Załącznik V

CZĘŚĆ 1

Dopuszczalne wielkości emisji dla obiektów energetycznego spalania, których mowa w art. 30 ust. 2

1. Wszystkie dopuszczalne wielkości emisji oblicza się w temperaturze 273,15 K, pod ciśnieniem 101,3 kPa i po odliczeniu zawartości pary wodnej w gazach odlotowych, przy znormalizowanej zawartości O2 wynoszącej 6 % dla paliw stałych, 3 % dla obiektów energetycznego spalania innych niż turbiny gazowe i silniki gazowe wykorzystujących paliwa płynne i gazowe, oraz 15 % dla turbin i silników gazowych.

2. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) SO2 dla obiektów energetycznego spalania wykorzystujących paliwa stałe lub płynne z wyjątkiem turbin gazowych i silników gazowych

Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie (MW)

Węgiel kamienny i brunatny i inne paliwa stałe

Biomasa

Torf

Paliwa płynne

50–100

400

200

300

350

100–300

250

200

300

250

> 300

200

200

200

200

Obiekty energetycznego spalania, stosujące paliwa stałe, które uzyskały pozwolenie przed dniem 27 listopada 2002 r. lub których operatorzy złożyli kompletny wniosek o pozwolenie przed tym dniem, pod warunkiem że eksploatację obiektu rozpoczęto nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r., oraz które w ciągu roku działają przez okres nie dłuższy niż 1 500 godzin czasu funkcjonowania (średnia krocząca z pięciu lat) podlegają dopuszczalnej wielkości emisji SO2 wynoszącej 800 mg/Nm3.

Obiekty energetycznego spalania stosujące paliwa płynne, które uzyskały pozwolenie przed dniem 27 listopada 2002 r. lub których operatorzy złożyli kompletny wniosek o pozwolenie przed tym dniem, pod warunkiem że eksploatację obiektu rozpoczęto nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r., oraz które w ciągu roku działają przez okres nie dłuższy niż 1 500 godzin czasu funkcjonowania (średnia krocząca z pięciu lat), podlegają dopuszczalnej wielkości emisji SO2 wynoszącej 850 mg/Nm3 w przypadku obiektów o całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie nieprzekraczającej 300 MW oraz wynoszącej 400 mg/Nm3 w przypadku obiektów o całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie większej niż 300 MW.

Część obiektu energetycznego spalania odprowadzająca gazy odlotowe jednym lub więcej niż jednym osobnym przewodem wspólnego komina, eksploatowana przez nie więcej niż 1 500 godzin czasu funkcjonowania rocznie (średnia krocząca z pięciu lat) może podlegać dopuszczalnym wielkościom emisji określonym w poprzednich dwóch akapitach w odniesieniu do całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie całego obiektu energetycznego spalania. W takich przypadkach emisje z każdego przewodu są monitorowane osobno.

3. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) SO2 dla obiektów energetycznego spalania wykorzystujących paliwa gazowe z wyjątkiem turbin gazowych i silników gazowych.

Ogółem

35

Gaz skroplony

5

Gazy niskokaloryczne z pieców koksowniczych

400

Niskokaloryczne gazy wielkopiecowe

200

Obiekty energetycznego spalania opalane niskokalorycznymi gazami pochodzącymi ze zgazowania pozostałości po destylacji, którym udzielono pozwolenia przed dniem 27 listopada 2002 r. lub których operatorzy złożyli kompletny wniosek o pozwolenie przed tym dniem, pod warunkiem że eksploatację obiektu rozpoczęto nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r., podlegają dopuszczalnej wielkości emisji SO2 wynoszącej 800 mg/Nm3.

4. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) NOx dla instalacji spalania wykorzystujących paliwa stałe lub płynne z wyjątkiem turbin gazowych i silników gazowych

Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie (MW)

Węgiel kamienny i brunatny i inne paliwa stałe

Biomasa i torf

Paliwa płynne

50–100

300

450 w przypadku spalania sproszkowanego węgla brunatnego

300

450

100–300

200

250

200 (1)

> 300

200

200

150 (1)

(1) Dopuszczalna wielkość emisji wynosi 450 mg/Nm3 w przypadku opalania pozostałościami po destylacji i konwersji w procesie rafinacji ropy naftowej wykorzystywanymi na własne potrzeby w obiektach energetycznego spalania o całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie nieprzekraczającej 500 MW, którym udzielono pozwolenia przed dniem 27 listopada 2002 r. lub których operatorzy złożyli kompletny wniosek o pozwolenie przed tym dniem, pod warunkiem że eksploatację obiektu rozpoczęto nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r.

Obiekty energetycznego spalania w instalacjach chemicznych, które wykorzystują na własne potrzeby płynne pozostałości poprodukcyjne jako paliwo niehandlowe, o całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie nieprzekraczającej 500 MW, którym udzielono pozwolenia przed dniem 27 listopada 2002 r. lub których operatorzy złożyli kompletny wniosek o pozwolenie przed tym dniem, pod warunkiem że eksploatację obiektu rozpoczęto nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r., podlegają dopuszczalnej wielkości emisji NOx wynoszącej 450 mg/Nm3.

Obiekty energetycznego spalania stosujące paliwa stałe lub płynne, o całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie nieprzekraczającej 500 MW, które uzyskały pozwolenie przed dniem 27 listopada 2002 r. lub których operatorzy złożyli kompletny wniosek o pozwolenie przed tym dniem, pod warunkiem że eksploatację obiektu rozpoczęto nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r., oraz które w ciągu roku działają przez okres nie dłuższy niż 1 500 godzin czasu funkcjonowania (średnia krocząca z pięciu lat) podlegają dopuszczalnej wielkości emisji NOx wynoszącej 450 mg/Nm3.

Obiekty energetycznego spalania stosujące paliwa stałe o całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie wynoszącej ponad 500 MW, które uzyskały pozwolenie przed dniem 1 lipca 1987 r. oraz które w ciągu roku działają przez okres nie dłuższy niż 1 500 godzin czasu funkcjonowania (średnia krocząca z pięciu lat) podlegają dopuszczalnej wielkości emisji NOx wynoszącej 450 mg/Nm3.

Obiekty energetycznego spalania stosujące paliwa płynne, o całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie wynoszącej powyżej 500 MW, które uzyskały pozwolenie przed dniem 27 listopada 2002 r. lub których operatorzy złożyli kompletny wniosek o pozwolenie przed tym dniem, pod warunkiem że eksploatację obiektu rozpoczęto nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r., oraz które w ciągu roku działają przez okres nie dłuższy niż 1 500 godzin czasu funkcjonowania (średnia krocząca z pięciu lat) podlegają dopuszczalnej wielkości emisji NOx wynoszącej 400 mg/Nm3.

Część obiektów energetycznego spalania odprowadzająca gazy odlotowe jednym lub więcej niż jednym osobnym przewodem wspólnego komina, eksploatowana przez najwyżej 1 500 godzin czasu funkcjonowania rocznie (średnia krocząca z pięciu lat) może podlegać dopuszczalnym wielkościom emisji określonym w poprzednich trzech ustępach w odniesieniu do całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie całym obiekcie energetycznego spalania. W takich przypadkach emisje z każdego przewodu są monitorowane osobno.

5. Turbiny gazowe (w tym turbiny gazowe o cyklu złożonym (CCGT)) wykorzystujące lekkie i średnie destylaty jako paliwa płynne podlegają dopuszczalnej wielkości emisji NOx wynoszącej 90 mg/Nm3 oraz CO wynoszącej 100 mg/Nm3.

Turbiny gazowe do użytku w razie awarii, które działają krócej niż 500 godzin czasu funkcjonowania na rok, nie są objęte dopuszczalnymi wielkościami emisji określonymi w niniejszym punkcie. Operator takich instalacji rejestruje wykorzystany czas funkcjonowania.

6. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) NOx oraz CO dla obiektów energetycznego spalania opalanych gazem

NOx

CO

Obiekty energetycznego spalania opalane gazem ziemnym z wyjątkiem turbin gazowych i silników gazowych

100

100

Obiekty energetycznego spalania opalane gazem wielkopiecowym, gazem koksowniczym lub niskokalorycznymi gazami pochodzącymi ze zgazowania pozostałości porafinacyjnych, z wyjątkiem turbin gazowych i silników gazowych

200 (4)

— Obiekty energetycznego spalania opalane innymi gazami z wyjątkiem turbin gazowych i silników gazowych

200 (4)

— Turbiny gazowe (łącznie z CCGT) wykorzystujące jako paliwo gaz ziemny (1)

50 (2) (3)

100

Turbiny gazowe (łącznie z CCGT) wykorzystujące jako paliwo inne gazy

120

— Silniki gazowe

100

100

(1) Gaz ziemny jest naturalnie występującym metanem o zawartości nie większej niż 20 % (objętościowo) składników obojętnych i innych składników.

(2) 75 mg/Nm3 w następujących przypadkach, gdy wydajność turbiny gazowej jest ustalona przy obciążeniu podstawowym według normy ISO:

(i) turbiny gazowe wykorzystywane w połączonych systemach cieplnych i energii elektrycznej o ogólnej sprawności większej niż 75 %;

(ii) turbiny gazowe wykorzystywane w obiektach cyklu łączonego o rocznej średniej ogólnej sprawności elektrycznej większej niż 55 %;

(iii) turbiny gazowe dla urządzeń mechanicznych.

(3) Dla turbin gazowych niepodlegających żadnej z kategorii wymienionych w pkt 2, ale o sprawności większej niż 35 % — ustalonej przy obciążeniu podstawowym według normy ISO — dopuszczalna wielkość emisji NOx wynosi 50xη/35, gdzie η jest wydajnością turbiny gazowej w warunkach obciążenia podstawowego według normy ISO, wyrażoną procentowo.

(4) 300 mg/Nm3 dla obiektów energetycznego spalania o całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie nieprzekraczającej 500 MW którym udzielono pozwolenia przed dniem 27 listopada 2002 r. lub których operatorzy złożyli kompletny wniosek o pozwolenie przed tym dniem, pod warunkiem że eksploatację obiektu rozpoczęto nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r.

Dla turbin gazowych (łącznie z CCGT) wielkości dopuszczalne emisji NOx i CO wymienione w tabeli znajdującej się w niniejszym punkcie stosuje się jedynie powyżej 70 % obciążenia.

Dla turbin gazowych (łącznie z CCGT), które otrzymały pozwolenie przed dniem 27 listopada 2002 r. lub których operatorzy złożyli kompletny wniosek o pozwolenie przed tym dniem, pod warunkiem że eksploatację obiektu rozpoczęto nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r., oraz które w ciągu roku działają przez okres nie dłuższy niż 1 500 godzin czasu funkcjonowania (średnia krocząca z pięciu lat), dopuszczalna wielkość emisji NOx wynosi 150 mg/Nm3, gdy są opalane gazem ziemnym, oraz 200 mg/Nm3, gdy są opalane innymi gazami lub paliwami płynnymi.

Część obiektu energetycznego spalania odprowadzająca gazy odlotowe jednym lub więcej niż jednym osobnym przewodem wspólnego komina, eksploatowana przez nie więcej niż 1 500 godzin czasu funkcjonowania rocznie (średnia krocząca z pięciu lat) może podlegać dopuszczalnym wielkościom emisji określonym w poprzednim akapicie w odniesieniu do całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie całego obiektu energetycznego spalania. W takich przypadkach emisje z każdego przewodu są monitorowane osobno.

Turbiny gazowe i silniki gazowe do użytku na wypadek awarii, które działają krócej niż 500 godzin czasu funkcjonowania rocznie, nie są objęte wielkościami dopuszczalnymi emisji, określonymi w niniejszym punkcie. Operator takich obiektów zapisuje wykorzystany czas funkcjonowania.

7. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) pyłu dla obiektów energetycznego spalania wykorzystujących paliwa stałe lub płynne z wyjątkiem turbin gazowych i silników gazowych

Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie (MW)

Węgiel kamienny i brunatny i inne paliwa stałe

Biomasa i torf

Paliwa płynne (1)

50–100

30

30

30

100–300

25

20

25

> 300

20

20

20

(1) Dopuszczalna wielkość emisji wynosi 50 mg/Nm3 w przypadku opalania pozostałościami po destylacji i konwersji w procesie rafinacji ropy naftowej wykorzystywanymi na własne potrzeby w obiektach energetycznego spalania, którym udzielono pozwolenia przed dniem 27 listopada 2002 r. lub których operatorzy złożyli kompletny wniosek o pozwolenie przed tym dniem, pod warunkiem że eksploatację obiektu rozpoczęto nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r.

8. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) pyłu dla obiektów energetycznego spalania wykorzystujących paliwa gazowe z wyjątkiem turbin gazowych i silników gazowych

Ogółem

5

Gaz wielkopiecowy

10

Gazy produkowane w przemyśle stalowym, które mogą być wykorzystywane gdzie indziej

30

CZĘŚĆ 2

Dopuszczalne wielkości emisji w odniesieniu do obiektów energetycznego spalania, o których mowa w art. 30 ust. 3.

1. Wszystkie dopuszczalne wielkości emisji oblicza się w temperaturze 273,15 K, pod ciśnieniem 101,3 kPa i po odliczeniu zawartości pary wodnej w gazach odlotowych, przy znormalizowanej zawartości O2 wynoszącej 6 % dla paliw stałych, 3 % dla obiektów energetycznego spalania innych niż turbiny gazowe i silniki gazowe wykorzystujące paliwa płynne i gazowe oraz 15 % dla turbin i silników gazowych.

W przypadku turbin gazowych pracujących w cyklu łączonym z dodatkowym opalaniem znormalizowana zawartość O2 może zostać określona przez właściwy organ, z uwzględnieniem szczególnych cech danej instalacji.

2. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) SO2 dla obiektów energetycznego spalania wykorzystujących paliwa stałe lub płynne z wyjątkiem turbin gazowych i silników gazowych

Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie (MW)

Węgiel kamienny i brunatny i inne paliwa stałe

Biomasa

Torf

Paliwa płynne

50–100

400

200

300

350

100–300

200

200

300

250 w przypadku spalania w łożu fluidalnym

200

> 300

150

200 w przypadku spalania w cyrkulacyjnym lub ciśnieniowym łożu fluidalnym

150

150

200 w przypadku spalania w łożu fluidalnym

150

3. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) SO2 dla obiektów energetycznego spalania wykorzystujących paliwa gazowe z wyjątkiem turbin gazowych i silników gazowych

Ogółem

35

Gaz skroplony

5

Niskokaloryczne gazy koksownicze

400

Niskokaloryczne gazy wielkopiecowe

200

4. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) NOx dla obiektu energetycznego spalania wykorzystujących paliwa stałe lub płynne z wyjątkiem turbin gazowych i silników gazowych

Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie (MW)

Węgiel kamienny i brunatny i inne paliwa stałe

Biomasa i torf

Paliwa płynne

50–100

300

400 w przypadku spalania sproszkowanego węgla brunatnego

250

300

100–300

200

200

150

> 300

150

200 w przypadku spalania sproszkowanego węgla brunatnego

150

100

5. Turbiny gazowe (w tym CCGT) wykorzystujące lekkie i średnie destylaty jako paliwa płynne podlegają dopuszczalnej wielkości emisji NOx wynoszącej 50 mg/Nm3 oraz CO wynoszącej 100 mg/Nm3.

Turbiny gazowe do użytku w razie awarii, które działają krócej niż 500 godzin czasu funkcjonowania na rok nie są objęte dopuszczalnymi wielkościami emisji określonymi w niniejszym punkcie. Operator takich obiektów rejestruje wykorzystany czas funkcjonowania.

6. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) NOx oraz CO dla obiektów energetycznego spalania opalanych gazem

NOx

CO

Obiekty energetycznego spalania inne niż turbiny gazowe i silniki gazowe

100

100

Turbiny gazowe (łącznie z CCGT)

50 (1)

100

Silniki gazowe

75

100

(1) Dla turbin gazowych pracujących w pojedynczym cyklu, o sprawności większej niż 35 % — ust.alonej przy obciążeniu podstawowym według normy ISO — dopuszczalna wielkość emisji NOx wynosi 50xη/35, gdzie η jest wydajnością turbiny gazowej w warunkach obciążenia podstawowego według normy ISO, wyrażoną procentowo.

Dla turbin gazowych(łącznie z CCGT) wielkości dopuszczalne emisji NOx i CO wymienione w niniejszym punkcie stosuje się jedynie powyżej 70 % obciążenia.

Turbiny gazowe i silniki gazowe do użytku na wypadek awarii, które działają krócej niż 500 godzin czasu funkcjonowania rocznie, nie są objęte wielkościami dopuszczalnych emisji, określonymi w niniejszym punkcie. Operator takich obiektów zapisuje wykorzystany czas funkcjonowania.

7. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) pyłu dla obiektów energetycznego spalania wykorzystujących paliwa stałe lub płynne z wyjątkiem turbin gazowych i silników gazowych.

Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie (MW)

50– 300

20

> 300

10

20 dla biomasy i torfu

8. Dopuszczalne wielkości emisji (mg/Nm3) pyłu dla obiektów energetycznego spalania wykorzystujących paliwa gazowe z wyjątkiem turbin gazowych i silników gazowych

Ogółem

5

Gaz wielkopiecowy

10

Gazy produkowane w przemyśle stalowym, które mogą być wykorzystywane gdzie indziej

30

CZĘŚĆ 3

Monitorowanie emisji

1. Stężenia SO2, NOx i pyłu w gazach odlotowych z każdego obiektu energetycznego spalania o całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie 100 MW lub większej podlegają ciągłym pomiarom.

Stężenie CO w gazach odlotowych z każdego obiektu energetycznego spalania opalanego paliwami gazowymi o całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie 100 MW lub większej podlega ciągłym pomiarom.

2. Właściwy organ może zdecydować o niewymaganiu ciągłych pomiarów, o których mowa w pkt 1, w następujących przypadkach:

a) dla obiektów energetycznego spalania o żywotności mniejszej niż 10 000 godzin czasu funkcjonowania;

b) dla SO2 i pyłu z obiektów energetycznego spalania opalanych gazem ziemnym;

c) dla SO2 z obiektów energetycznego spalania opalanych olejem o znanej zawartości siarki, w przypadku gdy brak sprzętu odsiarczającego gazy odlotowe;

d) dla SO2 z obiektów energetycznego spalania opalanych biomasą, jeżeli operator może udowodnić, że emisje SO2 w żadnych warunkach nie mogą być wyższe od określonych przepisami dopuszczalnych wielkości emisji.

3. W przypadku gdy nie są wymagane pomiary ciągłe, pomiary SO2, NOx, pyłu, oraz w przypadku obiektów opalanych gazem, również pomiary CO wymagane są przynajmniej raz na sześć miesięcy.

4. W przypadku obiektów energetycznego spalania opalanych węglem kamiennym lub brunatnym, pomiar całkowitych emisji rtęci dokonywany jest przynajmniej raz na rok.

5. Alternatywnie do pomiarów SO2 i NOx, o których mowa w pkt 3, w celu określenia emisji SO2 i NOx można wykorzystywać inne procedury zweryfikowane i zatwierdzone przez właściwy organ. Takie procedury wykorzystują odpowiednie normy CEN, lub jeśli normy CEN nie są dostępne, normy ISO, normy krajowe lub inne normy międzynarodowe, które zapewniają dostarczenie danych równoważnej jakości naukowej.

6. Właściwy organ jest informowany o znaczących zmianach w typie wykorzystanego paliwa lub sposobach działania obiektu. Właściwy organ decyduje, czy wymogi dotyczące monitorowania ustanowione w pkt 1–4 są wciąż odpowiednie, czy wymagają dostosowania.

7. Pomiary ciągłe przeprowadzane zgodnie z pkt 1 obejmują pomiar zawartości tlenu, temperatury, ciśnienia i zawartości pary wodnej gazów odlotowych. Ciągły pomiar zawartości pary wodnej w gazach odlotowych nie jest konieczny, pod warunkiem że zapewni się wysuszenie próbki gazu odlotowego przed analizą emisji.

8. Pobieranie próbek i analiza odpowiednich substancji zanieczyszczających i pomiary parametrów procesu, jak również zapewnienie jakości zautomatyzowanych systemów pomiarowych i referencyjne metody pomiarowe mające na celu kalibrację tych systemów przeprowadzane są zgodnie z normami CEN. Jeśli normy CEN nie są dostępne, stosuje się normy ISO, normy krajowe lub inne normy międzynarodowe, które zapewniają dostarczenie danych o równoważnej jakości naukowej.

Zautomatyzowane systemy pomiarowe podlegają kontroli za pomocą równoległych pomiarów przy zastosowaniu metod referencyjnych co najmniej raz w roku.

Bez zbędnej zwłoki operator informuje właściwy organ o wynikach sprawdzania zautomatyzowanych systemów pomiarowych.

9. Przy poziomie dopuszczalnej wielkości emisji wartość 95 % przedziałów ufności pojedynczego zmierzonego wyniku nie przekracza następujących wartości procentowych dopuszczalnej wielkości emisji:

Tlenek węgla:

10 %

Dwutlenek siarki

20 %

Tlenki azotu

20 %

Pył

30 %

10. Zatwierdzone godzinne i dzienne wartości średnie ustalane są ze zmierzonych ważnych średnich wartości godzinnych po odjęciu wartości przedziału ufności, określonego w pkt 9.

Każdy dzień, w którym więcej niż trzy średnie wartości godzinne są nieważne z powodu niesprawności lub konserwacji zautomatyzowanego systemu pomiarowego, jest unieważniany. Jeżeli w ciągu roku więcej niż dziesięć dni jest nieważnych w odniesieniu do takich sytuacji, właściwy organ wymaga od operatora podjęcia bez zbędnej zwłoki odpowiednich środków w celu poprawy wiarygodności zautomatyzowanego systemu pomiarowego.

11. W przypadku obiektów, które muszą przestrzegać stopni odsiarczania, o których mowa w art. 31, regularnemu monitorowaniu podlega także zawartość siarki w paliwie spalanym w obiekcie energetycznego spalania. Właściwe organy są informowane o istotnych zmianach w rodzaju stosowanego paliwa.

CZĘŚĆ 4

Ocena zgodności z dopuszczalnymi wielkościami emisji

1. W przypadku pomiarów ciągłych uznaje się, że dopuszczalne wielkości emisji określone w częściach 1 i 2 są przestrzegane, jeżeli ocena wyników pomiarowych wskazuje – w odniesieniu do czasu funkcjonowania w ciągu roku kalendarzowego – że spełnione zostały wszystkie następujące warunki:

a) żadna z zatwierdzonych średnich wartości miesięcznych nie przekracza wielkości dopuszczalnych emisji określonych w częściach 1 i 2;

b) żadna z zatwierdzonych średnich wartości dziennych nie przekracza 110 % odpowiedniej wielkości dopuszczalnej emisji określonej w częściach 1 i 2;

c) w przypadku obiektów energetycznego spalania składających się jedynie z kotłów wykorzystujących węgiel, o całkowitej nominalnej mocy dostarczonej w paliwie poniżej 50 MW, żadna z zatwierdzonych średnich wartości dziennych nie przekracza 150 % odpowiednich wielkości dopuszczalnych emisji określonych w częściach 1 i 2;

d) 95 % wszystkich zatwierdzonych średnich wartości godzinnych w ciągu roku nie przekracza 200 % odpowiednich wielkości dopuszczalnych emisji określonych w częściach 1 i 2.

Zatwierdzone wartości średnie określa się zgodnie z częścią 3 pkt 10.

Do celów obliczenia średnich wielkości emisji nie uwzględnia się wartości mierzonych w okresach, o których mowa w art. 30 ust 5 i 6 oraz art. 37, jak również w okresach rozruchu i wyłączenia.

2. W przypadku gdy nie są wymagane pomiary ciągłe, dopuszczalne wielkości emisji określone w części 1 i 2 uważa się za przestrzegane, jeśli wyniki każdej serii pomiarów lub innych procedur określonych i ustalonych zgodnie z zasadami przewidzianymi przez właściwe organy nie przekraczają dopuszczalnych wielkości emisji.

CZĘŚĆ 5

Minimalny stopień odsiarczania

1. Minimalny stopień odsiarczania dla obiektów energetycznego spalania, o których mowa w art. 30 ust. 2

Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie (MW)

Minimalny stopień odsiarczania

Obiekty, które otrzymały pozwolenie przed dniem 27 listopada 2002 r. lub których operatorzy złożyli kompletny wniosek o pozwolenie przed tym dniem, pod warunkiem że eksploatację obiektu rozpoczęto nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r.

Inne obiekty

50–100

80 %

92 %

100–300

90 %

92 %

> 300

96 % (1)

96 %

(1) W przypadku obiektów energetycznego spalania opalanych łupkiem bitumicznym minimalny stopień odsiarczania wynosi 95 %.

2. Minimalny stopień odsiarczania dla obiektów energetycznego spalania, o których mowa w art. 30 ust. 3

Całkowita nominalna moc dostarczona w paliwie (MW)

Minimalny stopień odsiarczania

50–100

93 %

100–300

93 %

> 300

97 %

CZĘŚĆ 6

Stosowanie stopni odsiarczania

Minimalne stopnie odsiarczania, o których mowa w niniejszym załączniku część 5 mają zastosowanie jako średnia miesięczna dopuszczalna wielkość.

CZĘŚĆ 7

Średnie dopuszczalne wielkości emisji dla obiektów energetycznego spalania wielopaliwowego w obrębie rafinerii

Średnie dopuszczalne wielkości emisji SO2 (mg/Nm3) dla obiektów energetycznego spalania wielopaliwowego w obrębie rafinerii, z wyjątkiem turbin gazowych i silników gazowych, które wykorzystują na własne potrzeby pozostałości po destylacji i konwersji w procesie rafinacji ropy naftowej jako samodzielne paliwo lub razem z innymi paliwami:

a) dla obiektów energetycznego spalania, które uzyskały pozwolenie przed dniem 27 listopada 2002 r. lub których operatorzy złożyli kompletny wniosek o pozwolenie przed tym dniem, pod warunkiem że eksploatację obiektu rozpoczęto nie później niż w dniu 27 listopada 2003 r.: 1 000 mg/Nm3;

b) dla innych obiektów energetycznego spalania: 600 mg/Nm3.

Te dopuszczalne wielkości emisji oblicza się w temperaturze 273,15 K, pod ciśnieniem 101,3 kPa i po odliczeniu zawartości pary wodnej w gazach odlotowych, przy znormalizowanej zawartości O2 wynoszącej 6 % dla paliw stałych i 3 % dla paliw płynnych i gazowych.