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 NO x (Summe aus NO und NO 2 , angegeben als NO 2 ) in den Abgasen einer Anlage, die nicht überschritten werden darf. Sofern nichts anderes angegeben ist, wird er als NO x -Masse 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 Emissionen sind in allen Fällen durch Messungen von NO x oder durch Berechnungen oder durch eine Kombination beider Verfahren, 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 die Grenzwerte nicht überschreitet. 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.
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 CEN-Normen. Stehen CEN-Normen nicht zur Verfügung, so werden ISO-Normen, nationale Normen oder andere internationale Normen angewandt, mit denen sichergestellt werden kann, dass Daten von gleichwertiger wissenschaftlicher Qualität erhoben werden.
5. Sondervorschriften für die in Absatz 6 genannten Feuerungsanlagen:
a) Eine Vertragspartei kann in folgenden Fällen eine Abweichung von der Verpflichtung zur Einhaltung der Emissionsgrenzwerte nach Absatz 6 gewähren:
i) 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;
ii) 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;
iii) im Falle bestehender Feuerungsanlagen, ausgenommen an Land installierte Gasturbinen (im Sinne von Absatz 7), 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: 450 mg/m 3 ;
bb) für flüssige Brennstoffe: 450 mg/m 3 ;
b) Wird eine Feuerungsanlage um mindestens 50 MWth erweitert, so findet der in Absatz 6 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. Die Vertragsparteien können Vorschriften anwenden, nach denen Feuerungsanlagen und Prozessanlagen in einer Mineralölraffinerie von der Einhaltung der einzelnen NO x -Grenzwerte nach diesem Anhang freigestellt werden können, sofern sie einen auf der Grundlage der besten verfügbaren Techniken und gemäß dem Bubblekonzept festgelegten NO x -Grenzwert einhalten.
6. 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 NO x (mg/m 3 ) b |
| feste Brennstoffe | 50-100 | neue Anlagen: 300 (Steinkohle, Braunkohle und andere feste Brennstoffe) 450 (Braunkohlestaub) 250 (Biomasse, Torf) |
| bestehende Anlagen: 300 (Steinkohle, Braunkohle und andere feste Brennstoffe) 450 (Braunkohlestaub) 300 (Biomasse, Torf) | ||
| 100-300 | neue Anlagen: 200 (Steinkohle, Braunkohle und andere feste Brennstoffe) 200 (Biomasse, Torf) | |
| bestehende Anlagen: 200 (Steinkohle, Braunkohle und andere feste Brennstoffe) 250 (Biomasse, Torf) | ||
| 300 | neue Anlagen: 150 (Steinkohle, Braunkohle und andere feste Brennstoffe) (allgemein) 150 (Biomasse, Torf) 200 (Braunkohlestaub) | |
| bestehende Anlagen: 200 (Steinkohle, Braunkohle und andere feste Brennstoffe) 200 (Biomasse, Torf) | ||
| flüssige Brennstoffe | 50-100 | neue Anlagen: 300 bestehende Anlagen: 450 |
| 100-300 | neue Anlagen: 150 | |
| bestehende Anlagen: 200 (allgemein) bestehende Anlagen in Raffinerien und Chemieanlagen: 450 (bei Verfeuerung von Destillations- oder Konversionsrückständen aus der Rohölraffinierung für den Eigenverbrauch in Feuerungsanlagen und bei Verfeuerung flüssiger Produktionsrückstände als nichtkommerziellen Brennstoff) | ||
| 300 | neue Anlagen: 100 | |
| bestehende Anlagen: 150 (allgemein) bestehende Anlagen in Raffinerien und Chemieanlagen: 450 (bei Verfeuerung von Destillations- oder Konversionsrückständen aus der Rohölraffinierung für den Eigenverbrauch in Feuerungsanlagen und bei Verfeuerung flüssiger Produktionsrückstände als nichtkommerziellen Brennstoff) ( 500 MWth) | ||
| Erdgas | 50-300 | neue Anlagen: 100 bestehende Anlagen: 100 |
| 300 | neue Anlagen: 100 bestehende Anlagen: 100 | |
| sonstige gasförmige Brennstoffe | 50 | neue Anlagen: 200 bestehende Anlagen: 300 |
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.
7. An Land installierte Verbrennungsturbinen mit einer thermischen Nennleistung von über 50 MWth: Die NO x -EGW in mg/m 3 (bei einem O 2 -Bezugsgehalt von 15 %) gelten für eine einzelne Turbine. Die EGW in Tabelle 2 gelten erst ab einer Last von über 70 %.
| Brennstoffart | Thermische Nennleistung (MWth) | EGW für NO x (mg/m 3 ) a |
| flüssige Brennstoffe (leichte und mittlere Destillate) | 50 | neue Anlagen: 50 |
| bestehende Anlagen: 90 (allgemein) 200 (Anlagen mit einer Betriebsdauer von weniger als 1 500 Stunden im Jahr) | ||
| Erdgas b | 50 | neue Anlagen: 50 (allgemein) d |
| bestehende Anlagen: 50 (allgemein) c d 150 (Anlagen mit einer Betriebsdauer von weniger als 1 500 Stunden im Jahr) | ||
| sonstige Gase | 50 | neue Anlagen: 50 |
| bestehende Anlagen: 120 (allgemein) 200 (Anlagen mit einer Betriebsdauer von weniger als 1 500 Stunden im Jahr) | ||
a Gasturbinen für den Notbetrieb, die weniger als 500 Stunden jährlich in Betrieb sind, fallen nicht unter diesen EGW.
b Erdgas ist natürlich vorkommendes Methangas mit nicht mehr als 20 Volumen-% Inertgasen und sonstigen Bestandteilen.
c 75 mg/m 3 in folgenden Fällen, in denen der Wirkungsgrad der Gasturbine unter ISO-Grundlastbedingungen bestimmt wird:
– Gasturbinen in Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung mit einem Gesamtwirkungsgrad von über 75 v. H.;
– Gasturbinen in Kombinationskraftwerken, deren elektrischer Gesamtwirkungsgrad im Jahresdurchschnitt über 55 v. H. liegt;
– Gasturbinen für mechanische Antriebszwecke.
d Für einstufige Gasturbinen, die keiner der unter Fußnote c genannten Kategorien zuzurechnen sind und deren Wirkungsgrad unter ISO-Grundlastbedingungen mehr als 35 v. H. beträgt, gilt ein NO x -EGW von 50 × η/35, wobei η der in Prozent ausgedrückte Wirkungsgrad der Gasturbine unter ISO-Grundlastbedingungen ist.
8. Zementherstellung:
| Anlagentyp | EGW für NO x (mg/m 3 ) |
| allgemein (bestehende und neue Anlagen) | 500 |
| bestehende Lepol- und lange Drehrohröfen, in denen kein Abfall mitverbrannt wird | 800 |
a Anlagen zur Herstellung von Zementklinkern in Drehrohröfen mit einer Kapazität von 500 t/Tag oder in anderen Öfen mit einer Kapazität von 50 t/Tag. Der O 2 -Bezugsgehalt beträgt 10 %.
9. Ortsfeste Motoren:
| Motortyp, Leistung, Brennstoff | EGW a b c (mg/m 3 ) |
| Gasmotoren 1 MWth | |
| Fremdzündungs(= Otto)motoren, alle gasförmigen Brennstoffe | 95 (erweiterter Magerbetrieb) 190 (Standard-Magerbetrieb oder Fettbetrieb mit Katalysator) |
| Zweistoffmotoren 1 MWth | |
| bei Gasbetrieb (alle gasförmigen Brennstoffe) | 190 |
| bei Flüssigbrennstoffbetrieb (alle flüssigen Brennstoffe) d | |
| 1-20 MWth | 225 |
| 20 MWth | 225 |
| Dieselmotoren 5 MWth (Kompressionszündung) niedrige ( 300 min – 1 )/mittlere (300-1 200 min – 1 ) Drehzahl | |
| 5-20 MWth | |
| Schweröl und Biodiesel | 225 |
| leichtes Heizöl und Erdgas | 190 |
| 20 MWth | |
| Schweröl und Biodiesel | 190 |
| leichtes Heizöl und Erdgas | 190 |
| hohe Drehzahl ( 1 200 min – 1 ) | 190 |
Anmerkung : Der O 2 -Bezugsgehalt beträgt 15 % 1.
a Die EGW gelten nicht für Motoren, die weniger als 500 Stunden pro Jahr laufen.
b Soweit die selektive katalytische Reduktion (SCR) gegenwärtig aus technischen oder logistischen Gründen, wie z. B. auf ab- gelegenen Inseln, nicht angewendet werden oder wenn die Versorgung mit Brennstoffen hoher Qualität in hinreichender Menge nicht gewährleistet werden kann, steht es einer Vertragspartei frei, für Dieselmotoren und Zweistoffmotoren einen Übergangszeitraum von zehn Jahren nach dem Inkrafttreten des vorliegenden Protokolls für diese Vertragspartei vorzusehen, während dessen folgende EGW gelten:
– Zweistoffmotoren: 1 850 mg/m 3 im Flüssigbrennstoffbetrieb; 380 mg/m 3 im Gasbetrieb;
– Dieselmotoren – niedrige ( 300 min – 1 ) und mittlere (300-1 200 min – 1 ) Drehzahl: 1 300 mg/m 3 für Motoren zwischen 5 und 20 MWth und 1 850 mg/m 3 für Motoren 20 MWth;
– Dieselmotoren – hohe Drehzahl ( 1 200 min -1 ): 750 mg/m 3 .
c Motoren, die zwischen 500 und 1 500 Betriebsstunden pro Jahr laufen, können von der Einhaltung der EGW freigestellt werden, sofern sie primäre Maßnahmen zur Begrenzung der NO x -Emissionen anwenden und die in Fußnote b aufgeführten EGW erfüllen.
d Eine Vertragspartei kann eine Abweichung von der Verpflichtung zur Einhaltung der Emissionsgrenzwerte für Feuerungsanlagen gewähren, die 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. Die Ausnahmeregelung darf für höchstens zehn Tage gewährt werden, es sei denn, es besteht ein vorrangiges Bedürfnis für die Aufrechterhaltung der Energieversorgung.
____________________
1 Der Faktor zur Umwandlung der Grenzwerte dieses Protokolls (bei 5 %-Sauerstoffgehalt) beträgt 2,66 (16/6). Folglich entspricht der Grenzwert von
– 190 mg/m 3 bei 15 % O 2 500 mg/m 3 bei 5 % O 2 ;
– 95 mg/m 3 bei 15 % O 2 250 mg/m 3 bei 5 % O 2 ;
– 225 mg/m 3 bei 15 % O 2 600 mg/m 3 bei 5 % O 2 .
10. Eisenerz-Sinteranlagen:
| Anlagentyp | EGW für NO x (mg/m 3 ) |
| Sinteranlagen: neue Anlage | 400 |
| Sinteranlagen: bestehende Anlage | 400 |
a Herstellung und Verarbeitung von Metallen: Röst- oder Sinteranlagen für Metallerze, Anlagen zur Herstellung von Roheisen oder Stahl (Primär- oder Sekundärschmelzung) einschließlich Stranggießen mit einer Kapazität von mehr als 2,5 t/h, Anlagen zur Verarbeitung von Eisenmetallen (Warmwalzwerke 20 t/Rohstahl pro Stunde).
b Abweichend von Absatz 3 sollten diese EGW als längerfristiger Durchschnitt betrachtet werden.
11. Herstellung von Salpetersäure:
| Anlagentyp | EGW für NO x (mg/m 3 ) |
| neue Anlage | 160 |
| bestehende Anlage | 190 |
12. Die Grenzwerte zur Begrenzung von NO x -Emissionen 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) New Source Emission Guidelines for Thermal Electricity Generation;
b) National Emission Guidelines for Stationary Combustion Turbines. PN1072;
c) National Emission Guidelines for Cement Kilns. PN1284;
d) National Emission Guidelines for Industrial/Commercial Boilers and Heaters. PN1286;
e) Operating and Emission Guidelines for Municipal Solid Waste Incinerators. PN1085;
f) Management Plan for Nitrogen Oxides (NO x ) and Volatile Organic Compounds (VOCs) – Phase I. PN1066 und
g) Operating and Emission Guidelines for Municipal Solid Waste Incinerators. PN1085.
13. Die Grenzwerte zur Begrenzung von NO x -Emissionen aus ortsfesten Quellen in den folgenden Kategorien ortsfester Quellen, und die Quellen, für die sie gelten, werden in den folgenden Dokumenten aufgeführt:
a) Coal-fired Utility Units – 40 Code of Federal Regulations (C.F.R.) Part 76;
b) Electric Utility Steam Generating Units – 40 C.F.R. Part 60, Subpart D, and Subpart Da;
c) Industrial-Commercial-Institutional Steam Generating Units – 40 C.F.R. Part 60, Subpart Db;
d) Nitric Acid Plants – 40 C.F.R. Part 60, Subpart G;
e) Stationary Gas Turbines – 40 C.F.R. Part 60, Subpart GG;
f) Municipal Waste Combustors – 40 C.F.R. Part 60, Subpart Ea, and Subpart Eb;
g) Hospital/Medical/Infectious Waste Incinerators – 40 C.F.R. Part 60, Subpart Ec;
h) Petroleum Refineries – 40 C.F.R. Part 60, Subpart J, and Subpart Ja;
i) Stationary Internal Combustion Engines – Spark Ignition, 40 C.F.R. Part 60, Subpart JJJJ;
j) Stationary Internal Combustion Engines – Compression Ignition, 40 C.F.R. Part 60, Subpart IIII;
k) Stationary Combustion Turbines – 40 C.F.R. Part 60, Subpart KKKK;
l) Small Municipal Waste Combustors – 40 C.F.R. Part 60, Subpart AAAA;
m) Portland Cement – 40 C.F.R. Part 60, Subpart F;
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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