – 40 C.F.R. Part 60, Subpart CCCC und
o) Other Solid Waste Combustors – 40 C.F.R. Part 60, Subpart EEEE.
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