ALLEGATO

CONCLUSIONI SULLE MIGLIORI TECNICHE DISPONIBILI (BAT — BEST AVAILABLE TECHNIQUES)

AMBITO DI APPLICAZIONE

Le presenti conclusioni relative alle migliori tecniche disponibili (BAT — Best Available Techniques) si riferiscono alle seguenti attività di cui all’allegato I della direttiva 2010/75/UE:

— 1.1: combustione di combustibili in installazioni con una potenza termica nominale totale pari o superiore a 50 MW, solo quando questa attività ha luogo in impianti di combustione con una potenza termica nominale totale pari o superiore a 50 MW;

— 1.4: gassificazione di carbone o altri combustibili in installazioni con una potenza termica nominale totale pari o superiore a 20 MW, solo quando questa attività è direttamente associata a un impianto di combustione;

— 5.2: smaltimento o recupero dei rifiuti in impianti di incenerimento dei rifiuti o in impianti di coincenerimento dei rifiuti per i rifiuti non pericolosi con una capacità superiore a 3 t all’ora oppure per i rifiuti pericolosi con una capacità superiore a 10 t al giorno, solo quanto questa attività ha luogo in impianti di combustione contemplati al precedente punto 1.1.

In particolare, le presenti conclusioni sulle BAT riguardano le attività a monte e a valle direttamente associate alle attività summenzionate, incluse le tecniche applicate di prevenzione e controllo delle emissioni.

I combustibili considerati nelle presenti conclusioni sulle BAT sono tutte le materie combustibili solide, liquide e/o gassose, nella fattispecie:

— i combustibili solidi (ad esempio, carbone, lignite, torba);

— la biomassa (quale definita all’articolo 3, punto 31, della direttiva 2010/75/UE);

— i combustibili liquidi (ad esempio, olio combustibile pesante e gasolio);

— i combustibili gassosi (ad esempio, gas naturale, gas contenente idrogeno e gas di sintesi);

— combustibili specifici (ad esempio, i sottoprodotti dell’industria chimica e della siderurgia);

— i rifiuti, tranne i rifiuti urbani misti quali definiti all’articolo 3, punto 39, e gli altri rifiuti enumerati all’articolo 42, paragrafo 2, lettera a), punti ii) e iii), della direttiva 2010/75/UE.

Le presenti conclusioni sulle BAT non riguardano le seguenti attività:

— la combustione di combustibili in unità con potenza termica nominale inferiore a 15 MW;

— gli impianti di combustione con arco di vita limitato o gli impianti di teleriscaldamento che beneficiano di una deroga ai sensi degli articoli 33 e 35 della direttiva 2010/75/UE, fino allo scadere della deroga indicata nell’autorizzazione, per quanto concerne i BAT-AEL relativi agli inquinanti contemplati dalla deroga, nonché agli altri inquinanti le cui emissioni sarebbero state ridotte dalle misure tecniche a cui si è derogato;

— la gassificazione dei combustibili, quando non è direttamente associata alla combustione dei gas di sintesi che ne derivano;

— la gassificazione dei combustibili e la successiva combustione dei gas di sintesi, quando tali attività sono direttamente associate alla raffinazione di petrolio e di gas;

— le attività a monte e a valle non direttamente associate alle attività di combustione o gassificazione;

— la combustione nei forni o nei riscaldatori di processo;

— la combustione negli impianti di post combustione;

— la combustione in torcia;

— la combustione nelle caldaie di recupero e nei bruciatori dei composti ridotti dello zolfo nelle installazioni per la produzione di pasta per carta e carta, già contemplata nelle conclusioni sulle BAT per la produzione di pasta per carta, carta e cartone;

— la combustione dei combustibili di raffineria sul sito della raffineria, già contemplata nelle conclusioni sulle BAT sulla raffinazione di petrolio e di gas;

— lo smaltimento o il recupero dei rifiuti in: — impianti di incenerimento dei rifiuti quali definiti all’articolo 3, punto 40, della direttiva 2010/75/UE; — impianti di coincenerimento dei rifiuti dove oltre il 40 % del calore liberato proviene da rifiuti pericolosi; — impianti di coincenerimento dei rifiuti che bruciano solo rifiuti, salvo quelli costituiti almeno parzialmente di biomassa quale definita all’articolo 3, punto 31, lettera b), della direttiva 2010/75/UE;

già contemplati nelle conclusioni sulle BAT per l’incenerimento dei rifiuti.

Altre conclusioni e documenti di riferimento sulle BAT che possono rivestire un interesse ai fini delle attività contemplate dalle presenti conclusioni sulle BAT sono:

— sistemi comuni di trattamento/gestione delle acque reflue e dei gas di scarico nell’industria chimica (CWW);

— serie dei BREF sulle sostanze chimiche (LVOC ecc.);

— effetti economici e effetti incrociati (Economic and Cross-MEDIA Effects — ECM);

— emissioni prodotte dallo stoccaggio (Emissions from storage — EFS);

— efficienza energetica (Energy Efficiency — ENE);

— sistemi di raffreddamento industriali (Industrial Cooling Systems — ICS);

— produzione di ferro e acciaio (Iron and Steel Production — IS);

— monitoraggio delle emissioni in atmosfera e nell’acqua da installazioni soggette alla direttiva sulle emissioni industriali (Reference Document on the General Principles of Monitoring — ROM);

— produzione di pasta per carta, carta e cartone (Production of Pulp, Paper and Board — PP);

— raffinazione di petrolio e di gas (Refining of Mineral Oil and Gas — REF);

— incenerimento dei rifiuti (Waste Incineration — WI);

— trattamento dei rifiuti (Waste Treatments — WT).

DEFINIZIONI

Ai fini delle presenti conclusioni sulle BAT, si applicano le definizioni seguenti:

Termine Definizione Termini generici Caldaia Qualsiasi impianto di combustione ad eccezione dei motori, delle turbine a gas e dei forni o riscaldatori di processo Turbina a gas a ciclo combinato (combined-cycle gas turbine — CCGT) Impianto di combustione che utilizza due cicli termodinamici (il ciclo Brayton e il ciclo Rankine). In una CCGT il calore proveniente dagli effluenti gassosi di una turbina a gas (che produce energia elettrica in base al ciclo Brayton) è trasformato in energia utile in un generatore di vapore a recupero termico (HRSG), dove serve a produrre vapore che in seguito si espande in una turbina a vapore (che funziona secondo il ciclo Rankine per produrre energia elettrica supplementare). Ai fini delle presenti conclusioni sulle BAT, per CCGT s’intende sia la configurazione con combustione supplementare nell’HRSG sia quella senza Impianto di combustione Qualsiasi dispositivo tecnico in cui sono ossidati combustibili al fine di utilizzare il calore così prodotto. Ai fini delle presenti conclusioni sulle BAT, una combinazione di: — due o più impianti di combustione distinti in cui gli effluenti gassosi sono emessi da un camino comune, oppure — impianti di combustione distinti autorizzati per la prima volta il 1o luglio 1987 o posteriormente, oppure i cui gestori hanno presentato una domanda d’autorizzazione completa in quella data o posteriormente, la cui configurazione è tale che, tenuto conto dei fattori tecnici ed economici, l’autorità competente potrebbe ritenere che gli effluenti gassosi siano emessi da un camino comune è considerata un impianto di combustione singolo. Per calcolare la potenza termica nominale totale di tale combinazione, si somma la capacità di ciascun impianto di combustione interessato, avente capacità almeno pari a 15 MW Unità di combustione Singolo impianto di combustione Misurazione in continuo Misurazione realizzata con un sistema di misurazione automatico installato in loco in modo permanente Scarico diretto Scarico (in un corpo idrico ricevente) nel punto in cui le emissioni escono dall’installazione senza ricevere alcun altro trattamento a valle Sistema di desolforazione degli effluenti gassosi (FGD) Sistema consistente in una o più tecniche di abbattimento il cui scopo è ridurre il livello di emissioni di SOX di un impianto di combustione Sistema di desolforazione degli effluenti gassosi (FGD) — esistente Sistema di desolforazione degli effluenti gassosi (FGD) che non è un nuovo sistema FGD Sistema di desolforazione degli effluenti gassosi (FGD) — nuovo Sistema di desolforazione degli effluenti gassosi (FGD) in un nuovo impianto o sistema FGD nel quale almeno una tecnica di abbattimento è stata introdotta o completamente sostituita in un impianto esistente dopo la pubblicazione delle presenti conclusioni sulle BAT Gasolio Qualsiasi combustibile liquido derivato dal petrolio classificato con il codice NC 2710 19 25 , 2710 19 29 , 2710 19 47 , 2710 19 48 , 2710 20 17 o 2710 20 19 , oppure qualsiasi combustibile liquido derivato dal petrolio del quale meno di 65 % in volume (comprese le perdite) distilla a 250 °C e del quale almeno 85 % in volume (comprese le perdite) distilla a 350 °C secondo il metodo ASTM D86 Olio combustibile pesante (HFO) Qualsiasi combustibile liquido derivato dal petrolio classificato con i codici NC da 2710 19 51 a 2710 19 68 , 2710 20 31 , 2710 20 35 o 2710 20 39 , oppure qualsiasi combustibile liquido derivato dal petrolio, diverso dal gasolio, che, per i suoi limiti di distillazione, rientra nella categoria di oli pesanti destinati ad essere usati come combustibile e di cui meno di 65 % in volume (comprese le perdite) distilla a 250 °C secondo il metodo ASTM D86. Se la distillazione non può essere determinata con il metodo ASTM D86, il prodotto petrolifero rientra ugualmente nella categoria degli oli combustibili pesanti Rendimento elettrico netto (unità di combustione e IGCC) Rapporto tra l’energia elettrica netta prodotta (energia elettrica prodotta sul lato ad alta tensione del trasformatore principale meno l’energia importata — ad esempio, per il consumo dei sistemi ausiliari) e l’energia fornita dal combustibile o dalla materia prima (sotto forma di potere calorifico inferiore del combustibile/della materia prima) entro i confini dell’unità di combustione in un determinato periodo di tempo Efficienza meccanica netta Rapporto tra l’energia meccanica resa all’albero e l’energia termica fornita dal combustibile Consumo totale netto di combustibile (unità di combustione e IGCC) Rapporto tra l’energia netta prodotta (energia elettrica, acqua calda, vapore, energia meccanica prodotta meno l’energia elettrica e/o termica importata — ad esempio, per il consumo dei sistemi ausiliari) e l’energia fornita dal combustibile (sotto forma del potere calorifico inferiore del combustibile) entro i confini dell’impianto di combustione in un determinato periodo di tempo Consumo totale netto di combustibile (unità di gassificazione) Rapporto tra l’energia netta prodotta (energia elettrica, acqua calda, vapore, energia meccanica prodotta e gas di sintesi (sotto forma del potere calorifico inferiore del gas di sintesi) meno l’energia elettrica e/o termica importata (ad esempio, per il consumo dei sistemi ausiliari) e l’energia fornita dal combustibile/materia prima (sotto forma del potere calorifico inferiore del combustibile/materia prima) entro i confini dell’unità di gassificazione in un determinato periodo di tempo Ore operative Il tempo, espresso in ore, durante cui un impianto di combustione è interamente o parzialmente in funzione e scarica emissioni in atmosfera, esclusi i periodi di avvio e di arresto Misurazione periodica Determinazione del misurando (particolare quantitativo oggetto di misurazione) a definiti intervalli temporali Impianto — esistente Impianto che non è un nuovo impianto Impianto — nuovo Impianto di combustione autorizzato per la prima volta nell’installazione dopo la pubblicazione delle presenti conclusioni sulle BAT, o sostituzione integrale di un impianto di combustione sulle fondamenta esistenti dopo la pubblicazione delle presenti conclusioni sulle BAT Impianto di post combustione Sistema concepito per depurare gli effluenti gassosi mediante combustione, che non è gestito come impianto di combustione indipendente, quale un impianto di ossidazione termica (cioè inceneritore dei gas di coda), usato per eliminare lo o gli inquinanti (ad esempio i VOC) dagli effluenti gassosi con o senza recupero del calore generato. Le tecniche di combustione a stadi, in cui le varie fasi della combustione hanno luogo in camere distinte e possono conferire al processo di combustione caratteristiche diverse (ad esempio, rapporto combustibile/aria, profilo di temperatura), sono considerate parte integrante del processo di combustione e non assimilate a impianti post combustione. Analogamente, quando i gas generati in un forno/riscaldatore di processo o in un altro processo di combustione sono successivamente ossidati in un altro impianto di combustione per recuperare il loro valore energetico (con o senza l’uso di combustibile ausiliario) per la produzione di energia elettrica, vapore, acqua calda/olio caldo o energia meccanica, quest’ultimo impianto non è considerato un impianto di post combustione Sistema predittivo del monitoraggio delle emissioni (Predictive Emission Monitoring System — PEMS) Sistema utilizzato per determinare in maniera continuativa la concentrazione di un inquinante in una sorgente di emissioni, in base al suo rapporto con una serie di parametri caratteristici di processo soggetti a monitoraggio continuo (ad esempio, consumo di gas combustibile, rapporto aria/combustibile) e dati qualitativi del combustibile o della materia prima (ad esempio il tenore di zolfo) Combustibili di processo dell’industria chimica Sottoprodotti gassosi e/o liquidi generati dall’industria (petrol)chimica e utilizzati come combustibili non commerciali negli impianti di combustione Forni o riscaldatori di processo I forni o i riscaldatori di processo sono: — impianti di combustione i cui effluenti gassosi sono usati per il trattamento termico di oggetti o materie prime mediante un meccanismo di riscaldamento a contatto diretto (ad esempio, forni da cemento e calce, forno di vetrificazione, forni da asfalto, processo di essiccazione, reattore utilizzato nell’industria (petrol)chimica, forni per trattamento di metalli ferrosi), oppure — impianti di combustione il cui calore radiante e/o di conduzione è trasferito agli oggetti o alle materie prime mediante parete solida senza l’ausilio di un fluido termovettore (ad esempio, batteria di forni per il coke, cowper degli altoforni, forno o reattore usato per scaldare un flusso di processo nell’industria (petrol)chimica, come un forno da steam cracking, riscaldatore di processo utilizzato per la rigassificazione di gas naturale liquefatto (GNL) in terminali GNL). Grazie all’applicazione delle buone prassi del recupero di energia, i forni/riscaldatori di processo possono essere associati a un sistema di generazione di vapore/energia elettrica. Quest’ultimo è parte integrante del forno/riscaldatore di processo e non può essere considerato un sistema a sé stante Combustibili di raffineria Materiale combustibile solido, liquido o gassoso risultante dalle fasi di distillazione e conversione della raffinazione del petrolio greggio. Esempi: gas di raffineria (RFG), gas di sintesi, oli di raffineria e coke di petrolio Residui Sostanze o oggetti generati dalle attività che rientrano nel campo di applicazione del presente documento, come i rifiuti o i sottoprodotti Periodi di avvio e di arresto Il periodo di funzionamento di un impianto determinato a norma delle disposizioni della decisione di esecuzione 2012/249/UE della Commissione (1) relativa alla determinazione dei periodi di avvio e di arresto ai fini della direttiva 2010/75/UE del Parlamento europeo e del Consiglio relativa alle emissioni industriali Unità — esistente Unità di combustione che non è una nuova unità Unità — nuova Unità di combustione autorizzata per la prima volta nell’impianto di combustione dopo la pubblicazione delle presenti conclusioni sulle BAT, o sostituzione integrale di un’unità di combustione sulle fondamenta esistenti dell’impianto di combustione dopo la pubblicazione delle presenti conclusioni sulle BAT Valida (media oraria) Una media oraria è ritenuta valida in assenza di manutenzione o disfunzioni del sistema di misurazione automatico





Termine Definizione Inquinanti/parametri As La somma di arsenico e suoi composti, espressa come As C3 Idrocarburi con tre atomi di carbonio C4+ Idrocarburi con almeno quattro atomi di carbonio Cd La somma di cadmio e dei suoi composti, espressa come Cd Cd + Tl La somma di cadmio, tallio e loro composti, espressa come Cd + Tl CH4 Metano CO Monossido di carbonio COD Domanda chimica di ossigeno. Quantità di ossigeno necessaria per l’ossidazione completa della materia organica in diossido di carbonio COS Solfuro di carbonile Cr La somma di cromo e suoi composti, espressa come Cr Cu La somma del rame e suoi composti, espressa come Cu Polveri Particolato (atmosferico) totale Fluoruri Fluoruri disciolti, espressi come F- H2S Acido solfidrico HCl Tutti i composti inorganici gassosi del cloro, espressi come HCl HCN Cianuro di idrogeno HF Tutti i composti inorganici gassosi del fluoro, espressi come HF Hg La somma di mercurio e suoi composti, espressa come Hg N2O Monossido di diazoto (protossido di azoto) NH3 Ammoniaca Ni La somma di nichel e suoi composti, espressa come Ni NOX La somma del monossido di azoto (NO) e del diossido di azoto (NO2), espressa come NO2 Pb La somma di piombo e suoi composti, espressa come Pb PCDD/F Policlorodibenzo-p-diossine e -furani RCG Concentrazione grezza negli effluenti gassosi. Concentrazione di SO2 negli effluenti gassosi grezzi come media annua (alle condizioni standard indicate nella sezione «Considerazioni generali») all’ingresso del sistema di abbattimento delle emissioni di SOX, espressa a un tenore di ossigeno (O2) di riferimento di 6 % in volume Sb + As + Pb + Cr + Co + Cu + Mn + Ni + V La somma di antimonio, arsenico, piombo, cromo, cobalto, rame, manganese, nichel, vanadio e loro composti, espressa come Sb + As + Pb + Cr + Co + Cu + Mn + Ni + V SO2 Anidride solforosa SO3 Anidride solforica SOX La somma di anidride solforosa (SO2) e anidride solforica (SO3), espressa come SO2 Solfati Solfati disciolti, espressi come SO4 2- Solfuri, a facile rilascio La somma di solfuri disciolti e solfuri non disciolti a facile rilascio all’acidificazione, espressa come S2- Solfiti Solfiti disciolti, espressi come SO3 2- TOC Carbonio organico totale, espresso come C (nell’acqua) TSS Solidi sospesi totali. Concentrazione di massa di tutti i solidi sospesi (nell’acqua), misurati per filtrazione mediante filtri in fibra di vetro e gravimetria TVOC Carbonio organico volatile totale, espresso come C (nell’atmosfera) Zn La somma di zinco e suoi composti, espressa come Zn

ACRONIMI

Ai fini delle presenti conclusioni sulle BAT, si applicano gli acronimi riportati di seguito:

Acronimo Definizione ASU (Air supply unit) Unità di alimentazione dell’aria CCGT (Combined-cycle gas turbine) Turbina a gas a ciclo combinato, con o senza combustione supplementare CFB (Circulating fluidised bed) Letto fluido circolante CHP (Combined heat and power) Cogenerazione di calore ed elettricità COG (Coke oven gas) Gas di cokeria COS (Carbonyl sulphide) Solfuro di carbonile DLN (Dry low-NOX burners) Bruciatori a basse emissioni di NOX a secco DSI (Duct sorbent injection) Iniezione in linea di sorbente ESP (Electrostatic precipitator) Precipitatore elettrostatico FBC (Fluidised bed combustion) Combustione a letto fluido FGD (Flue-gas desulphurisation) Desolforazione degli effluenti gassosi HFO (Heavy fuel oil) Olio combustibile pesante HRSG (Heat recovery steam generator) Generatore di vapore a recupero di calore IGCC (Integrated gasification combined cycle) Ciclo integrato con impianto di gassificazione LHV (Lower heating value) Potere calorifico inferiore LNB (Low-NOX burners) Bruciatori a basse emissioni di NOX GNL Gas naturale liquefatto OCGT (Open-cycle gas turbine) Turbina a gas a circuito aperto OTNOC (Other than normal operating conditions) Condizioni di esercizio diverse da quelle normali PC (Pulverised combustion) Combustione di polverino PEMS (Predictive emissions monitoring system) Sistema predittivo del monitoraggio delle emissioni SCR (Selective catalytic reduction) Riduzione catalitica selettiva SDA (Spray dry absorber) Atomizzatore, assorbitore a secco SNCR (Selective non-catalytic reduction) Riduzione non catalitica selettiva

CONSIDERAZIONI GENERALI

Migliori tecniche disponibili

Le tecniche elencate e descritte nelle presenti conclusioni sulle BAT non sono prescrittive né esaustive. È possibile utilizzare altre tecniche che garantiscano un livello quanto meno equivalente di protezione dell’ambiente.

Salvo diversa indicazione, le presenti conclusioni sulle BAT sono generalmente applicabili.

Livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL)

Laddove siano indicati livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL) per diversi periodi di calcolo della media, tutti i BAT-AEL indicati devono essere rispettati.

I BAT-AEL indicati nelle presenti conclusioni sulle BAT possono non applicarsi alle turbine e ai motori a gas o a combustibile liquido utilizzati nelle situazioni di emergenza per un numero annuo di ore inferiore a 500, quando tali situazioni di emergenza non sono compatibili con il rispetto dei BAT-AEL.

BAT-AEL per le emissioni in atmosfera

I livelli di emissioni in atmosfera associati alle migliori tecniche disponibili indicati nelle presenti conclusioni sulle BAT si riferiscono alle concentrazioni espresse, in mg/Nm3, μg/Nm3 o ng I-TEQ/Nm3, come massa della sostanza emessa per volume di effluente gassoso, alle seguenti condizioni standard: gas secco a una temperatura di 273,15 K e una pressione di 101,3 kPa.

Il monitoraggio associato ai BAT-AEL per le emissioni in atmosfera è illustrato nella BAT 4.

Le condizioni di riferimento dell’ossigeno utilizzato per esprimere i BAT-AEL nel presente documento sono illustrate nella tabella in appresso.

Attività Livello di ossigeno di riferimento (OR) Combustione di combustibili solidi 6 % in volume Combustione di combustibili solidi in combinazione con combustibili liquidi e/o gassosi Coincenerimento dei rifiuti Combustione di combustibili liquidi e/o gassosi quando non ha luogo in turbina o motore a gas 3 % in volume Combustione di combustibili liquidi e/o gassosi quando ha luogo in turbina o motore a gas 15 % in volume Combustione in impianti IGCC

L’equazione per calcolare la concentrazione delle emissioni corrispondenti al livello di ossigeno di riferimento è la seguente:

dove:

ER : concentrazione delle emissioni al livello di ossigeno di riferimento OR; OR : livello di ossigeno di riferimento in percentuale in volume (%); EM : concentrazione misurata dell’emissione; OM : livello misurato di ossigeno in percentuale in volume (%).

Per i periodi di calcolo della media, si applicano le seguenti definizioni:

Periodo di calcolo della media Definizione MEDIA giornaliera MEDIA su un periodo di 24 ore delle medie orarie valide misurate in continuo MEDIA annua MEDIA su un periodo di un anno delle medie orarie valide misurate in continuo MEDIA del periodo di campionamento Valore medio di tre misurazioni consecutive di almeno 30 minuti ciascuna (2) MEDIA dei campioni su un anno MEDIA dei valori ottenuti in un anno delle misurazioni periodiche effettuate alla frequenza di monitoraggio stabilita per ciascun parametro

BAT-AEL per le emissioni nell’acqua

I livelli di emissioni nell’acqua associati alle migliori tecniche disponibili indicati nelle presenti conclusioni sulle BAT si riferiscono alle concentrazioni espresse, in μg/l, mg/l, o g/l, come massa della sostanza emessa per volume d’acqua. I BAT-AEL si riferiscono alle medie giornaliere, ossia a campioni compositi proporzionali al flusso prelevati su 24 ore. Si possono utilizzare campioni compositi proporzionali al tempo purché sia dimostrata una sufficiente stabilità del flusso.

Il monitoraggio associato ai BAT-AEL per le emissioni nell’acqua è illustrato nella BAT 5.

Livelli di efficienza energetica associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEEL)

Il livello di efficienza energetica associato alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEEL) si riferisce al rapporto tra l’energia netta prodotta dall’unità di combustione e l’energia fornita all’unità di combustione dal combustibile o dalla materia prima, alle condizioni effettive di progetto. L’energia netta prodotta è determinata entro i confini dell’unità di combustione, gassificazione o IGCC, compresi i sistemi ausiliari (ad esempio, i sistemi di trattamento degli effluenti gassosi) e per l’unità in funzione a pieno carico.

Nel caso di impianti di cogenerazione di calore ed energia (CHP):

— il BAT-AEEL per il consumo totale netto di combustibile si riferisce all’unità di combustione funzionante a pieno carico e configurata in modo da ottimizzare in primis il calore fornito e, in secondo luogo, la generazione di energia elettrica residua possibile;

— il BAT-AEEL per il rendimento elettrico netto si riferisce all’unità di combustione che genera solo energia elettrica a pieno carico.

I BAT-AEEL sono espressi in percentuale. L’energia fornita dal combustibile o dalla materia prima è espressa come potere calorifico inferiore (LHV).

Il monitoraggio associato ai BAT-AEEL è illustrato nella BAT 2.

Classificazione delle unità/degli impianti di combustione in base alla potenza termica nominale totale

Ai fini delle presenti conclusioni sulle BAT, negli intervalli di valori indicati per la potenza termica nominale totale il limite inferiore s’intende incluso nell’intervallo e il limite superiore s’intende escluso dall’intervallo. Ad esempio, nella categoria di impianti 100-300 MWth sono inclusi gli impianti di combustione di potenza termica nominale totale pari o superiore a 100 MW e inferiore a 300 MW.

La parte di un impianto di combustione che scarica effluenti gassosi tramite uno o più condotti separati in un camino comune ed è in funzione meno di 1 500 ore/anno può essere considerata separatamente ai fini delle presenti conclusioni sulle BAT. Per tutte le parti dell’impianto si applicano i BAT-AEL in base alla potenza termica nominale totale dell’impianto. In tali casi, le emissioni scaricate attraverso ciascuno dei suddetti condotti sono monitorate separatamente.

1. CONCLUSIONI GENERALI SULLE BAT

Le conclusioni sulle BAT specifiche per combustibile illustrate nelle sezioni da 2 a 7 si applicano in aggiunta alle conclusioni generali sulle BAT di cui alla presente sezione.

1.1. Sistemi di gestione ambientale

BAT 1. Per migliorare la prestazione ambientale complessiva, la BAT consiste nell’istituire e applicare un sistema di gestione ambientale avente tutte le seguenti caratteristiche:

i. impegno della direzione, compresi i dirigenti di alto grado;

ii. definizione, a opera della direzione, di una politica ambientale che preveda il miglioramento continuo della prestazione ambientale dell’installazione;

iii. pianificazione e adozione delle procedure, degli obiettivi e dei traguardi necessari, congiuntamente alla pianificazione finanziaria e agli investimenti;

iv. attuazione delle procedure, prestando particolare attenzione ai seguenti aspetti: a) struttura e responsabilità; b) assunzione, formazione, sensibilizzazione e competenza; c) comunicazione; d) coinvolgimento del personale; e) documentazione; f) controllo efficace dei processi; g) pianificazione di programmi di manutenzione periodica; h) preparazione e risposta alle emergenze; i) rispetto della legislazione ambientale;

v. controllo delle prestazioni e adozione di misure correttive, in particolare rispetto a: a) monitoraggio e misurazione (cfr. anche la relazione di riferimento del JRC sul monitoraggio delle emissioni in atmosfera e nell’acqua da impianti IED — ROM); b) azione correttiva e preventiva; c) tenuta di registri; d) verifica indipendente (ove praticabile) interna ed esterna, al fine di determinare se il sistema di gestione ambientale sia conforme a quanto previsto e se sia stato attuato e aggiornato correttamente;

vi. riesame del sistema di gestione ambientale da parte dell’alta direzione al fine di accertarsi che continui ad essere idoneo, adeguato ed efficace;

vii. attenzione allo sviluppo di tecnologie più pulite;

viii. attenzione agli impatti ambientali dovuti a un eventuale smantellamento dell’installazione in fase di progettazione di un nuovo impianto, e durante l’intero ciclo di vita, in particolare: a) evitare le strutture sotterranee; b) integrare elementi che facilitino lo smantellamento; c) scegliere finiture superficiali che siano facili da decontaminare; d) usare per le apparecchiature una configurazione che riduca al minimo l’intrappolamento delle sostanze chimiche e ne faciliti l’evacuazione per drenaggio o pulizia; e) progettare attrezzature flessibili e autonome che consentano una chiusura progressiva; f) usare materiali biodegradabili e riciclabili in tutti i casi possibili;

ix. svolgimento di analisi comparative settoriali su base regolare. In particolare per questo settore, è altresì importante prendere in considerazione le seguenti caratteristiche del sistema di gestione ambientale, che sono illustrate, se del caso, nella BAT corrispondente:

x. programmi di garanzia della qualità/controllo della qualità per assicurare che le caratteristiche di tutti i combustibili siano definite e controllate con precisione (cfr. BAT 9);

xi. un piano di gestione al fine di ridurre le emissioni nell’atmosfera e/o nell’acqua in condizioni di esercizio diverse da quelle normali, compresi i periodi di avvio e di arresto (cfr. BAT 10 e BAT 11);

xii. un piano di gestione dei rifiuti finalizzato a evitarne la produzione e a far sì che siano preparati per il riutilizzo, riciclati o altrimenti recuperati, prevedendo l’uso delle tecniche indicate nella BAT 16;

xiii. un metodo sistematico per individuare e trattare le potenziali emissioni incontrollate e/o impreviste nell’ambiente, in particolare: a) le emissioni nel suolo e nelle acque sotterranee dovute alla movimentazione e allo stoccaggio di combustibili, additivi, sottoprodotti e rifiuti; b) le emissioni associate all’autoriscaldamento e/o all’autocombustione dei combustibili nelle attività di stoccaggio e movimentazione;

xiv. un piano di gestione delle polveri per prevenire o, laddove ciò non sia fattibile, ridurre le emissioni diffuse causate dalle operazioni di carico, scarico, stoccaggio e/o movimentazione dei combustibili, dei residui e degli additivi;

xv. un piano di gestione del rumore in caso di probabile o constatato inquinamento acustico presso i recettori sensibili, contenente: a) un protocollo di monitoraggio del rumore in corrispondenza dei confini dell’impianto; b) un programma di riduzione del rumore; c) un protocollo di risposta a situazioni di inquinamento acustico contenente le misure da adottare e il calendario; d) una rassegna dei casi di inquinamento acustico riscontrati, delle azioni correttive intraprese e delle informazioni fornite agli interessati;

xvi. per la combustione, la gassificazione o il coincenerimento di sostanze maleodoranti, un piano di gestione degli odori contenente: a) un protocollo di monitoraggio degli odori; b) se necessario, un programma di eliminazione degli odori, al fine di identificare ed eliminare o ridurre le emissioni odorigene; c) un protocollo di registrazione degli eventi odorigeni, con le relative misure adottate e il calendario; d) una rassegna degli eventi odorigeni riscontrati, delle azioni correttive intraprese e delle informazioni fornite agli interessati.

Se in esito a una valutazione risulta che nessuno degli elementi elencati nei punti da x a xvi sono necessari, viene redatto un verbale della decisione con i motivi che l’hanno determinata.

Applicabilità

L’ambito di applicazione (ad esempio, il livello di dettaglio) e la natura del sistema di gestione ambientale (ad esempio, standardizzato o non standardizzato) dipendono in genere dalla natura, dalle dimensioni e dalla complessità dell’installazione, così come dall’insieme dei suoi possibili effetti sull’ambiente.

1.2. Monitoraggio

BAT 2. La BAT consiste nel determinare il rendimento elettrico netto e/o il consumo totale netto di combustibile e/o l’efficienza meccanica netta delle unità di gassificazione, IGCC e/o di combustione mediante l’esecuzione di una prova di prestazione a pieno carico (1), secondo le norme EN, dopo la messa in servizio dell’unità e dopo ogni modifica che potrebbe incidere in modo significativo sul rendimento elettrico netto e/o sul consumo totale netto di combustibile e/o sull’efficienza meccanica netta dell’unità. Se non sono disponibili norme EN, la BAT consiste nell’applicare le norme ISO, le norme nazionali o altre norme internazionali che assicurino di ottenere dati di qualità scientifica equivalente.

(1) Se, per ragioni tecniche, nelle unità CHP la prova di prestazione non può essere svolta quando l’unità funziona a pieno carico per la produzione di calore, la si può integrare o sostituire con un calcolo che utilizzi i parametri di pieno carico.

BAT 3. La BAT consiste nel monitorare i principali parametri di processo relativi alle emissioni in atmosfera e nell’acqua, tra cui quelli indicati di seguito.

Flusso Parametro/i Monitoraggio Effluente gassoso Portata Determinazione periodica o in continuo Tenore di ossigeno, temperatura e pressione Misurazione periodica o in continuo Tenore di vapore acqueo (3) Acque reflue da trattamento degli effluenti gassosi Portata, pH e temperatura Misurazione in continuo

BAT 4. La BAT consiste nel monitorare le emissioni in atmosfera almeno alla frequenza indicata di seguito e in conformità con le norme EN. Se non sono disponibili norme EN, la BAT consiste nell’applicare le norme ISO, le norme nazionali o altre norme internazionali che assicurino di ottenere dati di qualità scientifica equivalente.

Sostanza/Parametro Combustibile/Processo/Tipo di impianto di combustione Potenza termica nominale totale dell’impianto di combustione Norma/e (4) Frequenza minima di monitoraggio (5) Monitoraggio associato a NH3 — Se si utilizza SCR e/o SNCR Tutte le dimensioni Norme EN generiche In continuo (6) (7) BAT 7 NOX — Carbone e/o lignite compreso coincenerimento dei rifiuti — Biomassa solida e/o torba compreso coincenerimento dei rifiuti — Caldaie e motori a HFO e/o gasolio — Turbine a gas alimentate a gasolio — Caldaie, motori e turbine a gas naturale — Gas di processo della siderurgia — Combustibili di processo dell’industria chimica — Impianti IGCC Tutte le dimensioni Norme EN generiche In continuo (6) (8) BAT 20 BAT 24 BAT 28 BAT 32 BAT 37 BAT 41 BAT 42 BAT 43 BAT 47 BAT 48 BAT 56 BAT 64 BAT 65 BAT 73 — Impianti di combustione su piattaforme off-shore Tutte le dimensioni EN 14792 Una volta l’anno (9) BAT 53 N2O — Carbone e/o lignite in caldaie a letto fluido circolante — Biomassa solida e/o torba in caldaie a letto fluido circolante Tutte le dimensioni EN 21258 Una volta l’anno (10) BAT 20 BAT 24 CO — Carbone e/o lignite compreso coincenerimento dei rifiuti — Biomassa solida e/o torba compreso coincenerimento dei rifiuti — Caldaie e motori a HFO e/o gasolio — Turbine a gas alimentate a gasolio — Caldaie, motori e turbine a gas naturale — Gas di processo della siderurgia — Combustibili di processo dell’industria chimica — Impianti IGCC Tutte le dimensioni Norme EN generiche In continuo (6) (8) BAT 20 BAT 24 BAT 28 BAT 33 BAT 38 BAT 44 BAT 49 BAT 56 BAT 64 BAT 65 BAT 73 — Impianti di combustione su piattaforme off-shore Tutte le dimensioni EN 15058 Una volta l’anno (9) BAT 54 SO2 — Carbone e/o lignite compreso coincenerimento dei rifiuti — Biomassa solida e/o torba compreso coincenerimento dei rifiuti — Caldaie a HFO e/o gasolio — Motori a HFO e/o gasolio — Turbine a gas alimentate a gasolio — Gas di processo della siderurgia — Combustibili di processo dell’industria chimica usati nelle caldaie — Impianti IGCC Tutte le dimensioni Norme EN generiche e EN 14791 In continuo (6) (11) (12) BAT 21 BAT 25 BAT 29 BAT 34 BAT 39 BAT 50 BAT 57 BAT 66 BAT 67 BAT 74 SO3 — Se si utilizza SCR Tutte le dimensioni Nessuna norma EN disponibile Una volta l’anno — Cloruri gassosi espressi come HCl — Carbone e/o lignite — Combustibili di processo dell’industria chimica usati nelle caldaie Tutte le dimensioni EN 1911 Una volta ogni tre mesi (6) (13) (14) BAT 21 BAT 57 — Biomassa solida e/o torba Tutte le dimensioni Norme EN generiche In continuo (15) (16) BAT 25 — Coincenerimento dei rifiuti Tutte le dimensioni Norme EN generiche In continuo (6) (16) BAT 66 BAT 67 HF — Carbone e/o lignite — Combustibili di processo dell’industria chimica usati nelle caldaie Tutte le dimensioni Nessuna norma EN disponibile Una volta ogni tre mesi (6) (13) (14) BAT 21 BAT 57 — Biomassa solida e/o torba Tutte le dimensioni Nessuna norma EN disponibile Una volta l’anno BAT 25 — Coincenerimento dei rifiuti Tutte le dimensioni Norme EN generiche In continuo (6) (16) BAT 66 BAT 67 Polveri — Carbone e/o lignite — Biomassa solida e/o torba — Caldaie a HFO e/o gasolio — Gas di processo della siderurgia — Combustibili di processo dell’industria chimica usati nelle caldaie — Impianti IGCC — Motori a HFO e/o gasolio — Turbine a gas alimentate a gasolio Tutte le dimensioni Norme EN generiche, EN 13284-1 e EN 13284-2 In continuo (6) (17) BAT 22 BAT 26 BAT 30 BAT 35 BAT 39 BAT 51 BAT 58 BAT 75 Coincenerimento dei rifiuti Tutte le dimensioni Norme EN generiche e EN 13284-2 In continuo BAT 68 BAT 69 Metalli e metalloidi tranne mercurio (As, Cd, Co, Cr, Cu, Mn, Ni, Pb, Sb, Se, Tl, V, Zn) — Carbone e/o lignite — Biomassa solida e/o torba — Caldaie e motori a HFO e/o gasolio Tutte le dimensioni EN 14385 Una volta l’anno (18) BAT 22 BAT 26 BAT 30 — Coincenerimento dei rifiuti < 300 MWth EN 14385 Una volta ogni sei mesi (13) BAT 68 BAT 69 ≥ 300 MWth EN 14385 Una volta ogni tre mesi (19) (13) — Impianti IGCC ≥ 100 MWth EN 14385 Una volta l’anno (18) BAT 75 Hg — Carbone e/o lignite compreso coincenerimento dei rifiuti < 300 MWth EN 13211 Una volta ogni tre mesi (13) (20) BAT 23 ≥ 300 MWth Norme EN generiche e EN 14884 In continuo (16) (21) — Biomassa solida e/o torba Tutte le dimensioni EN 13211 Una volta l’anno (22) BAT 27 — Coincenerimento dei rifiuti con biomassa solida e/o torba Tutte le dimensioni EN 13211 Una volta ogni tre mesi (13) BAT 70 — Impianti IGCC ≥ 100 MWth EN 13211 Una volta l’anno (23) BAT 75 TVOC — Motori a HFO e/o gasolio — Combustibili di processo dell’industria chimica usati nelle caldaie Tutte le dimensioni EN 12619 Una volta ogni sei mesi (13) BAT 33 BAT 59 — Coincenerimento dei rifiuti con carbone, lignite, biomassa solida e/o torba Tutte le dimensioni Norme EN generiche In continuo BAT 71 Formaldeide — Gas naturale nei motori a combustione interna a miscela magra e nei motori a doppia alimentazione Tutte le dimensioni Nessuna norma EN disponibile Una volta l’anno BAT 45 CH4 — Motori a gas naturale Tutte le dimensioni EN ISO 25139 Una volta l’anno (24) BAT 45 PCDD/F — Combustibili di processo dell’industria chimica usati nelle caldaie — Coincenerimento dei rifiuti Tutte le dimensioni EN 1948-1, EN 1948-2, EN 1948-3 Una volta ogni sei mesi (13) (25) BAT 59 BAT 71

BAT 5. La BAT consiste nel monitorare le emissioni in acqua derivanti dal trattamento degli effluenti gassosi almeno alla frequenza indicata di seguito e in conformità con le norme EN. Se non sono disponibili norme EN, la BAT consiste nell’applicare le norme ISO, le norme nazionali o altre norme internazionali che assicurino di ottenere dati di qualità scientifica equivalente.

Sostanza/Parametro Norma/e Frequenza minima di monitoraggio Monitoraggio associato a Carbonio organico totale (TOC) (26) EN 1484 Una volta al mese BAT 15 Domanda chimica di ossigeno (COD) (26) Nessuna norma EN disponibile Solidi sospesi totali (TSS) EN 872 Fluoruri (F-) EN ISO 10304-1 Solfati (SO4 2-) EN ISO 10304-1 Solfuri, a facile rilascio (S2-) Nessuna norma EN disponibile Solfiti (SO3 2-) EN ISO 10304-3 Metalli e metalloidi As Diverse norme EN disponibili (ad esempio, EN ISO 11885 o EN ISO 17294-2) Cd Cr Cu Ni Pb Zn Hg Diverse norme EN disponibili (ad esempio, EN ISO 12846 o EN ISO 17852) Cloruri (Cl-) Diverse norme EN disponibili (ad esempio, EN ISO 10304-1 o EN ISO 15682) — Azoto totale EN 12260 —

1.3. Prestazioni ambientali generali e di combustione

BAT 6. Per migliorare le prestazioni ambientali generali degli impianti di combustione e per ridurre le emissioni in atmosfera di CO e delle sostanze incombuste, la BAT consiste nell’ottimizzare la combustione e nel fare uso di un’adeguata combinazione delle tecniche indicate di seguito.

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Dosaggio e miscela dei combustibili Garantire stabili condizioni di combustione e/o ridurre l’emissione di inquinanti miscelando qualità diverse dello stesso tipo di combustibile Generalmente applicabile b. Manutenzione del sistema di combustione Manutenzione regolare programmata conformemente alle raccomandazioni dei fornitori c. Sistema di controllo avanzato Cfr. descrizione alla sezione 8.1 L’applicabilità ai vecchi impianti di combustione può essere subordinata alla necessità di installare a posteriori il sistema di combustione e/o il sistema di controllo-comando d. Buona progettazione delle apparecchiature di combustione Buona progettazione del forno, delle camere di combustione, dei bruciatori e dei dispositivi connessi Generalmente applicabile ai nuovi impianti di combustione e. Scelta del combustibile Scegliere, tra i combustibili disponibili, quello/i con il migliore profilo dal punto di vista ambientale (ad esempio basso tenore di zolfo e/o di mercurio), o sostituire totalmente o parzialmente il/i combustibile/i utilizzato/i con detti combustibili, anche nelle fasi di avviamento o quando si utilizzano combustibili di riserva Applicabile nel rispetto dei vincoli imposti dalla disponibilità dei tipi di combustibile con un migliore profilo ambientale nell’insieme; tale disponibilità può dipendere dalla politica energetica dello Stato membro o dal saldo dei combustibili nell’intero sito nel caso si utilizzino combustibili prodotti dai processi industriali. Per gli impianti di combustione esistenti, la scelta del tipo di combustibile può essere condizionata dalla configurazione e dalla struttura dell’impianto.

BAT 7. Al fine di ridurre le emissioni di ammoniaca in atmosfera dovute alla riduzione catalitica selettiva (SCR) e/o alla riduzione non catalitica selettiva (SNCR) utilizzata per abbattere le emissioni di NOX, la BAT consiste nell’ottimizzare la configurazione e/o il funzionamento dell’SCR e/o SNCR (ad esempio, ottimizzando il rapporto reagente/NOX, distribuendo in modo omogeneo il reagente e calibrando in maniera ottimale l’iniezione di reagente)

Livelli di emissioni associati alla BAT

Il livello di emissioni associato alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di NH3 risultanti dall’uso dell’SCR e/o SNCR è < 3-10 mg/Nm3 come media annuale o media del periodo di campionamento. Il limite inferiore dell’intervallo si può ottenere utilizzando l’SCR, mentre il limite superiore utilizzando l’SNCR, senza ricorrere a tecniche di abbattimento a umido. Nel caso degli impianti che bruciano biomassa e funzionano a carico variabile, così come nel caso di motori funzionanti a HFO e/o gasolio, il limite superiore dell’intervallo BAT-AEL è di 15 mg/Nm3.

BAT 8. Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera durante le normali condizioni di esercizio, la BAT consiste nell’assicurare, mediante adeguata progettazione, esercizio e manutenzione, che il funzionamento e la disponibilità dei sistemi di abbattimento delle emissioni siano ottimizzati.

BAT 9. Al fine di migliorare le prestazioni ambientali generali degli impianti di combustione e/o di gassificazione e ridurre le emissioni in atmosfera, la BAT consiste nell’includere gli elementi seguenti nei programmi di garanzia della qualità/controllo della qualità per tutti i combustibili utilizzati, nell’ambito del sistema di gestione ambientale (cfr. BAT 1):

i. caratterizzazione iniziale completa del combustibile utilizzato, ivi compresi almeno i parametri elencati in appresso e in conformità alle norme EN. Possono essere utilizzate norme ISO, norme nazionali o altre norme internazionali che assicurino di ottenere dati di qualità scientifica equivalente;

ii. prove periodiche della qualità del combustibile per verificarne la coerenza con la caratterizzazione iniziale e secondo le specifiche di progettazione. La frequenza delle prove e la scelta dei parametri tra quelli della tabella sottostante si basano sulla variabilità del combustibile e su una valutazione dell’entità delle sostanze inquinanti (ad esempio, concentrazione nel combustibile, trattamento degli effluenti gassosi applicato);

iii. successivo adeguamento delle impostazioni dell’impianto in funzione della necessità e della fattibilità (ad esempio, integrazione della caratterizzazione del combustibile e controllo del combustibile nel sistema di controllo avanzato — cfr. descrizioni alla sezione 8.1).

Descrizione

La caratterizzazione iniziale e le prove periodiche del combustibile possono essere eseguite dal gestore e/o dal fornitore del combustibile. Se eseguite dal fornitore, i risultati completi sono forniti al gestore sotto forma di specifica di prodotto (combustibile) e/o di garanzia del fornitore.

Combustibile/i Sostanze/Parametri sottoposti a caratterizzazione Biomassa/torba — Potere calorifico inferiore — Umidità — Ceneri — C, Cl, F, N, S, K, Na — Metalli e metalloidi (As, Cd, Cr, Cu, Hg, Pb, Zn) Carbone/lignite — Potere calorifico inferiore — Umidità — Sostanze volatili, ceneri, carbonio fisso, C, H, N, O, S — Br, Cl, F — Metalli e metalloidi (As, Cd, Co, Cr, Cu, Hg, Mn, Ni, Pb, Sb, Tl, V, Zn) Olio combustibile pesante — Ceneri — C, S, N, Ni, V Gasolio — Ceneri — N, C, S Gas naturale — Potere calorifico inferiore — CH4, C2H6, C3, C4+, CO2, N2, indice di Wobbe Combustibili di processo dell’industria chimica (27) — Br, C, Cl, F, H, N, O, S — Metalli e metalloidi (As, Cd, Co, Cr, Cu, Hg, Mn, Ni, Pb, Sb, Tl, V, Zn) Gas di processo della siderurgia — Potere calorifico inferiore, CH4 (per i gas di cokeria), CXHY (per i gas di cokeria), CO2, H2, N2, tenore totale di zolfo, polveri, indice di Wobbe Rifiuti (28) — Potere calorifico inferiore — Umidità — Sostanze volatili, ceneri, Br, C, Cl, F, H, N, O, S — Metalli e metalloidi (As, Cd, Co, Cr, Cu, Hg, Mn, Ni, Pb, Sb, Tl, V, Zn)

BAT 10. Al fine di ridurre le emissioni in atmosfera e/o nell’acqua durante condizioni di esercizio diverse da quelle normali, la BAT consiste nell’elaborare e attuare, nell’ambito del sistema di gestione ambientale (cfr. BAT 1), un piano di gestione commisurato alla rilevanza dei potenziali rilasci di inquinanti che comprenda i seguenti elementi:

— adeguata progettazione dei sistemi che si ritiene concorrano a creare condizioni di esercizio diverse da quelle normali che possono incidere sulle emissioni in atmosfera, nell’acqua e/o nel suolo (ad esempio, progettazione di turbine a gas esercibili a regimi di basso carico per ridurre i carichi minimi di avvio e di arresto);

— elaborazione e attuazione di un apposito piano di manutenzione preventiva per i suddetti sistemi;

— rassegna e registrazione delle emissioni causate dalle condizioni di esercizio diverse da quelle normali e relative circostanze, nonché eventuale attuazione di azioni correttive;

— valutazione periodica delle emissioni complessive durante le condizioni di esercizio diverse da quelle normali (ad esempio, frequenza degli eventi, durata, quantificazione/stima delle emissioni) ed eventuale attuazione di azioni correttive.

BAT 11. La BAT consiste nel monitorare adeguatamente le emissioni in atmosfera e/o nell’acqua durante le condizioni di esercizio diverse da quelle normali.

Descrizione

Il monitoraggio può essere eseguito misurando direttamente le emissioni o monitorando parametri sostitutivi, se di comprovata qualità scientifica equivalente o migliore rispetto alla misurazione diretta delle emissioni. Le emissioni nei periodi di avvio e arresto (SU/SD) possono essere valutate in base alla misurazione dettagliata delle emissioni eseguita per una procedura tipica di avvio/arresto almeno una volta l’anno e utilizzando i risultati della misurazione per stimare le emissioni di ogni periodo di avvio e arresto durante l’anno.

1.4. Efficienza energetica

BAT 12. Al fine di aumentare l’efficienza energetica delle unità di combustione, gassificazione e/o IGCC in funzione ≥ 1 500 ore/anno, la BAT consiste nell’utilizzare una combinazione adeguata delle tecniche indicate di seguito.

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Ottimizzazione della combustione Cfr. descrizione alla sezione 8.2. L’ottimizzazione della combustione riduce al minimo il contenuto di sostanze incombuste negli effluenti gassosi e nei residui solidi della combustione Generalmente applicabile b. Ottimizzazione delle condizioni del fluido di lavoro Funzionamento ai valori massimi di pressione e temperatura del fluido di lavoro gas o vapore, subordinatamente ai vincoli imposti da fattori quali il controllo delle emissioni di NOX o le caratteristiche dell’energia necessaria c. Ottimizzazione del ciclo del vapore Funzionamento della turbina alla pressione minima di scarico, utilizzando la temperatura minima possibile dell’acqua di raffreddamento del condensatore, subordinatamente ai vincoli di progettazione d. Riduzione al minimo del consumo di energia Riduzione al minimo del consumo energetico interno (ad esempio, maggiore efficienza della pompa dell’acqua di alimentazione) e. Preriscaldamento dell’aria di combustione Riutilizzo di una parte del calore recuperato dall’effluente gassoso della combustione per preriscaldare l’aria che è usata nella combustione Generalmente applicabile subordinatamente ai vincoli imposti dal controllo delle emissioni di NOX f. Preriscaldamento del combustibile Preriscaldamento del combustibile per mezzo del calore recuperato Generalmente applicabile subordinatamente ai vincoli imposti dalla configurazione della caldaia e dal controllo delle emissioni di NOX g. Sistema di controllo avanzato Cfr. descrizione alla sezione 8.2. Controllo informatizzato dei parametri principali di combustione per migliorare l’efficienza di combustione Generalmente applicabile alle unità nuove. L’applicabilità alle vecchie unità può essere subordinata alla necessità di installare a posteriori il sistema di combustione e/o il sistema di controllo-comando h. Preriscaldamento dell’acqua di alimentazione per mezzo del calore recuperato Preriscaldamento dell’acqua in uscita dal condensatore con il calore recuperato prima di riutilizzarlo nella caldaia Applicabile solo ai circuiti a vapore e non alle caldaie. L’applicabilità alle unità esistenti può essere condizionata dalla configurazione dell’impianto e dalla quantità di calore recuperabile i. Recupero di calore da cogenerazione (CHP) Recupero di calore (per lo più dal sistema di generazione del vapore) per la produzione di acqua calda o vapore da utilizzare nei processi/attività industriali o in una rete pubblica di teleriscaldamento. È anche possibile recuperare calore da: — effluente gassoso — raffreddamento delle griglie — letto fluido circolante Applicabile subordinatamente ai vincoli imposti dal fabbisogno termico ed energetico locale. L’applicabilità può essere limitata nel caso dei compressori di gas con un profilo termico d’esercizio imprevedibile j. Disponibilità della CHP Cfr. descrizione alla sezione 8.2. Applicabile unicamente alle unità nuove quando esiste una possibilità concreta di uso futuro del calore nei pressi dell’unità k. Condensatore degli effluenti gassosi Cfr. descrizione alla sezione 8.2. Generalmente applicabile alle unità CHP subordinatamente a una domanda sufficiente di calore a bassa temperatura l. Accumulo termico Accumulo del calore cogenerato in stoccaggio termico Applicabile unicamente agli impianti CHP. L’applicabilità può essere limitata nel caso di basso fabbisogno di carico termico m. Camino umido Cfr. descrizione alla sezione 8.2. Generalmente applicabile alle unità nuove ed esistenti dotate di sistemi FGD a umido n. Scarico attraverso torre di raffreddamento Lo scarico di emissioni in atmosfera attraverso la torre di raffreddamento anziché un camino apposito Applicabile unicamente alle unità dotate di sistemi FGD a umido in cui l’effluente gassoso deve essere nuovamente riscaldato prima dello scarico, e il cui sistema di raffreddamento è una torre di raffreddamento o. Preessiccamento del combustibile Riduzione del tenore di umidità del combustibile prima della combustione per migliorare le condizioni di combustione Applicabile alla combustione di biomassa e/o torba subordinatamente ai vincoli imposti dal rischio di combustione spontanea (ad esempio, il tenore di umidità della torba è mantenuto al di sopra del 40 % durante l’intera catena di approvvigionamento). L’installazione a posteriori di dispositivi di preessiccamento negli impianti esistenti è subordinata al valore calorifico extra ottenibile e alle caratteristiche di progettazione della caldaia o alla configurazione dell’impianto p. Riduzione al minimo delle perdite di calore Riduzione al minimo delle perdite di calore residuo, ad esempio quelle che si verificano attraverso le scorie o quelle che possono essere ridotte isolando la sorgente radiante Applicabile unicamente alle unità di combustione alimentate a combustibili solidi e alle unità di gassificazione/IGCC q. Materiali avanzati I materiali avanzati si sono dimostrati resistenti a temperature e pressioni operative elevate e quindi capaci di aumentare l’efficienza dei processi di combustione/vapore Applicabile unicamente ai nuovi impianti r. Potenziamento delle turbine a vapore Può consistere nell’aumento della temperatura e della pressione del vapore a media pressione, nell’aggiunta di una turbina a bassa pressione e nella modifica della geometria delle pale del rotore L’applicabilità è subordinata al fabbisogno, alle condizioni del vapore e/o alla durata del ciclo di vita dell’impianto s. Condizioni del vapore supercritiche e ultra supercritiche Uso di un circuito di vapore, compresi i sistemi di riscaldo del vapore, nel quale il vapore può raggiungere pressioni e temperature superiori a, rispettivamente, 220,6 bar e 374 °C nel caso di condizioni supercritiche, e superiori a 250-300 bar e 580-600 °C nel caso di condizioni ultra supercritiche Applicabile unicamente alle unità nuove con potenza ≥ 600 MWth in funzione > 4 000 ore/anno. Non applicabile quando l’unità è destinata a produrre vapore a bassa temperatura e/o a bassa pressione nelle industrie di trasformazione. Non applicabile alle turbine a gas e ai motori che generano vapore in modo di cogenerazione. Per le unità di combustione di biomassa, l’applicabilità è subordinata alla corrosione alle alte temperature nel caso di alcune biomasse

1.5. Consumo d’acqua ed emissioni nell’acqua

BAT 13. Al fine di ridurre il consumo d’acqua e il volume delle acque reflue contaminate emesse, la BAT consiste nell’utilizzare una o entrambe le tecniche indicate di seguito.

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Riciclo dell’acqua I flussi d’acqua residua, compresi quelli deflusso, provenienti dall’impianto sono riutilizzati per altri scopi. Il grado di riciclo è subordinato ai requisiti di qualità del flusso idrico recettore e dal bilancio idrico dell’impianto Non applicabile alle acque reflue provenienti da impianti di raffreddamento che presentano sostanze chimiche per il trattamento delle acque e/o elevate concentrazioni di sali marini b. Movimentazione a secco delle ceneri pesanti Le ceneri pesanti secche sono fatte cadere dal forno su un nastro trasportatore meccanico e raffreddate all’aria ambiente. Non si utilizza acqua in questo processo Applicabile unicamente agli impianti che bruciano combustibili solidi. Vi possono essere limitazioni tecniche all’adozione di questa tecnica negli impianti di combustione esistenti

BAT 14. Al fine di prevenire la contaminazione delle acque reflue non contaminate e ridurre le emissioni nell’acqua, la BAT consiste nel tenere distinti i flussi delle acque reflue e trattarli separatamente, in funzione dell’inquinante.

Descrizione

I flussi di acque reflue che sono generalmente tenuti divisi e trattati separatamente comprendono le acque meteoriche di dilavamento superficiale, l’acqua di raffreddamento, e le acque reflue da trattamento degli effluenti gassosi.

Applicabilità

L’applicabilità negli impianti esistenti è subordinata alla configurazione dei sistemi di drenaggio.

BAT 15. Al fine di ridurre l’emissione nell’acqua di acque reflue da trattamento degli effluenti gassosi, la BAT consiste nell’utilizzare una combinazione adeguata delle tecniche indicate di seguito e utilizzare tecniche secondarie il più vicino possibile alla sorgente per evitare la diluizione.

Tecnica Inquinanti generalmente interessati Applicabilità Tecniche primarie a. Combustione ottimizzata (cfr. BAT 6) e sistemi di trattamento degli effluenti gassosi (ad esempio SCR/SNCR, cfr. BAT 7) Composti organici, ammoniaca (NH3) Generalmente applicabile Tecniche secondarie (29) b. Adsorbimento su carboni attivi Composti organici, mercurio (Hg) Generalmente applicabile c. Trattamento biologico aerobico Composti organici biodegradabili, ammonio (NH4 +) Generalmente applicabile nel trattamento dei composti organici. Il trattamento biologico aerobico dell’ammonio (NH4 +) potrebbe non essere applicabile nel caso di concentrazioni elevate di cloruri (ossia intorno a 10 g/l) d. Trattamento biologico anossico/anaerobico Mercurio (Hg), nitrati (NO3 -), nitriti (NO2 -) Generalmente applicabile e. Coagulazione e flocculazione Solidi sospesi Generalmente applicabile f. Cristallizzazione Metalli e metalloidi, solfati (SO4 2-), fluoruri (F-) Generalmente applicabile g. Filtrazione (ad esempio, filtrazione a sabbia, microfiltrazione, ultrafiltrazione) Solidi sospesi, metalli Generalmente applicabile h. Flottazione Solidi sospesi, olio non emulsionato Generalmente applicabile i. Scambio ionico Metalli Generalmente applicabile j. Neutralizzazione Acidi, alcali Generalmente applicabile k. Ossidazione Solfuri (S2-), solfiti (SO3 2-) Generalmente applicabile l. Precipitazione Metalli e metalloidi, solfati (SO4 2-), fluoruri (F-) Generalmente applicabile m. Sedimentazione Solidi sospesi Generalmente applicabile n. Stripping Ammoniaca (NH3) Generalmente applicabile

I BAT-AEL si riferiscono agli scarichi diretti in un corpo idrico ricevente nel punto d’uscita dall’installazione.

Tabella 1

BAT-AEL per gli scarichi diretti in un corpo idrico ricevente risultanti dal trattamento degli effluenti gassosi

Sostanza/Parametro BAT-AEL MEDIA giornaliera Carbonio organico totale (TOC) 20 -50 mg/l (30) (31) (32) Domanda chimica di ossigeno (COD) 60 -150 mg/l (30) (31) (32) Solidi sospesi totali (TSS) 10 -30 mg/l Fluoruri (F-) 10 -25 mg/l (32) Solfati (SO4 2-) 1,3 -2,0 g/l (32) (33) (34) (35) Solfuri (S2-), a facile rilascio 0,1 -0,2 mg/l (32) Solfiti (SO3 2-) 1 -20 mg/l (32) Metalli e metalloidi As 10 -50 μg/l Cd 2 -5 μg/l Cr 10 -50 μg/l Cu 10 -50 μg/l Hg 0,2 -3 μg/l Ni 10 -50 μg/l Pb 10 -20 μg/l Zn 50 -200 μg/l

1.6. Gestione dei rifiuti

BAT 16. Al fine di ridurre la quantità da smaltire dei rifiuti risultanti dalla combustione e/o dal processo di gassificazione e dalle tecniche di abbattimento, la BAT consiste nell’organizzare le operazioni in modo da ottimizzare, in ordine di priorità e secondo la logica del ciclo di vita:

a. la prevenzione dei rifiuti, ad esempio massimizzare la quota di residui che escono come sottoprodotti;

b. la preparazione dei rifiuti per il loro riutilizzo, ad esempio in base ai criteri di qualità richiesti;

c. il riciclaggio dei rifiuti;

d. altri modi di recupero dei rifiuti (ad esempio, recupero di energia),

attuando le tecniche indicate di seguito opportunamente combinate:

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Produzione di gesso come sottoprodotto Ottimizzazione della qualità dei residui delle reazioni a base di calcio generati dai sistemi FGD a umido, affinché siano utilizzabili come surrogato del gesso naturale (ad esempio, come materia prima nell’industria del cartongesso). La qualità del calcare utilizzato nel sistema FGD a umido influisce sulla purezza del gesso prodotto Generalmente applicabile subordinatamente ai vincoli imposti dai requisiti di qualità del gesso, dai requisiti sanitari associati a ogni uso specifico e dalle condizioni del mercato b. Riciclaggio o recupero dei residui nel settore delle costruzioni Riciclaggio o recupero di residui (ad esempio, di processi di desolforazione a semisecco, ceneri volanti, ceneri pesanti) come materiale da costruzione (ad esempio, nella costruzione di strade, in sostituzione della sabbia nella preparazione di calcestruzzo, o nei cementifici) Generalmente applicabile subordinatamente ai vincoli imposti dai requisiti di qualità del materiale (ad esempio, le proprietà fisiche, il contenuto di sostanze pericolose) relativi a ogni uso specifico, e dalle condizioni del mercato c. Recupero di energia mediante l’uso dei rifiuti nel mix energetico È possibile recuperare l’energia residua delle ceneri e dei fanghi ricchi di carbonio risultanti dalla combustione di carbone, lignite, olio combustibile pesante, torba o biomassa miscelandoli con il combustibile Generalmente applicabile agli impianti che accettano rifiuti nel mix energetico e che sono tecnicamente in grado di alimentare la camera di combustione con i combustibili d. Preparazione per il riutilizzo del catalizzatore esaurito La preparazione per il riutilizzo del catalizzatore esaurito (fino a quattro volte per i catalizzatori usati nell’SCR) ne ripristina totalmente o parzialmente le prestazioni originarie, prolungandone la vita utile di vari decenni. La preparazione del catalizzatore esaurito per il riutilizzo è parte integrante di un sistema di gestione dei catalizzatori L’applicabilità è subordinata alla condizione meccanica del catalizzatore e alle prestazioni richieste riguardo al controllo delle emissioni di NOX e NH3

1.7. Emissioni sonore

BAT 17. Al fine di ridurre le emissioni sonore, la BAT consiste nell’utilizzare una o più tecniche indicate di seguito.

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Misure operative Comprendono: — ispezione e manutenzione rafforzate delle apparecchiature — chiusura di porte e finestre nelle aree di confinamento, se possibile — attrezzature azionate da personale esperto — rinuncia alle attività rumorose nelle ore notturne, se possibile — misure di contenimento del rumore durante le attività di manutenzione Generalmente applicabile b. Apparecchiature a bassa rumorosità Riguarda potenzialmente i compressori, le pompe e i dischi Generalmente applicabile alle apparecchiature nuove o sostituite c. Attenuazione del rumore La propagazione del rumore può essere ridotta inserendo barriere fra la sorgente del rumore e il ricevente. Sono barriere adeguate i muri di protezione, i terrapieni e gli edifici Generalmente applicabile ai nuovi impianti. Negli impianti esistenti, l’inserimento di barriere è subordinato alla disponibilità di spazio d. Dispositivi anti rumore Comprendono: — fono-riduttori — isolamento delle apparecchiature — confinamento delle apparecchiature rumorose — insonorizzazione degli edifici L’applicabilità è subordinata alla disponibilità di spazio e. Localizzazione adeguata delle apparecchiature e degli edifici I livelli di rumore possono essere ridotti aumentando la distanza fra la sorgente e il ricevente e usando gli edifici come barriere fonoassorbenti Generalmente applicabile ai nuovi impianti. Per gli impianti esistenti, la rilocalizzazione delle apparecchiature e delle unità produttive è subordinata alla disponibilità di spazio e ai costi

2. CONCLUSIONI SULLE BAT PER LA COMBUSTIONE DI COMBUSTIBILI SOLIDI

2.1. Conclusioni sulle BAT per la combustione di carbone e/o lignite

Salvo diversa indicazione, le conclusioni sulle BAT di cui alla presente sezione sono generalmente applicabili alla combustione di carbone e/o lignite. Esse si applicano in aggiunta alle conclusioni generali sulle BAT di cui alla sezione 1.

2.1.1. Prestazione ambientale generale

BAT 18. Al fine di migliorare la prestazione ambientale generale della combustione di carbone e/o lignite, e in aggiunta alla BAT 6, la BAT consiste nell’utilizzare la tecnica indicata di seguito.

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Processo di combustione integrata che garantisce un’elevata efficienza della caldaia e include tecniche primarie di riduzione dei NOX (ad esempio, immissione d’aria in fasi successive — air staging, immissione di combustibile in fasi successive — fuel staging, bruciatori a basse emissioni di NOX e/o ricircolo degli effluenti gassosi) Processi quali la combustione di polverino, la combustione a letto fluido o a griglia mobile consentono tale integrazione Generalmente applicabile

2.1.2. Efficienza energetica

BAT 19. Al fine di aumentare l’efficienza energetica della combustione di carbone e/o lignite, la BAT consiste nell’utilizzare un’adeguata combinazione delle tecniche indicate nella BAT 12 e in appresso.

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Movimentazione a secco delle ceneri pesanti Le ceneri pesanti secche sono fatte cadere dal forno su un nastro trasportatore meccanico e, dopo essere state riconvogliate nel forno per una nuova combustione, sono raffreddate all’aria ambiente. Si recupera energia utile sia dalla ricombustione delle ceneri sia dal loro raffreddamento Vi possono essere limitazioni tecniche all’adozione di questa tecnica negli impianti di combustione esistenti





Tabella 2

Livelli di efficienza energetica associati alla BAT (BAT-AEEL) per la combustione di carbone e/o lignite

Tipo di unità di combustione BAT-AEEL (36) (37) Rendimento elettrico netto (%) (38) Consumo totale netto di combustibile (%) (38) (39) (40) Unità nuova (41) (42) Unità esistente (41) (43) Unità nuova o esistente A carbone, ≥ 1 000 MWth 45 -46 33,5 -44 75 -97 A lignite, ≥ 1 000 MWth 42 -44 (44) 33,5 -42,5 75 -97 A carbone, < 1 000 MWth 36,5 -41,5 (45) 32,5 -41,5 75 -97 A lignite, < 1 000 MWth 36,5 -40 (46) 31,5 -39,5 75 -97

2.1.3. Emissioni in atmosfera di NOX, N2O e CO

BAT 20. Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di NOX limitando le emissioni in atmosfera di CO e N2O risultanti dalla combustione di carbone e/o lignite, la BAT consiste nell’utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Ottimizzazione della combustione Cfr. descrizione alla sezione 8.3. Generalmente utilizzata in combinazione con altre tecniche Generalmente applicabile b. Combinazione di altre tecniche primarie per la riduzione dei NOX (ad esempio, immissione d’aria in fasi successive — air staging, immissione di combustibile in fasi successive — fuel staging, ricircolo degli effluenti gassosi, bruciatori a basse emissioni di NOX) Per la descrizione di ogni tecnica, cfr. sezione 8.3. La progettazione della caldaia può influire sulla scelta e sull’efficacia della tecnica primaria (o della combinazione di tecniche primarie) c. Riduzione non catalitica selettiva (SNCR) Cfr. descrizione alla sezione 8.3. Può essere applicata con SCR «slip» L’applicabilità può essere limitata nelle caldaie con ampia sezione trasversale che impedisce la miscelazione omogenea di NH3 e NOX. L’applicabilità può essere limitata negli impianti di combustione in funzione < 1 500 ore/anno con caldaia a carichi molto variabili d. Riduzione catalitica selettiva (SCR) Cfr. descrizione alla sezione 8.3 Non applicabile agli impianti di combustione di potenza < 300 MWth in funzione < 500 ore/anno. Non generalmente applicabile agli impianti di combustione di potenza < 100 MWth. Vi possono essere limitazioni tecniche ed economiche all’adozione di questa tecnica negli impianti di combustione esistenti in funzione per un numero di ore annue compreso tra 500 e 1 500 e negli impianti di combustione esistenti di potenza ≥ 300 MWth in funzione < 500 ore/anno e. Combinazione di tecniche per la riduzione di NOX e SOX Cfr. descrizione alla sezione 8.3 Applicabile caso per caso, secondo le caratteristiche del combustibile e del processo di combustione





Tabella 3

Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di NOX risultanti dalla combustione di carbone e/o lignite

Potenza termica nominale totale dell’impianto di combustione (MWth) BAT-AEL (mg/Nm3) MEDIA annua MEDIA giornaliera o media del periodo di campionamento Impianto nuovo Impianto esistente (47) Impianto nuovo Impianto esistente (48) (49) < 100 100 -150 100 -270 155 -200 165 -330 100 -300 50 -100 100 -180 80 -130 155 -210 ≥ 300, caldaia FBC per la combustione di carbone e/o lignite e caldaia PC a lignite 50 -85 < 85 -150 (50) (51) 80 -125 140 -165 (52) ≥ 300, caldaia PC a carbone 65 -85 65 -150 80 -125 < 85 -165 (53)

A titolo indicativo, i livelli medi annui di emissione di CO per gli impianti di combustione esistenti in funzione ≥ 1 500 ore/anno o per gli impianti di combustione nuovi sono in genere i seguenti:

Potenza termica nominale totale dell’impianto di combustione (MWth) Livello indicativo di emissione di CO (mg/Nm3) < 300 < 30 -140 ≥ 300, caldaia FBC per la combustione di carbone e/o lignite e caldaia PC a lignite < 30 -100 (54) ≥ 300, caldaia PC a carbone < 5 -100 (54)

2.1.4. Emissioni in atmosfera di SOX, HCl e HF

BAT 21. Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di SOX, HCl e HF risultanti dalla combustione di carbone e/o lignite, la BAT consiste nell’utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Iniezione di sorbente in caldaia (forno o letto) Cfr. descrizione alla sezione 8.4 Generalmente applicabile b. Iniezione in linea di sorbente (DSI) Cfr. descrizione alla sezione 8.4. La tecnica può essere utilizzata per eliminare HCl/HF quando a valle non è applicata alcuna tecnica specifica di FGD c. Atomizzatore, assorbitore a secco (SDA) Cfr. descrizione alla sezione 8.4 d. Depuratore («scrubber») a secco a letto fluido circolante (CFB) e. Scrubbing a umido Cfr. descrizione alla sezione 8.4. Le tecniche possono essere utilizzate per eliminare HCl/HF quando a valle non è applicata alcuna tecnica specifica FGD f. Desolforazione degli effluenti gassosi a umido (FGD a umido) Cfr. descrizione alla sezione 8.4 Non applicabile agli impianti di combustione in funzione < 500 ore/anno. Vi possono essere limitazioni tecniche ed economiche all’adozione di questa tecnica negli impianti di combustione di potenza < 300 MWth e negli impianti di combustione esistenti in funzione per un numero di ore annue compreso tra 500 e 1 500 g. FGD con acqua di mare h. Combinazione di tecniche per la riduzione di NOX e SOX Applicabile caso per caso, secondo le caratteristiche del combustibile e del processo di combustione i. Sostituzione o eliminazione dello scambiatore di calore gas/gas a valle della FGD a umido Sostituzione dello scambiatore di calore gas/gas a valle della FGD a umido con uno scambiatore di calore a tubi, o eliminazione e scarico degli effluenti gassosi attraverso una torre di raffreddamento o un camino umido Applicabile solo quando lo scambiatore di calore deve essere modificato o sostituito in impianti di combustione dotati di sistemi FGD a umido e di uno scambiatore di calore gas/gas a valle j. Scelta del combustibile Cfr. descrizione alla sezione 8.4. Uso di combustibile a basso tenore di zolfo (fino a 0,1 % in peso secco), di cloro o di fluoro Applicabile subordinatamente ai vincoli imposti dalla disponibilità dei vari tipi di combustibile, che può dipendere dalla politica energetica dello Stato membro. L’applicabilità è subordinata a vincoli di progettazione nel caso degli impianti che bruciano combustibili indigeni molto specifici





Tabella 4

Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di SO2 risultante dalla combustione di carbone e/o lignite

Potenza termica nominale totale dell’impianto di combustione (MWth) BAT-AEL (mg/Nm3) MEDIA annua MEDIA giornaliera MEDIA giornaliera o media del periodo di campionamento Impianto nuovo Impianto esistente (55) Impianto nuovo Impianto (56) < 100 150 -200 150 -360 170 -220 170 -400 100 -300 80 -150 95 -200 135 -200 135 -220 (57) ≥ 300 , caldaia PC 10 -75 10 -130 (58) 25 -110 25 -165 (59) ≥ 300 , caldaia a letto fluido (60) 20 -75 20 -180 25 -110 50 -220

Nel caso di un impianto di combustione con potenza termica nominale totale superiore a 300 MW, che è specificamente progettato per utilizzare combustibili indigeni a base di lignite e che può dimostrare di non essere in grado di raggiungere, per ragioni tecnico-economiche, i BAT-AEL di cui alla tabella 4, non si applicano i BAT-AEL per la media giornaliera di cui alla tabella 4 e il limite superiore dell’intervallo BAT-AEL per la media annua è il seguente:

i) per un sistema FGD nuovo: RCG × 0,01 con un massimo di 200 mg/Nm3;

ii) per un sistema FGD esistente: RCG × 0,03 con un massimo di 320 mg/Nm3; in cui RCG corrisponde alla concentrazione di SO2 negli effluenti gassosi grezzi come media annua (alle condizioni standard indicate nella sezione Considerazioni generali) all’ingresso del sistema di abbattimento delle emissioni di SOX, espressa a un tenore di ossigeno (O2) di riferimento di 6 % in volume;

iii) nel caso si ricorra all’iniezione di sorbente in caldaia nel quadro del sistema FGD, l’RCG può essere corretta tenendo conto dell’efficienza di riduzione di SO2 di questa tecnica (ηΒSI), come segue: RCG (corretta) = RCG (misurata)/(1–ηΒSI).

Tabella 5

Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di HCl e HF risultanti dalla combustione di carbone e/o lignite

Inquinante Potenza termica nominale totale dell’impianto di combustione (MWth) BAT-AEL (mg/Nm3) MEDIA annua o media dei campioni su un anno Impianto nuovo Impianto esistente (61) HCl < 100 1 -6 2 -10 (62) ≥ 100 1 -3 1 -5 (62) (63) HF < 100 < 1 -3 < 1 -6 (64) ≥ 100 < 1 -2 < 1 -3 (64)

2.1.5. Emissioni in atmosfera di polveri e metalli inglobati nel particolato

BAT 22. Al fine di ridurre le emissioni in atmosfera di polveri e metalli inglobati nel particolato risultanti dalla combustione di carbone e/o lignite, la BAT consiste nell’utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Precipitatore elettrostatico (ESP) Cfr. descrizione alla sezione 8.5 Generalmente applicabile b. Filtro a manica c. Iniezione di sorbente in caldaia (forno o letto) Cfr. descrizioni alla sezione 8.5. Le tecniche sono utilizzate principalmente per il controllo delle emissioni di SOX, HCl e/o HF d. Sistema FGD a secco o semisecco e. Desolforazione degli effluenti gassosi a umido (FGD a umido) Cfr. applicabilità alla BAT 21





Tabella 6

Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di polveri risultanti dalla combustione di carbone e/o lignite

Potenza termica nominale totale dell’impianto di combustione (MWth) BAT-AEL (mg/Nm3) MEDIA annua MEDIA giornaliera o media del periodo di campionamento Impianto nuovo Impianto esistente (65) Impianto nuovo Impianto esistente (66) < 100 2 -5 2 -18 4 -16 4 -22 (67) 100 -300 2 -5 2 -14 3 -15 4 -22 (68) 300 -1 000 2 -5 2 -10 (69) 3 -10 3 -11 (70) ≥ 1 000 2 -5 2 -8 3 -10 3 -11 (71)

2.1.6. Emissioni in atmosfera di mercurio

BAT 23. Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di mercurio risultanti dalla combustione di carbone e/o lignite, la BAT consiste nell’utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.

Tecnica Descrizione Applicabilità Effetti secondari delle tecniche usate principalmente per ridurre le emissioni di altri inquinanti a. Precipitatore elettrostatico (ESP) Cfr. descrizione alla sezione 8.5. La tecnica risulta più efficace nell’eliminazione del mercurio quando la temperatura degli effluenti gassosi è inferiore a 130 °C. La tecnica è utilizzata principalmente per il controllo delle polveri Generalmente applicabile b. Filtro a manica Cfr. descrizione alla sezione 8.5. La tecnica è utilizzata principalmente per il controllo delle polveri c. Sistema FGD a secco o semisecco Cfr. descrizioni alla sezione 8.5. Le tecniche sono utilizzate principalmente per il controllo delle emissioni di SOX, HCl e/o HF d. Desolforazione degli effluenti gassosi a umido (FGD a umido) Cfr. applicabilità alla BAT 21 e. Riduzione catalitica selettiva (SCR) Cfr. descrizione alla sezione 8.3. Utilizzata solo in combinazione con altre tecniche per aumentare o ridurre l’ossidazione del mercurio prima della cattura mediante successiva FGD o depolverazione. La tecnica è utilizzata principalmente per il controllo delle emissioni di NOX Cfr. applicabilità alla BAT 20 Tecniche specifiche di riduzione delle emissioni di mercurio f. Iniezione di carboni assorbenti (carboni attivi o carboni attivi alogenati) negli effluenti gassosi Cfr. descrizione alla sezione 8.5. Generalmente usata in combinazione con un precipitatore elettrostatico o un filtro a manica. L’applicazione di questa tecnica può richiedere ulteriori fasi di trattamento per una migliore separazione della frazione di carboni contenente mercurio prima di riutilizzare le ceneri volanti Generalmente applicabile g. Additivi alogenati aggiunti al combustibile o iniettati nel forno Cfr. descrizione alla sezione 8.5 Generalmente applicabile nel caso di combustibili a basso tenore di alogeni h. Pretrattamento del combustibile Lavaggio, dosaggio e miscela del combustibile per limitare/ridurre il tenore di mercurio o migliorare la cattura del mercurio tramite i dispositivi di riduzione dell’inquinamento L’applicabilità è subordinata all’esito di uno studio preliminare volto a caratterizzare il combustibile e a stimare l’efficacia potenziale della tecnica i. Scelta del combustibile Cfr. descrizione alla sezione 8.5 Applicabile subordinatamente ai vincoli imposti dalla disponibilità dei vari tipi di combustibile, che può dipendere dalla politica energetica dello Stato membro





Tabella 7

Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di mercurio risultanti dalla combustione di carbone e lignite

Potenza termica nominale totale dell’impianto di combustione (MWth) BAT-AEL (mg/Nm3) MEDIA annua o media dei campioni su un anno Impianto nuovo Impianto esistente (72) carbone lignite carbone lignite < 300 < 1 -3 < 1 -5 < 1 -9 < 1 -10 ≥ 300 < 1 -2 < 1 -4 < 1 -4 < 1 -7

2.2. Conclusioni sulle BAT per la combustione di biomassa solida e/o torba

Salvo diversa indicazione, le conclusioni sulle BAT di cui alla presente sezione sono generalmente applicabili alla combustione di biomassa solida e/o torba. Esse si applicano in aggiunta alle conclusioni generali sulle BAT di cui alla sezione 1.

2.2.1. Efficienza energetica

Tabella 8

Livelli di efficienza energetica associati alla BAT (BAT-AEEL) per la combustione di biomassa solida e/o torba

Tipo di unità di combustione BAT-AEEL (73) (74) Rendimento elettrico netto (%) (75) Consumo totale netto di combustibile (%) (76) (77) Unità nuova (78) Unità esistente Unità nuova Unità esistente Caldaia a biomassa solida e/o torba da 33,5 a > 38 28 -38 73 -99 73 -99

2.2.2. Emissioni in atmosfera di NOX, N2O e CO

BAT 24. Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di NOX limitando le emissioni in atmosfera di CO e N2O risultanti dalla combustione di biomassa solida e/o torba, la BAT consiste nell’utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Ottimizzazione della combustione Cfr. descrizioni alla sezione 8.3. Generalmente applicabile b. Bruciatori a basse emissioni di NOX (LNB) c. Immissione d’aria in fasi successive (air staging) d. Immissione di combustibile in fasi successive (fuel staging) e. Ricircolo degli effluenti gassosi f. Riduzione non catalitica selettiva (SNCR) Cfr. descrizione alla sezione 8.3. Può essere applicata con SCR «slip» Non applicabile agli impianti di combustione in funzione < 500 ore/anno con caldaia a carichi molto variabili. L’applicabilità può essere limitata negli impianti di combustione in funzione per un numero di ore annue compreso tra 500 e 1 500 con caldaia a carichi molto variabili. Per gli impianti di combustione esistenti, applicabile subordinatamente ai vincoli imposti dall’intervallo di temperatura e dal tempo di permanenza dei reagenti iniettati g. Riduzione catalitica selettiva (SCR) Cfr. descrizione alla sezione 8.3. L’uso di combustibili molto alcalini (come la paglia) può richiedere l’installazione a valle del sistema di abbattimento delle polveri Non applicabile agli impianti di combustione in funzione < 500 ore/anno. Vi possono essere limitazioni economiche all’adozione di questa tecnica negli impianti di combustione esistenti di potenza < 300 MWth. Non generalmente applicabile agli impianti di combustione esistenti di potenza < 100 MWth.





Tabella 9

Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di NOX risultanti dalla combustione di biomassa solida e/o torba

Potenza termica nominale totale dell’impianto di combustione (MWth) BAT-AEL (mg/Nm3) MEDIA annua MEDIA giornaliera o media del periodo di campionamento Impianto nuovo Impianto esistente (79) Impianto nuovo Impianto esistente (80) 50 -100 70 -150 (81) 70 -225 (82) 120 -200 (83) 120 -275 (84) 100 -300 50 -140 50 -180 100 -200 100 -220 ≥ 300 40 -140 40 -150 (85) 65 -150 95 -165 (86)

A titolo indicativo, i livelli medi annui di emissione di CO sono in genere:

— < 30-250 mg/Nm3 per gli impianti di combustione esistenti di potenza compresa tra 50 e 100 MWth in funzione ≥ 1 500 ore/anno, oppure per gli impianti di combustione nuovi di potenza compresa tra 50 e 100 MWth;

— < 30-160 mg/Nm3 per gli impianti di combustione esistenti di potenza compresa tra 100 e 300 MWth in funzione ≥ 1 500 ore/anno, oppure per gli impianti di combustione nuovi di potenza compresa tra 100 e 300 MWth;

— < 30-80 mg/Nm3 per gli impianti di combustione esistenti di potenza ≥ 300 MWth in funzione ≥ 1 500 ore/anno, oppure per gli impianti di combustione nuovi di potenza ≥ 300 MWth.

2.2.3. Emissioni in atmosfera di SOX, HCl e HF

BAT 25. Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di SOX, HCl e HF risultanti dalla combustione di biomassa solida e/o torba, la BAT consiste nell’utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Iniezione di sorbente in caldaia (forno o letto) Cfr. descrizioni alla sezione 8.4. Generalmente applicabile b. Iniezione in linea di sorbente (DSI) c. Atomizzatore, assorbitore a secco (SDA) d. Depuratore («scrubber») a secco a letto fluido circolante (CFB) e. Scrubbing a umido f. Condensatore degli effluenti gassosi g. Desolforazione degli effluenti gassosi a umido (FGD a umido) Non applicabile agli impianti di combustione in funzione < 500 ore/anno. Vi possono essere limitazioni tecniche ed economiche all’adozione di questa tecnica negli impianti di combustione esistenti in funzione per un numero di ore annue compreso tra 500 e 1 500 h. Scelta del combustibile Applicabile subordinatamente ai vincoli imposti dalla disponibilità dei vari tipi di combustibile, che può dipendere dalla politica energetica dello Stato membro





Tabella 10

Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di SO2 risultanti dalla combustione di biomassa solida e/o torba

Potenza termica nominale totale dell’impianto di combustione (MWth) BAT-AEL per le emissioni di SO2 (mg/Nm3) MEDIA annua MEDIA giornaliera o media del periodo di campionamento Impianto nuovo Impianto esistente (87) Impianto nuovo Impianto esistente (88) < 100 15 -70 15 -100 30 -175 30 -215 100 -300 < 10 -50 < 10 -70 (89) < 20 -85 < 20 -175 (90) ≥ 300 < 10 -35 < 10 -50 (89) < 20 -70 < 20 -85 (91)





Tabella 11

Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di HCl e HF risultanti dalla combustione di biomassa solida e/o torba

Potenza termica nominale totale dell’impianto di combustione (MWth) BAT-AEL per le emissioni di HCl (mg/Nm3) (92) (93) BAT-AEL per le emissioni di HF (mg/Nm3) MEDIA annua o media dei campioni su un anno MEDIA giornaliera o media del periodo di campionamento MEDIA del periodo di campionamento Impianto nuovo Impianto esistente (94) (95) Impianto nuovo Impianto esistente (96) Impianto nuovo Impianto esistente (96) < 100 1 -7 1 -15 1 -12 1 -35 < 1 < 1,5 100 -300 1 -5 1 -9 1 -12 1 -12 < 1 < 1 ≥ 300 1 -5 1 -5 1 -12 1 -12 < 1 < 1

2.2.4. Emissioni in atmosfera di polveri e metalli inglobati nel particolato

BAT 26. Al fine di ridurre le emissioni in atmosfera di polveri e metalli inglobati nel particolato risultanti dalla combustione di biomassa solida e/o torba, la BAT consiste nell’utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Precipitatore elettrostatico (ESP) Cfr. descrizione alla sezione 8.5 Generalmente applicabile b. Filtro a manica c. Sistema FGD a secco o semisecco Cfr. descrizioni alla sezione 8.5. Le tecniche sono utilizzate principalmente per il controllo delle emissioni di SOX, HCl e/o HF d. Desolforazione degli effluenti gassosi a umido (FGD a umido) Cfr. applicabilità alla BAT 25 e. Scelta del combustibile Cfr. descrizione alla sezione 8.5 Applicabile subordinatamente ai vincoli imposti dalla disponibilità dei vari tipi di combustibile, che può dipendere dalla politica energetica dello Stato membro





Tabella 12

Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di polveri risultanti dalla combustione di biomassa solida e/o torba

Potenza termica nominale totale dell’impianto di combustione (MWth) BAT-AEL per le emissioni di polveri (mg/Nm3) MEDIA annua MEDIA giornaliera o media del periodo di campionamento Impianto nuovo Impianto esistente (97) Impianto nuovo Impianto esistente (98) < 100 2 -5 2 -15 2 -10 2 -22 100 -300 2 -5 2 -12 2 -10 2 -18 ≥ 300 2 -5 2 -10 2 -10 2 -16

2.2.5. Emissioni in atmosfera di mercurio

BAT 27. Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di mercurio risultanti dalla combustione di biomassa solida e/o torba, la BAT consiste nell’utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.

Tecnica Descrizione Applicabilità Tecniche specifiche di riduzione delle emissioni di mercurio a. Iniezione di carboni assorbenti (carboni attivi o carboni attivi alogenati) negli effluenti gassosi Cfr. descrizioni alla sezione 8.5. Generalmente applicabile b. Additivi alogenati aggiunti al combustibile o iniettati nel forno Generalmente applicabile nel caso di combustibili a basso tenore di alogeni c. Scelta del combustibile Applicabile subordinatamente ai vincoli imposti dalla disponibilità dei vari tipi di combustibile, che può dipendere dalla politica energetica dello Stato membro Effetti secondari delle tecniche usate principalmente per ridurre le emissioni di altri inquinanti d. Precipitatore elettrostatico (ESP) Cfr. descrizioni alla sezione 8.5. Le tecniche sono utilizzate principalmente per il controllo delle polveri Generalmente applicabile e. Filtro a manica f. Sistema FGD a secco o semisecco Cfr. descrizioni alla sezione 8.5. Le tecniche sono utilizzate principalmente per il controllo delle emissioni di SOX, HCl e/o HF g. Desolforazione degli effluenti gassosi a umido (FGD a umido) Cfr. applicabilità alla BAT 25

Il livello di emissioni associato alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di mercurio risultanti dalla combustione di biomassa solida e/o torba è < 1-5 μg/Nm3 come media del periodo di campionamento.

3. CONCLUSIONI SULLE BAT PER LA COMBUSTIONE DI COMBUSTIBILI LIQUIDI

Le conclusioni sulle BAT di cui alla presente sezione non si applicano agli impianti di combustione su piattaforme off-shore, che sono contemplati alla sezione 4.3.

3.1. Caldaie a HFO e/o gasolio

Salvo diversa indicazione, le conclusioni sulle BAT illustrate nella presente sezione sono generalmente applicabili alla combustione di HFO e/o gasolio nelle caldaie. Esse si applicano in aggiunta alle conclusioni generali sulle BAT di cui alla sezione 1.

3.1.1. Efficienza energetica

Tabella 13

Livelli di efficienza energetica associati alla BAT (BAT-AEEL) per la combustione di HFO e/o gasolio nelle caldaie

Tipo di unità di combustione BAT-AEEL (99) (100) Rendimento elettrico netto (%) Consumo totale netto di combustibile (%) (101) Unità nuova Unità esistente Unità nuova Unità esistente Caldaia a HFO e/o gasolio > 36,4 35,6 -37,4 80 -96 80 -96

3.1.2. Emissioni in atmosfera di NOX e CO

BAT 28. Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di NOX limitando le emissioni in atmosfera di CO risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nelle caldaie, la BAT consiste nell’utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Immissione d’aria in fasi successive (air staging) Cfr. descrizioni alla sezione 8.3. Generalmente applicabile b. Immissione di combustibile in fasi successive (fuel staging) c. Ricircolo degli effluenti gassosi d. Bruciatori a basse emissioni di NOX (LNB) e. Aggiunta d’acqua/vapore Applicabile nei limiti della disponibilità d’acqua f. Riduzione non catalitica selettiva (SNCR) Non applicabile agli impianti di combustione in funzione < 500 ore/anno con caldaia a carichi molto variabili. L’applicabilità può essere limitata negli impianti di combustione in funzione per un numero di ore annue compreso tra 500 e 1 500 con caldaia a carichi molto variabili g. Riduzione catalitica selettiva (SCR) Cfr. descrizioni alla sezione 8.3. Non applicabile agli impianti di combustione in funzione < 500 ore/anno. Vi possono essere limitazioni tecniche ed economiche all’adozione di questa tecnica negli impianti di combustione esistenti in funzione per un numero di ore annue compreso tra 500 e 1 500 . Non generalmente applicabile agli impianti di combustione di potenza < 100 MWth h. Sistema di controllo avanzato Generalmente applicabile ai nuovi impianti di combustione. L’applicabilità ai vecchi impianti di combustione può essere subordinata alla necessità di installare a posteriori il sistema di combustione e/o il sistema di controllo-comando i. Scelta del combustibile Applicabile subordinatamente ai vincoli imposti dalla disponibilità dei vari tipi di combustibile, che può dipendere dalla politica energetica dello Stato membro





Tabella 14

Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di NOX risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nelle caldaie

Potenza termica nominale totale dell’impianto di combustione (MWth) BAT-AEL (mg/Nm3) MEDIA annua MEDIA giornaliera o media del periodo di campionamento Impianto nuovo Impianto esistente (102) Impianto nuovo Impianto esistente (103) < 100 75 -200 150 -270 100 -215 210 -330 (104) ≥ 100 45 -75 45 -100 (105) 85 -100 85 -110 (106) (107)

A titolo indicativo, i livelli medi annui di emissione di CO sono in genere:

— 10-30 mg/Nm3 per gli impianti di combustione esistenti di potenza < 100 MWth in funzione ≥ 1 500 ore/anno, oppure per gli impianti di combustione nuovi di potenza < 100 MWth;

— 10-20 mg/Nm3 per gli impianti di combustione esistenti di potenza ≥ 100 MWth in funzione ≥ 1 500 ore/anno, oppure per gli impianti di combustione nuovi di potenza ≥ 100 MWth.

3.1.3. Emissioni in atmosfera di SOX, HCl e HF

BAT 29. Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di SOX, HCl e HF risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nelle caldaie, la BAT consiste nell’utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Iniezione in linea di sorbente (DSI) Cfr. descrizione alla sezione 8.4 Generalmente applicabile b. Atomizzatore, assorbitore a secco (SDA) c. Condensatore degli effluenti gassosi d. Desolforazione degli effluenti gassosi a umido (FGD a umido) Vi possono essere limitazioni tecniche ed economiche all’adozione di questa tecnica negli impianti di combustione di potenza < 300 MWth. Non applicabile agli impianti di combustione in funzione < 500 ore/anno. Vi possono essere limitazioni tecniche ed economiche all’adozione di questa tecnica negli impianti di combustione esistenti in funzione per un numero di ore annue compreso tra 500 e 1 500 e. FGD con acqua di mare Vi possono essere limitazioni tecniche ed economiche all’adozione di questa tecnica negli impianti di combustione di potenza < 300 MWth. Non applicabile agli impianti di combustione in funzione < 500 ore/anno. Vi possono essere limitazioni tecniche ed economiche all’adozione di questa tecnica negli impianti di combustione esistenti in funzione per un numero di ore annue compreso tra 500 e 1 500 f. Scelta del combustibile Applicabile subordinatamente ai vincoli imposti dalla disponibilità dei vari tipi di combustibile, che può dipendere dalla politica energetica dello Stato membro





Tabella 15

Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di SO2 risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nelle caldaie

Potenza termica nominale totale dell’impianto di combustione (MWth) BAT-AEL per le emissioni di SO2 (mg/Nm3) MEDIA annua MEDIA giornaliera o media del periodo di campionamento Impianto nuovo Impianto esistente (108) Impianto nuovo Impianto esistente (109) < 300 50 -175 50 -175 150 -200 150 -200 (110) ≥ 300 35 -50 50 -110 50 -120 150 -165 (111) (112)

3.1.4. Emissioni in atmosfera di polveri e metalli inglobati nel particolato

BAT 30. Al fine di ridurre le emissioni in atmosfera di polveri e metalli inglobati nel particolato risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nelle caldaie, la BAT consiste nell’utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Precipitatore elettrostatico (ESP) Cfr. descrizione alla sezione 8.5 Generalmente applicabile b. Filtro a manica c. Multicicloni Cfr. descrizione alla sezione 8.5. I multicicloni possono essere utilizzati in combinazione con altre tecniche di depolverazione d. Sistema FGD a secco o semisecco Cfr. descrizioni alla sezione 8.5. La tecnica è utilizzata principalmente per il controllo delle emissioni di SOX, HCl e/o HF e. Desolforazione degli effluenti gassosi a umido (FGD a umido) Cfr. descrizione alla sezione 8.5. La tecnica è utilizzata principalmente per il controllo delle emissioni di SOX, HCl e/o HF Cfr. applicabilità alla BAT 29 f. Scelta del combustibile Cfr. descrizione alla sezione 8.5 Applicabile subordinatamente ai vincoli imposti dalla disponibilità dei vari tipi di combustibile, che può dipendere dalla politica energetica dello Stato membro





Tabella 16

Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di polveri risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nelle caldaie

Potenza termica nominale totale dell’impianto di combustione (MWth) BAT-AEL per le emissioni di polveri (mg/Nm3) MEDIA annua MEDIA giornaliera o media del periodo di campionamento Impianto nuovo Impianto esistente (113) Impianto nuovo Impianto esistente (114) < 300 2 -10 2 -20 7 -18 7 -22 (115) ≥ 300 2 -5 2 -10 7 -10 7 -11 (116)

3.2. Motori a HFO e/o gasolio

Salvo diversa indicazione, le conclusioni sulle BAT illustrate nella presente sezione sono generalmente applicabili alla combustione di HFO e/o gasolio nei motori alternativi. Esse si applicano in aggiunta alle conclusioni generali sulle BAT di cui alla sezione 1.

Per quanto riguarda i motori a HFO e/o gasolio, le tecniche secondarie di abbattimento di NOX, SO2 e polveri potrebbero non essere applicabili a motori in isole che fanno parte di un piccolo sistema isolato (1) o di un microsistema isolato (2), a motivo di vincoli tecnici, economici e logistici/infrastrutturali, nelle more di una loro interconnessione alla rete di energia elettrica di terraferma o dell’accesso a una fornitura di gas naturale. I BAT-AEL per tali motori saranno pertanto applicabili nei piccoli sistemi isolati e nei microsistemi isolati a decorrere dal 1o gennaio 2025 per i nuovi motori, e dal 1o gennaio 2030 per i motori esistenti.

(1) Ai sensi dell’articolo 2, punto 26, della direttiva 2009/72/CE.

(2) Ai sensi dell’articolo 2, punto 27 della direttiva 2009/72/CE.

3.2.1. Efficienza energetica

BAT 31. Al fine di aumentare l’efficienza energetica della combustione di HFO e/o gasolio nei motori alternativi, la BAT consiste nell’utilizzare un’adeguata combinazione delle tecniche indicate nella BAT 12 e in appresso.

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Ciclo combinato Cfr. descrizione alla sezione 8.2 Generalmente applicabile agli impianti nuovi in funzione ≥ 1 500 ore/anno. Applicabile alle unità esistenti subordinatamente ai vincoli imposti dalla configurazione del ciclo del vapore e dalla disponibilità di spazio. Non applicabile alle unità esistenti in funzione < 1 500 ore/anno





Tabella 17

Livelli di efficienza energetica associati alla BAT (BAT-AEEL) per la combustione di HFO e/o gasolio nei motori alternativi

Tipo di unità di combustione BAT-AEEL (117) Rendimento elettrico netto (%) (118) Unità nuova Unità esistente Motore alternativo a HFO e/o gasolio — ciclo unico 41,5 -44,5 (119) 38,3 -44,5 (119) Motore alternativo a HFO e/o gasolio — ciclo combinato > 48 (120) Nessun BAT-AEEL

3.2.2. Emissioni in atmosfera di NOX, CO e composti organici volatili

BAT 32. Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di NOX risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nei motori alternativi, la BAT consiste nell’utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Combustione a basse emissioni di NOX nei motori diesel Cfr. descrizioni alla sezione 8.3. Generalmente applicabile b. Ricircolo dei gas di scarico (exhaust-gas recirculation — EGR) Non applicabile ai motori a quattro tempi c. Aggiunta d’acqua/vapore Applicabile nei limiti della disponibilità d’acqua. L’applicabilità è subordinata alla disponibilità di un pacchetto di modifiche tecniche d. Riduzione catalitica selettiva (SCR) Non applicabile agli impianti di combustione in funzione < 500 ore/anno. Vi possono essere limitazioni tecniche ed economiche all’adozione di questa tecnica negli impianti di combustione esistenti in funzione per un numero di ore annue compreso tra 500 e 1 500 . L’adozione di questa tecnica è subordinata alla disponibilità di spazio

BAT 33. Al fine di prevenire o ridurre le emissioni in atmosfera di CO e composti organici volatili risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nei motori alternativi, la BAT consiste nell’utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito.

Tecnica Descrizione Applicabilità a. Ottimizzazione della combustione Generalmente applicabile b. Catalizzatori ossidanti Cfr. descrizioni alla sezione 8.3. Non applicabile agli impianti di combustione in funzione < 500 ore/anno. L’applicabilità è subordinata al tenore di zolfo del combustibile





Tabella 18

Livelli di emissioni associati alla BAT (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di NOX risultanti dalla combustione di HFO e/o gasolio nei motori alternativi

Potenza termica nominale totale dell’impianto di combustione (MWth) BAT-AEL (mg/Nm3) MEDIA annua MEDIA giornaliera o media del periodo di campionamento Impianto nuovo Impianto esistente (121) Impianto nuovo Impianto esistente (122) (123) ≥ 50 115 -190 (124) 125 -625 145 -300 150 -750

A titolo indicativo, per gli impianti di combustione esistenti che bruciano soltanto HFO e funzionanti ≥ 1 500 ore/anno o per gli impianti di combustione nuovi che bruciano solo HFO:

— i livelli medi annui delle emissioni di CO sono in genere 50-175 mg/Nm3;

— la media del periodo di campionamento delle emissioni di composti organici volatili totali (TVOC) è in genere 10-40 mg/Nm3.

3.2.3. Emissioni in at