Protocol bij het Verdrag van 1979 betreffende grensoverschrijdende luchtverontreiniging over lange afstand inzake de beheersing van emissies van stikstofoxyden of van de grensoverschrijdende stromen van deze stikstofverbindingen

Article 1 Definitions For the purposes of the present Protocol, 1. Convention "" means the Convention on Long-range Transboundary Air Pollution, adopted in Geneva on 13 November 1979; 2. "EMEP" means the Co-operative Programme for Monitoring and Evaluation of the Long-range Transmission of Air Pollutants in Europe; 3. Convention article 10, paragraph 1 of the Convention "Executive Body" means the Executive Body for theconstituted under; 4. article 1, paragraph 4 of the Protocol to the 1979 Convention on Long-range Transboundary Air Pollution on Long-term Financing of the Co-operative Programme for Monitoring and Evaluation of the Long-range Transmission of Air Pollutants in Europe (EMEP) "Geographical scope of EMEP" means the area defined in, adopted in Geneva on 28 September 1984; 5. "Parties" means, unless the context otherwise requires, the Parties to the present Protocol; 6. "Commission" means the United Nations Economic Commission for Europe; 7. "Critical load" means a quantitative estimate of the exposure to one or more pollutants below which significant harmful effects on specified sensitive elements of the environment do not occur according to present knowledge; 8. "Major existing stationary source" means any existing stationary source the thermal input of which is at least 100 MW; 9. "Major new stationary source" means any hew stationary source the thermal input of which is at least 50 MW; 10. "Major source category" means any category of sources which emit or may emit air pollutants in the form of nitrogen oxides, including the categories described in the Technical Annex, and which contribute at least 10 per cent of the total national emissions of nitrogen oxides on an annual basis as measured or calculated in the first calendar year after the date of entry into force of the present Protocol, and every fourth year thereafter; 11. "New stationary source" means any stationary source the construction or substantial modification of which is commenced after the expiration of two years from the date of entry into force of this Protocol; 12. "New mobile source" means a motor vehicle or other mobile source which is manufactured after the expiration of two years from the date of entry into force of the present Protocol. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Article 2 Basic obligations 1 The Parties shall, as soon as possible and as a first step, take effective measures to control and/or reduce their national annual emissions of nitrogen oxides or their transboundary fluxes so that these, at the latest by 31 December 1994, do not exceed their national annual emissions of nitrogen oxides or transboundary fluxes of such emissions for the calendar year 1987 or any previous year to be specified upon signature of, or accession to, the Protocol, provided that in addition, with respect to any Party specifying such a previous year, its national average annual transboundary fluxes or national average annual emissions of nitrogen oxides for the period from 1 January 1987 to 1 January 1996 do not exceed its transboundary fluxes or national emissions for the calendar year 1987. 2 Furthermore, the Parties shall in particular, and no later than two years after the date of entry into force of the present Protocol: (a) Apply national emissions standards to major new stationary sources and/or source categories, and to substantially modified stationary sources in major source categories, based on the best available technologies which are economically feasible, taking into consideration the Technical Annex; (b) Apply national emission standards to new mobile sources in all major source categories based on the best available technologies which are economically feasible, taking into consideration the Technical Annex and the relevant decisions taken within the framework of the Inland Transport Committee of the Commission; and (c) Introduce pollution control measures for major existing stationary sources, taking into consideration the Technical Annex and the characteristics of the plant, its age and its rate of utilization and the need to avoid undue operational disruption. 3 (a) The Parties shall, as a second step, commence negotiations, no later than six months after the date of entry into force of the present Protocol, on further steps to reduce national annual emissions of nitrogen oxides or transboundary fluxes of such emissions, taking into account the best available scientific and technological developments, internationally accepted critical loads and other elements resulting from the work programme undertaken under article 6. (b) To this end, the Parties shall co-operate in order to establish: (i) Critical loads; (ii) Reductions in national annual emissions of nitrogen oxides or transboundary fluxes of such emissions as required to achieve agreed objectives based on critical loads; and (iii) Measures and a time-table commencing no later than 1 January 1996 for achieving such reductions. 4 Parties may take more stringent measures than those required by the present article. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Article 3 Exchange of technology 1 The Parties shall, consistent with their national laws, regulations and practices, facilitate the exchange of technology to reduce emissions of nitrogen oxides, particularly through the promotion of: (a) Commercial exchange of available technology; (b) Direct industrial contacts and co-operation, including joint ventures; (c) Exchange of information and experience; and (d) Provision of technical assistance. 2 In promoting the activities specified in subparagraphs (a) to (d) above, the Parties shall create favourable conditions by facilitating contacts and co-operation among appropriate organizations and individuals in the private and public sectors that are capable of providing technology, design and engineering services, equipment or finance. 3 The Parties shall, no later than six months after the date of entry into force of the present Protocol, commence consideration of procedures to create more favourable conditions for the exchange of technology to reduce emissions of nitrogen oxides. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Article 4 Unleaded fuel The Parties shall, as soon as possible and no later than two years after the date of entry into force of the present Protocol, make unleaded fuel sufficiently available, in particular cases as a minimum along main international transit routes, to facilitate the circulation of vehicles equipped with catalytic converters. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Article 5 Review process 1 The Parties shall regularly review the present Protocol, taking into account the best available secientific substantiation and technological development. 2 The first review shall take place no later than one year after the date of entry into force of the present Protocol. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Article 6 Work to be undertaken Convention The Parties shall give high priority to research and monitoring related to the development and application of an approach based on critical loads to determine, on a scientific basis, necessary reductions in emissions of nitrogen oxides. The Parties shall, in particular, through national research programmes, in the work plan of the Executive Body and through other co-operative programmes within the framework of the, seek to: (a) Identify and quantify effects of emissions of nitrogen oxides on humans, plant and animal life, waters, soils and materials, taking into account the impact on these of nitrogen oxides from sources other than atmospheric deposition; (b) Determine the geographical distribution of sensitive areas; (c) Develop measurements and model calculations including harmonized methodologies for the calculation of emissions, to quantify the long-range transport of nitrogen oxides and related pollutants; (d) Improve estimates of the performance and costs of technologies for control of emissions of nitrogen oxides and record the development of improved and new technologies; and (e) Develop, in the context of an approach based on critical loads, methods to integrate scientific, technical and economic data in order to determine appropriate control strategies. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Article 7 National programmes, policies and strategies The Parties shall develop without undue delay national programmes, policies and strategies to implement the obligations under the present Protocol that shall serve as a means of controlling and reducing emissions of nitrogen oxides or their transboundary fluxes. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Article 8 Information exchange and annual reporting 1 The Parties shall exchange information by notifying the Executive Body of the national programmes, policies and strategies that they develop in accordance with article 7 and by reporting to it annually on progress achieved under, and any changes to, those programmes, policies and strategies, and in particular on: (a) The levels of national annual emissions of nitrogen oxides and the basis upon which they have been calculated; (b) Progress in applying national emission standards required under article 2, subparagraphs 2 (a) and 2 (b), and the national emission standards applied or to be applied, and the sources and/or source categories concerned; (c) Progress in introducing the pollution control measures required under article 2, subparagraph 2 (c), the sources concerned and the measures introduced or to be introduced; (d) Progress in making unleaded fuel available; (e) Measures taken to facilitate the exchange of technology; and (f) Progress in establishing critical loads. 2 Such information shall, as far as possible, be submitted in accordance with a uniform reporting framework. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Article 9 Calculations EMEP shall, utilizing appropriate models and in good time before the annual meetings of the Executive Body, provide to the Executive Body calculations of nitrogen budgets and also of transboundary fluxes and deposition of nitrogen oxides within the geographical scope of EMEP. In areas outside the geographical scope of EMEP, models appropriate to the particular circumstances of Parties to the Convention therein shall be used. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Article 10 Technical Annex The Technical Annex to the present Protocol is recommendatory in character. It shall form an integral part of the Protocol. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Article 11 Amendments to the Protocol 1 Any Party may propose amendments to the present Protocol. 2 Proposed amendments shall be submitted in writing to the Executive Secretary of the Commission who shall communicate them to all Parties. The Executive Body shall discuss the proposed amendments at its next annual meeting provided that these proposals have been circulated by the Executive Secretary to the Parties at least ninety days in advance. 3 Amendments to the Protocol, other than amendments to its Technical Annex, shall be adopted by consensus of the Parties present at a meeting of the Executive Body, and shall enter into force for the Parties which have accepted them on the ninetieth day after the date on which two-thirds of the Parties have deposited their instruments of acceptance thereof. Amendments shall enter into force for any Party which has accepted them after two-thirds of the Parties have deposited their instruments of acceptance of the amendment, on the ninetieth day after the date on which that Party deposited its instrument of acceptance of the amendments. 4 Amendments to the Technical Annex shall be adopted by consensus of the Parties present at a meeting of the Executive Body and shall become effective thirty days after the date on which they have been communicated in accordance with paragraph 5 below. 5 Amendments under paragraph 3 and 4 above shall, as soon as possible after their adoption, be communicated by the Executive Secretary to all Parties. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Article 12 Settlement of disputes If a dispute arises between two or more Parties as to the interpretation or application of the present Protocol, they shall seek a solution by negotiation or by any other method of dispute settlement acceptable to the parties to the dispute. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Article 13 Signature 1 Convention The present Protocol shall be open for signature at Sofia from 1 November 1988 until 4 November 1988 inclusive, then at the Headquarters of the United Nations in New York until 5 May 1989, by the member States of the Commission as well as States having consultative status with the Commission, pursuant to paragraph 8 of Economic and Social Council resolution 36 (IV) of 28 March 1947, and by regional economic integration organizations, constituted by sovereign States members of the Commission, which have competence in respect of the negotiation, conclusion and application of international agreements in matters covered by the Protocol, provided that the States and organizations concerned are Parties to the. 2 In matters within their competence, such regional economic integration organizations shall, on their own behalf, exercise the rights and fulfil the responsibilities which the present Protocol attributes to their member States. In such cases, the member States of these organizations shall not be entitled to exercise such rights individually. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Article 14 Ratification, acceptance, approval and accession 1 The present Protocol shall be subject to ratification, acceptance or approval by Signatories. 2 The present Protocol shall be open for accession as from 6 May 1989 by the States and organizations referred to in article 13, paragraph 1. 3 A State or organization which accedes to the present Protocol after 31 December 1993 may implement articles 2 and 4 no later than 31 December 1995. 4 The instruments of ratification, acceptance, approval or accession shall be deposited with the Secretary-General of the United Nations, who will perform the functions of depositary. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Article 15 Entry into force 1 The present Protocol shall enter into force on the ninetieth day following the date on which the sixteenth instrument of ratification, acceptance, approval or accession has been deposited. 2 For each State and organization referred to in article 13, paragraph 1, which ratifies, accepts or approves the present Protocol or accedes thereto after the deposit of the sixteenth instrument of ratification, acceptance, approval, or accession, the Protocol shall enter into force on the ninetieth day following the date of deposit by such Party of its instrument or ratification, acceptance, approval, or accession. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Article 16 Withdrawal At any time after five years from the date on which the present Protocol has come into force with respect to a Party, that Party may withdraw from it by giving written notification to the depositary. Any such withdrawal shall take effect on the ninetieth day following the date of its receipt by the depositary, or on such later date as may be specified in the notification of the withdrawal. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Article 17 Authentic texts The original of the present Protocol, of which the English, French and Russian texts are equally authentic, shall be deposited with the Secretary-General of the United Nations. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

1 Convention x The purpose of this annex is to provide guidance to the Parties to thein identifying NOcontrol options and techniques in the implementation of their obligations under the Protocol. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

2 x It is based on information on options and techniques for NOemission reduction and their performance and costs contained in official documentation of the Executive Body and its subsidiary bodies; and in documentation of the ECE Inland Transport Committee and its subsidiary bodies; and on supplementary information provided by governmentally designated experts. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

3 x 2 2 x The annex addresses the control of NOemissions considered as the sum of nitrogen oxide (NO) and nitrogen dioxide (NO) expressed as NOand lists a number of NOreduction measures and techniques spanning a wide range of costs and efficiencies. Unless otherwise indicated these techniques are considered to be well established on the basis of substantial operating experience, which in most cases has been gained over five years or more. It cannot, however, be considered as an exhaustive statement of control options; its aim is to provide guidance to Parties in identifying best available technologies which are economically feasible as a basis for national emission standards and in the introduction of pollution control measures. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

4 The choice of pollution control measures for any particular case will depend on a number of factors, including the relevant legislative and regulatory provisions, primary energy pattern, industrial infrastructure and economic circumstances of the Party concerned and, in the case of stationary sources, the specific circumstances of the plant. It should be borne in mind also that sources of NOx are often sources of other pollutants as well, such as sulphur oxides (SOx), volatile organic compounds (VOCs), and particulates. In the design of control options for such sources, all polluting emissions should be considered together in order to maximize the overall abatement effect and minimize the impact of the source on the environment. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

5 x The annex reflects the state of knowledge and experience of NOcontrol measures, including retrofitting, which has been achieved by 1992, in the case of stationary sources, and by 1994 in the case of mobile sources. As this knowledge and this experience continuously expand, particularly with new vehicles incorporating low-emission technology and the development of alternative fuels, as well as with retrofitting and other strategies for existing vehicles, the annex needs to be updated and amended regularly. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

6 x x Fossil fule combustion is the main source of anthropogenic NOemissions from stationary sources. In addition, some non-combustion processes may contribute considerably to the emissions. The major stationary source categories of NOemissions, based on EMEP/CORINAIR 90, include: a) Public power, cogeneration and district heating plants: (i) Boilers; (ii) Stationary combustion turbines and internal combustion engines; b) Commercial, institutional and residential combustion plants: (i) Commercial boilers; (ii) Domestic heaters; c) Industrial combustion plants and processes with combustion: (i) Boilers and process heaters (no direct contact between flue gas and products); (ii) Processes (direct contact); (e.g. calcination processes in rotary kilns, production of cement, lime, etc., glass production, metallurgical operation, pulp production); d) Non-combustion processes, e.g. nitric acid production; e) Extraction, processing and distribution of fossil fuels; f) Waste treatment and disposal, e.g. incineration of municipal and industrial waste. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

7 x x x x Convention For the ECE region, combustion processes (categories (a), (b), (c)), account for 85% of NOemissions from stationary sources. Noncombustion processes, e.q. production processes, account for 12%, and extraction, processing and distribution of fossil fuels for 3% of total NOemissions. Although in many ECE countries, power plants in category (a) are the largest stationary contributor to NOemissions, road traffic is usually the largest single overall source of NOemissions, but the distribution does vary between Parties to the. Furthermore, industrial sources should be kept in mind. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

8 x General options for NOreduction are: a) 1) Options (a) (i) and (ii) are integrated in the energy structure/policy of a Party. Implementation status, efficiency and costs per sector are not considered here. Energy management measures: i) Energy saving; ii) Energy mix; b) Technical options: (i) Fuel switching/cleaning; (ii) Other combustion technologies; (iii) Process and combustion modifications; (iv) Flue gas treatment. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

9 x To achieve the most efficient NOreduction programme, beyond the measures listed in (a), a combination of technical options identified in (b) should be considered. Furthermore, the combination of combustion modification and flue gas treatment needs site specific evaluation. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

10 x 2 2 In some cases, options for reducing NOemissions may also result in the reduction of emissons of Coand SOand other pollutants. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

11 x The rational use of energy (improved energy efficiency/process operation, cogeneration and/or demand-side management) usually results in a reduction in NOemissions. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

12 x In general, NOemissions can be reduced by increasing the proportion of non-combustion energy sources (i.e. hydro, nuclear, wind, etc.) to the energy mix. However, further environmental impacts have to be considered. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

13 x Table 1 shows the uncontrolled NOemission levels to be expected during fossil fuel combustion for the different sectors. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

14 x x Fuel switching (e.g. from high – to low-nitrogen fuels or from coal to gas) can lead to lower NOemissions but there may be certain restrictions, such as the availability of low NOemitting fuels (e.g. natural gas on plant level) and adaptability of existing furnaces to different fuels. In many ECE countries, some coal or oil combustion plants are being replaced by gas-fired combustion plants. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

15 Fuel cleaning for fuel nitrogen removal is not a commercial option. Increasing the application of cracking technology in refineries, however, also brings about a reduction in the nitrogen content of the end-product. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

16 x These are combustion technologies with improved thermal efficiency and reduced NOemissions. They include: a) Cogeneration using gas turbines and engines; b) Fluidized bed combustion (FBC): bubbling (BFBC) and circulating (CFBC); c) Integrated gasification combined cycle (IGCC); d) Combined cycle gas turbines (CCGT). 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

17 The emission levels for these techniques are summarized in table 1. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

18 x x Stationary combustion turbines can also be integrated into existing conventional power plants (known as topping). The overall efficiency can increase by 5% tot 6%, but achievable NOreduction will depend on site and fuel specific conditions. Gas turbines and gas engines are widely applied in cogeneration applications. Typically some 30% energy saving can be attained. Both have made significant progress in reducing NOemissions through new concepts in combustion and system technology. However, major alterations to the existing boiler system become necessary. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

19 th th th FBC is a combustion technology for burning hard coal and brown coal but it can burn other solid fuels such as petroleum coke and lowgrade fuels such as waste, peat and wood. In addition, emissions can be reduced by integrated combustion control in the system. A newer concept of FBC is pressurized fluidized bed combustion (PFBC) presently being commercialized for the generation of electricity and heat. The total installed capacity of FBC has approached approximately 30.000 MW(250 to 350 plants), including 8,000 MWin the capacity range of > 50 MW. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

20 el The IGCC process incorporates coal gasification and combined cycle power generation, in a gas and steam turbine. The gasified coal is burned in the combustion chamber of the gas turbine. The technology also exists for heavy oil residue and bitumen emulsion. The installed capacity is presently about 1,000 MW(5 plants). 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

21 x Combined cycle gas power stations using advanced gas turbines with an energy efficiency of 48%–52% and with reduced NOemissions are currently being planned. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

22 x These are measures applied during combustion to reduce the formation of NO. They include the control of combustion air ratio, flame temperature, fuel to air ratio, etc. The following combustion techniques, either singly or in combination, are available for new and existing installations. They are widely implemented in the power plant sector and in some areas of the industrial sector: a) 1) Typical retrofit measures, with limited efficiency and applicability. Low excess air combustion (LEA); b) 1) Typical retrofit measures, with limited efficiency and applicability. Reduced air preheat (RAP); c) 1) Typical retrofit measures, with limited efficiency and applicability. Burner-out-of-service (BOOS); d) 1) Typical retrofit measures, with limited efficiency and applicability. Biased-burner-firing (BBF); e) x 1) Typical retrofit measures, with limited efficiency and applicability. 2) State-of-the-art in new plants. Low NOburners (LNB);and f) 3) Implemented in single large commercial plants; operational experience still limited. Flue gas recirculation (FGR); g) 1) Typical retrofit measures, with limited efficiency and applicability. 2) State-of-the-art in new plants. Over fire air combustion (OFA);and h) x 3) Implemented in single large commercial plants; operational experience still limited. In-furnace-NO-reduction reburning (IFNR); i) 4) For combustion turbines. Water/steam injection and lean/premixed combination. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

23 The emission levels due to the application of these techniques are summarized in table 1 (based mainly on experience in power plants). 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

24 x Combustion modifications have been under continuous development and optimization. In-furnace-NO-reduction is being tested in some large-scale demonstration plants, whereas basic combustion modifications are incorporated mainly into boiler and burner design. For example, modern furnace designs incorporate OFA parts, and gas/oil burners are equipped for flue gas recirculation. The latest generation of LNBs combines both air-staging and fuel-staging. A remarkable increase in full-scale retrofit of combustion modifications in ECE member countries has been recorded in the last years. By 1992 a total of about 150,000 MW was installed. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

25 x x x Flue gas treatment processes aim at removing already formed NOand are also referred to as secondary measures. Wherever possible it is usual to apply primary measures as a first stage of NOreduction before applying flue gas treatment processes. The state-of-the-art flue gas treatment processes are all based on the removal of NOby dry chemical processes. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

26 They are the following: a) Selective Catalytic Reduction (SCR); b) Selective Non-catalytic Reduction (SNCR); c) x x Combined NO/SOremoval processes: (i) Activated Carbon Process (AC); (ii) x x Combined catalytic NO/SOremoval. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

27 el el el el x The emission levels for SCR and SNCR are summarized in table 1. Data are based on the practical experience gathered from a large number of implemented plants. By 1991 in the European part of the ECE about 130 SCR plants corresponding to 50,000 MW, 12 SNCR installations (2,000 MW), 1 AC plant (250 MWand 2 combined catalytic processes (400 MW) were erected. The NOremoval efficiency of AC and combined catalytic processes are similar to SCR. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

28 x Table 1 also summarizes the costs of applying the NOabatement technologies. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

29 x Unlike most combustion processes, the application of combustion and/or process modifications in the industrial sector has many process specific limitations. In cement kilns or glass melting furnaces, for example, certain high temperatures are necessary to ensure the product quality. Typical combustion modifications being used are staged combustion/ low NOburners, flue gas recirculation and process optimization (e.g. precalcination in cement kilns). 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

30 Some examples are given in table 1. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

31 x The following side-effects will not prevent the implementation of any technology or method, but should be considered when several NOabatement options are possible. However, in general, these side-effects can be limited by proper design and operation: a) Combustion modifications: Possible decrease in overall efficiency; Increased CO formation and hydrocarbon emissions; Corrosion due to reducing atmosphere; 2 Possible NO formation in FBC systems; Possible increase of carbon fly ash; b) SCR: 3 NHin the fly ash; Formation of ammonium salts on downstream facilities; Deactivation of catalyst; 2 3 Increased conversion of SOto SO; c) SNCR: 3 NHin the fly ash; Formation of ammonium salts on downstream facilities; 2 Possible formation of N0. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

32 In terms of by-products, deactivated catalysts from the SCR process are the only relevant products. Due to the classification as waste, a simple disposal is not possible, however recycling options exist. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

33 3 3 The reagent production of ammonia and urea for flue gas treatment processes involves a number of separate steps which require energy and reactants. The storage systems for ammonia are subject to the relevant safety legislation and such systems are designed to operate as totally closed systems, with a resultant minimum of ammonia emissions. The use of NHis, however, not jeopardized even when taking into account the indirect emissions related to the production and transportation of NH. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

34 The measures taken to carry out national strategies and policies for the abatement of air pollution include legislation and regulatory provisions, economic incentives and disincentives, as well as technological requirements (best available technology). 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

35 x In general emission limiting standards may be set per emission source according to plant size, operating mode, combustion technology, fuel type and whether it is a new or existing plant. An alternative approach also used is to set a target for the reduction of total NOemissions from a group of existing sources and to allow the Parties to choose where to take action to reach this target (bubble concept). 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

36 x The limiting of the NOemissions to the levels set out in the national framework legislation has to be controlled by a permanent monitoring and reporting system and reported to the supervising authorities. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

37 Several monitoring systems, using both continuous and discontinuous measurement methods, are available. However quality requirements vary among Parties. Measurements are to be carried out by qualified instititutes and approved measuring/monitoring systems. To this end a certification system would provide the best assurance. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

38 In the framework of modern automated monitoring systems and process control equipment, reporting creates no problems. The collection of data for further use is a state-of-the-art technique. However, data to be reported to competent authorities differ from Party to Party. To obtain better comparability, data sets and prescribing regulations should be harmonized. Harmonization is also desirable for quality assurance of measuring/monitoring systems. This should be taken into account when comparing data from different Parties. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

39 To avoid discrepancies and inconsistencies, key issues and parameters including the following, must be well-defined: 3 Definition of the standards expressed as ppmv, mg/m, g/GJ, kg/h or hg/t of products. Most of these units need to be calculated and need specification in terms of gas temperature, humidity, pressure, oxygen content or heat input value; Definition of time over which standards may be averaged, expressed as hours, months or a year; Definition of failure times and corresponding emergency regulations regarding bypass of monitoring systems or shut-down of the installation; Definition of methods for backfilling or data missed or lost as a result of equipment failure; Definition of the parameter set to be measured. Depending on the type of industrial process, the necessary information may differ. This also involves the location of the measurement point within the system. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

40 Quality control of measurements must be ensured. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

41 x Primary mobile sources of anthropogenic NOemissions include: Road vehicles: Non-road engine applications: Other mobile sources: Petrol-fuelled and diesel-fuelled passenger cars; Light commercial vehicles; Heavy-duty vehicles (HDV); Motor cycles and mopeds; Tractors (agricultural and forestry). Agricultural, mobile industrial and construction machinery. Rail transport; Ships and other marine craft; Aircraft. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

42 x x x Road transport is a major source of anthropogenic NOemission in many ECE countries, contributing up to two thirds of the total national emissions. Current petrol-fuelled vehicles contribute up to two thirds of total national road NOemissions. In a few cases, however, the NOemissions from HDV traffic will exceed the decreasing emissions from passenger cars. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

43 x x Many countries have enacted regulations that limit the emission of pollutants from road vehicles. For non-road applications, emission standards including NOhave been enacted by some ECE countries and are under preparation in the ECE itself. NOemissions from these other sources may be substantial. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

44 Until other data become available this annex concentrates on road vehicles only. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

45 The road vehicles considered in this annex are passenger cars, light commercial vehicles, motor cycles, mopeds and heavy-duty vehicles. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

46 This annex deals with both new and in-use vehicles, with the attention primarily focused on NOx emission control for new vehicle types. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

47 Cost figures for the various technologies given are expected production costs rather than retail prices. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

48 It is important to ensure that new-vehicle emission standards are maintained in service. This can be done through inspection and maintenance programmes, ensuring conformity of production, full useful-life durability, warranty of emission-control components, and recall of defective vehicles. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

49 x Fiscal incentives can encourage the accelerated introduction of desirable technology. Retrofit is of limited benefit for NOreduction, and may be difficult to apply to more than a small percentage of the vehicle fleet. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

50 Technologies that incorporate catalytic converters with sparkignited petrol engines require the use of unleaded fuel, which should be made generally available. The use of after-treatment technologies in diesel engines like oxidation catalysts or particulate traps requires the use of low-sulphur fuels (maximum 0,05% S content). 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

51 x x The management of urban and loog-distance traffic, though not elaborated in this annex, is important as an efficient additional approach to reducing emissions including NO. Measures to reduce NOemission and other air pollutants may include enforcement of speed limits and efficient traffic management. Key measures for traffic management aim at changing the modal split of public and long-range transport especially in sensitive areas like cities or the Alps by transferring transport from road to rail through tactical, structural, financial and restrictive elements and also by optimizing the logistics of the delivery systems. They will also be beneficial for other harmful effects of traffic expansion such as noise, congestion, etc. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

52 x x x A variety of technologies and design options are available making simultaneous control of different pollutants possible. For some applications reverse effects have been experienced when reducing NOemissions (e.g. non-catalyst petrol or diesel engines). This may change with the employment of new technologies (e.g. after-treatment cleaning devices and electronics). Reformulated diesel fuel and fuel containing post-combustion NOreducing additives may also have a role in a strategy to combat diesel vehicle NO. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

53 x The main technologies for controlling NOemissions are listed in table 2. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

54 1) Replaced by Regulation No. 83. 1958 Agreement concerning the Adoption of Uniform Conditions of Approval and Reciprocal Recognition of Approval for Motor Vehicle Equipment and Parts The basis for comparison in table 2 is technology option B, representing non-catalytic technology designed in response to the requirements of the United States for 1973/74 or of ECE Regulation 15-04pursuant to the. The table also presents typical emission levels for open- and closed-loop catalytic control as well as their cost. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

55 The ‘‘uncontrolled’’ level (A) in table 2 refers to the 1970 situation in the ECE region, but may still prevail in certain areas. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

56 The emission level in table 2 reflects emissions measured with standard test procedures. Emissions from vehicles on the road may differ because of the effect of, inter alia, ambient temperature, operating conditions (especially at higher speed), fuel properties, and maintenance. However, the reduction potential indicated in table 2 is considered representative of reductions achievable in use. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

57 x x The most efficient currently available technology for NOreduction is option E. This technology achieves large reductions of NO, volatile organic compounds (VOC), and CO emissions. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

58 x In response to regulatory programmes for further NOemission reductions (e.g. low-emission vehicles in California), advanced closedloop three-way catalyst systems are being developed (option F). These improvements will focus on engine management, very precise control of air-fuel ratio, heavier catalysts loading, on-board diagnostic systems (OBD) and other advanced control measures. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

59 x x x x Convention Although actual NOemissions of motor cycles and mopeds are very low (e.g. with two-stroke engines), their NOemissions should be considered. While VOC emissions of the vehicles are going to be limited by many Parties to the, their NOemissions may increase (e.g. with four-stroke engines). Generally the same technology options as described for petrol-fuelled passenger cars are applicable. In Austria and Switzerland strict NOemission standards are already implemented. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

60 In table 3 three technology options are summarized. The baseline engine configuration is the turbocharged diesel engine. The trend is towards turbocharged engines with intercooling, advanced fuel injection systems and electronic control. This trend may have the potential to improve baseline fuel consumption performance. Comparative etimates of fuel consumption are not included. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

61 To promote durable emission-control systems, consideration should be given to emission standards that may not be exceeded for the ‘‘full useful life’’ of the vehicle. Surveillance programmes are needed to enforce this requirement. Under such programmes, manufacturers are responsible for recalling vehicles that fail to meet the required standards. To ensure that the owner has no production-related problems, manufacturers should provide warranties for emission-control components. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

62 There should not be any devices to reduce the efficiency or switch off the emission control systems during any operating conditions except conditions which are indispensable for trouble-free running (e.g. cold start). 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

63 The inspection and maintenance programme has an important secondary function. It may encourage regular maintenance and discourage vehicle owners from tampering with or disabling the emission controls, both through direct enforcement and public information. Inspection should verify that emission controls are in their original working order. It should also ensure that emission control systems have not been removed. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

64 Improved monitoring of emission control performance can be achieved by on-board diagnostic systems (OBD) which monitor the functioning of emission control components, store fault codes for futher interrogation and call the attention of the driver to ensure the repair in case of malfunction. 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

65 x Inspection and maintenance programmes can be beneficial for all types of control technology by ensuring that new-vehicle emission levels are maintained. For catalyst-controlled vehicles it is essential to ensure that the new-vehicle specifications and settings are maintained to avoid deterioration of all major pollutants, including NO. Source category (i): Public power, cogeneration and district heating Source category (ii): Commercial, institutional and residential combustion plants Source category (iii): Industrial combustion plants and processes with combustion Source category (iv): Non-combustion processes Source category (v): Extraction, processing and distribution of fossil fuels Source category (VI): Waste treatment and disposal Emission control technologies for petrol- and diesel-fuelled passenger cars and light commercial vehicles Note: Options C, D, E, F require the use of unleaded petrol; options H and I require the use of low-sulphur diesel fuel. Heavy-duty vehicle technologies, emission performance and costs Note: Option C requires the use of low-sulphur diesel fuel. Table 1 Table 2 Table 3 Energy source Uncontrolled Emissions Process and Combustion Modifications Flue Gas Treatment: (a) Non-catalytic (b) Catalytic (after primary measures) 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW Boilers: 4) At 5% O 2 . - Coal, WBB 1500-2 200 530-770 1 000-1 800 350-630 3-25 no data no data <200 <70 12) Tail gas SCR configuration as opposed to high dust. 50-100 (125-200) S) - Coal, DBB 800-1500 280-530 300-850 100-300 3-25 200-400 70-140 9-11 <200 <70 12) Tail gas SCR configuration as opposed to high dust. 50-100 (115-200) 5) At 6% O2. - Brown coal 450-750 189-315 190-300 80-126 30-40 <200 <84 <200 <85 80-100 6) At 3% O2. - Heavy oil 700-1 400 140-400 150-500 40-140 up to 20 175-250 50-70 6-8 < 150 <40 50-70 6) At 3% O2. - Light oil 350-1 200 100-332 100-350 30-100 up to 20 no data 6-8 <150 <40 50-70 14) Bitumen emulsion. - BE 800 no data no data no data no data 6) At 3% O2. - Natural gas 150-600 40-170 50-200 15-60 3-20 no data 5-7 <100 <30 FBC 200-700 180-400 7) Incl. costs for boiler. 1 400-1 600 <130 no data PFBC 150-200 50-70 7) Incl. costs for boiler. 1100 60 <140 <50 13) At 15% O2. IGCC 13) At 15% O2. 18) With supplementary firing; approximate additional thermal NOx: 0–20 g/GJ. Gas turbines + CCGT <600 <100 Investment Cost: no data – natural gas 165-310 140-270 30-150 26-130 Dry : 50-100 el ECU/kW NA 20 17 – diesel oil 235-430 200-370 50-200 45-175 Wet: 10-50 el ECU/kW NA 120-180 70 4) At 5% O 2 . IC Engines el (natural gas < 1 MW) 4 800-6 300 1 500-2 000 320 -640 100-200 Energy source Uncontrolled Emissions Process and Combustion Modifications Flue Gas Treatment: (a) Non- catalytic (b) Catalytic (after primary measures) 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW Coal 110-500 40-175 Brown coal 70-400 30-160 Light oil 180-440 50-120 130-250 35-70 Gas 140-290 40-80 60-150 16-40 2-10 15) Untreated wood only. Wood 85-200 50-120 70-140 40-80 Energy source Uncontrolled Emissions Process Modifications Flue Gas Treatment: (a) Non-catalytic (b) Catalytic (after primary measures) 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW Industrial combustion plants: 8) At 7% O2. - Goal PF 600-2 200 200-770 up to 700 up to 245 - Coal, 3) Reduction generally achieved in combination with primary measures. Reduction efficiency between 80 and 95%. grates 150-600 50-200 up to 500 up to 175 - Brown coal 200-800 80-340 - Heavy 6) At 3% O2. Oil 400-1 000 110-280 up to 650 up to 180 - Light 6) At 3% O2. 0iI 150-400 40-110 up to 250 up to 70 - Natural 6) At 3% O2. gas 100-300 30-80 up to 150 up to 42 2-10 13) At 15% O2. 18) With supplementary firing; approximate additional thermal NOx: 0–20 g/GJ. Gas turbines + CCG Investment Cost: - natural gas 165-310 140-270 30-150 26-130 Dry: 50-100 el ECU/kW N/A 20 17 - diesel oil 235-430 200-370 50-200 45-175 Wet: 10-50 el ECU/kW N/A 120-180 70 8) At 7% O2. FBC 100-700 100-600 Energy source Uncontrolled Emissions Process Modifications Flue Gas Treatment: (a) Non-catalytic (b) Catalytic (after primary measures) 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW el 4) At 5% O 2 . IC Engines (natural gas) < IMW 4 800-6 300 1 500-2 000 320-640 100-200 Industrial processes: - Calcination Glass: 1 000-2 000 500-800 - Plate glass 6 kg/t 500-2 000 <500 - Containers 2.5 kg/t - Fibreglass 0.5 kg/t - Industrial Metals: 4.2 kg/t - Sintering 16) Heat recovery and gass recirculation. 300-500 1,5 kg/t <500 - Coke ovens 1000 1 kg/t - Baked carbon fuels <3 000 Electric arc furnaces 50-200 Paper and pulp: - Black liquor 17) For dry substance < 75%. 170 (50-80 g/GJ) (20-40 g/GJ) 60 13-20 Energy source Uncontrolled Emissions Process Modifications Flue Gas Treatment: (a) Non- catalytic (b) Catalytic (after primary measures) 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 9) Emissions from industrial processes are generally expressed as kg/t of product. kg/t 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 9) Emissions from industrial processes are generally expressed as kg/t of product. kg/t 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/t 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m kg/t eI 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 9) Emissions from industrial processes are generally expressed as kg/t of product. kg/t eI 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW Nitric acid: - Low pressure (1-2.2 bar) 5 000 16.5 - Medium pressure (2.3-8 bar) approx. 1000 3.3 - High pressure (8-15 bar) <380 < 1.25 0.01-0.8 - HOKO (-50 bar) <380 < 1.25 Pickling: - Brass 10) g/m2 surface area. 25 - Stainless steel 0.3 - Carbon steel 0.1 Energy source Uncontrolled Emissions Process and Combustion Modifications Flue Gas Treatment: (a) Non-catalytic (b) Catalytic (after primary measures) 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ d 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ cl 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ cl 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW> 5) At 6% O2. Refineries - 1000 100-700 Energy Uncontrolled Emissions Process and Combustion Modifications Flue Gas Treatment: (a) Non- catalytic (b) Catalytic (after primary measures) 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 Emissions in mg/mNO2 (STP dry) resp. g/GJ thermal input. Conversion factors (mg/mto g/GJ) for NOX emission from coal (hard coal): 0.35, coal (lignite): 0.42, oil/gas: 0.277, peat: 0.5, wood + bark: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Total investments 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 11) At 11% O2. Incineration 250-500 200-400 <100 Technology option x NOemission level (%) 1) Per vehicle, relative to technology option B. NOx) requirements may have an effect on fuel prices and refinery production costs, but this is not included in the estimated additional production cost. Estimated additional production cost(US$) Petrol-fuelled A. Uncontrolled situation 100 – B. Engine modifications (engine design, carburation and ignition systems, air injection) 70 2) Costs for engine modifications from options A tot B are estamited at US$ 40–100. C. Open-loop catalyst 50 150–200 D. Closed-loop three-way catalyst 25 3) x Under technology options D, E and F, CO and VOC emissions are also substantially reduced, in addition to NOreductions. Technology options B and C result also in CO and VOC control. 250–450 E. Advanced closed-loop three-way catalyst 10 3) x Under technology options D, E and F, CO and VOC emissions are also substantially reduced, in addition to NOreductions. Technology options B and C result also in CO and VOC control. 350–600 F. Californian low-emission vehicles (advanced option E) 6 3) x Under technology options D, E and F, CO and VOC emissions are also substantially reduced, in addition to NOreductions. Technology options B and C result also in CO and VOC control. > 700 Diesel-fuelled G. Conventional indirect injection diesel engine 40 H. Indirect injection engine with secondary injection, high injection pressures electronically controlled 30 4) Fuel consumption is reduced as compared to option G, while particulate emissions of technology option G are considerably higher. 1 000–1 200 I. Direct injection engine with turbocharging 50 4) Fuel consumption is reduced as compared to option G, while particulate emissions of technology option G are considerably higher. 1 000–1 200 Technology option x NOemission level (%) 1) x Per vehicle, and depending on engine size relative to baseline technology A. NO) requirements may have an effect on fuel prices and refinery production costs, but this is not included in the estimated additional production cost. Expected additional production cost(US$) A. Turbocharged diesel engine (EURO I) 100 0 B. Turbocharged diesel engine with intercooling (EURO II) 85 1 500–3 000 C. Turbocharged diesel engine with intercooling, high pressure fuel injection, electronically controlled fuel pump, combustion chamber and port optimalization, exhaust gas recirculation (EGR) 50–60 3 000–6 000 D. Shift to spark ignition engine with three-way-catalytic converter working on LPG, CNG or oxygenated fuels 10–30 up to 10 000 1995 200 17-08-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

Artikel 1 Begripsomschrijvingen Voor de toepassing van dit Protocol wordt verstaan onder: 1. Verdrag „”: het Verdrag betreffende grensoverschrijdende luchtverontreiniging over lange afstand, aangenomen op 13 november 1979 in Genève; 2. „EMEP”: het Programma voor samenwerking inzake de bewaking en evaluatie van het transport van luchtverontreinigende stoffen over lange afstand in Europa; 3. Verdrag artikel 10, eerste lid, van het Verdrag „Uitvoerend Orgaan”: het Uitvoerend Orgaan voor het, opgericht ingevolge het bepaalde in; 4. artikel 1, vierde punt, van het Protocol bij het Verdrag van 1979 betreffende grensoverschrijdende luchtverontreiniging over lange afstand aangaande de langlopende financiering van het programma voor samenwerking inzake de bewaking en evaluatie van het transport van luchtverontreinigende stoffen over lange afstand in Europa (EMEP) „Geografische reikwijdte van het EMEP”: het gebied, omschreven in, aangenomen op 28 september 1984 in Genève; 5. „Partijen”: tenzij de context anderszins vereist, de Partijen bij dit Protocol; 6. „Commissie”: de Economische Commissie voor Europa van de Verenigde Naties; 7. „Kritische belasting”: een kwantitatieve schatting van de blootstelling aan één of meer verontreinigende stoffen, beneden welke zich volgens de huidige kennis geen aanzienlijke schadelijke gevolgen voor nader omschreven gevoelige bestanddelen van het milieu voordoen; 8. „Belangrijke bestaande stationaire bron”: elke bestaande stationaire bron met een thermisch vermogen van tenminste 100 MW; 9. „Belangrijke nieuwe stationaire bron”: elke nieuwe stationaire bron met een thermisch vermogen van tenminste 50 MW; 10. „Belangrijke categorie van bronnen”: elke categorie van bronnen die luchtverontreinigende stoffen in de vorm van stikstofoxiden uitstoot of kan uitstoten, met inbegrip van de categorieën beschreven in de Technische Bijlage, en die een bijdrage levert van tenminste 10 procent van de totale nationale emissies van stikstofoxiden op jaarbasis zoals gemeten of berekend in het eerste kalenderjaar na de datum van inwerkingtreding van dit Protocol en elk vierde jaar daarna; 11. „Nieuwe stationaire bron”: elke stationaire bron met de bouw of ingrijpende wijziging waarvan een aanvang is gemaakt na het verstrijken van twee jaar na de datum van inwerkingtreding van dit Protocol; en 12. „Nieuwe mobiele bron”: een motorvoertuig of andere mobiele bron vervaardigd na het verstrijken van twee jaar na de datum van inwerkingtreding van dit Protocol. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Artikel 2 Fundamentele verplichtingen 1 De Partijen nemen, zo spoedig mogelijk en als eerste stap, doeltreffende maatregelen ter beheersing en/of vermindering van hun nationale jaarlijkse emissies van stikstofoxiden of de grensoverschrijdende stromen van deze verbindingen zodat deze, uiterlijk op 31 december 1994, niet groter zijn dan hun nationale jaarlijkse emissies van stikstofoxiden of de grensoverschrijdende stromen van deze emissies in het kalenderjaar 1987 of een eerder jaar, aan te geven bij ondertekening van of toetreding tot het Protocol mits daarnaast, wat betreft een Partij die zulk een eerder jaar aangeeft, haar nationale gemiddelde jaarlijkse grensoverschrijdende stromen of nationale gemiddelde jaarlijkse emissies van stikstofoxiden in het tijdvak van 1 januari 1987 tot 1 januari 1996 niet groter zijn dan haar grensoverschrijdende stromen in het kalenderjaar 1987. 2 Bovendien zullen de Partijen in het bijzonder en uiterlijk twee jaar na de datum van inwerkingtreding van dit Protocol: (a) nationale emissienormen toepassen op belangrijke nieuwe stationaire bronnen en/of categorieën van bronnen, en op ingrijpend gewijzigde stationaire bronnen in belangrijke categorieën van bronnen, gebaseerd op de beste beschikbare technologieën die economisch uitvoerbaar zijn, in aanmerking nemend de Technische Bijlage; (b) nationale emissienormen toepassen op nieuwe mobiele bronnen in alle belangrijke categorieën van bronnen, gebaseerd op de beste beschikbare technologieën die economisch uitvoerbaar zijn, in aanmerking nemend de Technische Bijlage en de desbetreffende besluiten genomen in het kader van het Inland Transport Committee van de Commissie; en (c) maatregelen ter bestrijding van verontreiniging invoeren met betrekking tot belangrijke bestaande stationaire bronnen, in aanmerking nemend de Technische Bijlage en de kenmerken van de installatie, de ouderdom en de mate van gebruik daarvan en de noodzaak nodeloze verstoring van de exploitatie te vermijden. 3 (a) De Partijen beginnen als tweede stap uiterlijk zes maanden na de datum van inwerkingtreding van dit Protocol onderhandelingen omtrent verdere stappen ter vermindering van de nationale jaarlijkse emissies van stikstofoxiden of de grensoverschrijdende stromen van zodanige emissies, rekening houdend met de beste beschikbare wetenschappelijke en technologische ontwikkelingen, internationaal aanvaarde kritische belastingen en andere gegevens voortvloeiend uit het ingevolge artikel 6 opgestelde werkprogramma. (b) Hiertoe werken de Partijen samen teneinde te komen tot vaststelling van: (i) Kritische belastingen; (ii) Verminderingen van nationale jaarlijkse emissies van stikstofoxiden of grensoverschrijdende stromen van zodanige emissies zoals vereist voor het verwezenlijken van de op kritische belastingen gebaseerde overeengekomen doelstellingen; en (iii) Maatregelen en een uiterlijk 1 januari 1996 aanvangend tijdschema om zodanige verminderingen te bereiken. 4 De Partijen kunnen stringentere maatregelen nemen dan die welke in dit artikel zijn voorgeschreven. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Artikel 3 Uitwisseling van technologie 1 De Partijen vergemakkelijken, in overeenstemming met hun nationale wetten, voorschriften en gewoonten, de uitwisseling van technologie ter vermindering van emissies van stikstofoxiden, met name door de bevordering van: (a) Commerciële uitwisseling van beschikbare technologie; (b) Rechtstreekse contacten en samenwerking tussen industrieën, met inbegrip van gezamenlijke ondernemingen; (c) Uitwisseling van informatie en ervaring; en (d) Verlening van technische bijstand. 2 Ter bevordering van de in letters (a) tot en met (d) hierboven genoemde activiteiten, scheppen de Partijen gunstige voorwaarden door contacten en samenwerking tussen daarvoor in aanmerking komende organisaties en personen in de particuliere en de openbare sector die technologie, ontwerp- en constructiediensten, apparatuur of financiering kunnen verschaffen, te vergemakkelijken. 3 De Partijen beginnen uiterlijk zes maanden na de datum van inwerkingtreding van dit Protocol procedures te bestuderen voor het scheppen van gunstiger voorwaarden voor de uitwisseling van technologie ter vermindering van emissies van stikstofoxiden. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Artikel 4 Loodvrije brandstof De Partijen maken zo spoedig mogelijk en uiterlijk twee jaar na de datum van inwerkingtreding van dit Protocol in voldoende mate loodvrije brandstof verkrijgbaar, in bepaalde gevallen tenminste langs de internationale hoofdverkeerswegen, ter vergemakkelijking van het verkeer van voertuigen die zijn uitgerust met een katalysator. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Artikel 5 Herziening 1 De Partijen onderwerpen dit Protocol regelmatig aan een toetsing, rekening houdend met de beste beschikbare wetenschappelijke verworvenheden en technologische ontwikkeling. 2 Het eerste onderzoek vindt plaats uiterlijk één jaar na de datum van inwerkingtreding van dit Protocol. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Artikel 6 Te verrichten werkzaamheden Verdrag De Partijen kennen een hoge prioriteit toe aan onderzoek en observaties met betrekking tot de ontwikkeling en toepassing van een op kritische belastingen gebaseerde aanpak, teneinde op wetenschappelijke grondslag de noodzakelijke verminderingen van emissies van stikstofoxiden te bepalen. De Partijen streven er in het bijzonder naar, via nationale onderzoekprogramma's, in het werkplan van het Uitvoerend Orgaan en via andere samenwerkingsprogramma's in het kader van het: (a) de gevolgen van emissies van stikstofoxiden voor de mens, flora en fauna, water, bodem en materialen na te gaan en te kwantificeren, rekening houdend met de invloed daarop van stikstofoxiden uit andere bronnen dan atmosferische neerslag; (b) de geografische spreiding van gevoelige gebieden te bepalen; (c) meetmethoden en modelberekeningen te ontwikkelen, met inbegrip van geharmoniseerde methoden voor de berekening van emissies, ter kwantificering van verplaatsing over lange afstand van stikstofoxiden en aanverwante verontreinigende stoffen; (d) de ramingen te verbeteren van het rendement en de kosten van technologieën ter beheersing van emissies van stikstofoxiden en de ontwikkeling van verbeterde en nieuwe technologieën te boekstaven; en (e) in het kader van een op kritische belastingen gebaseerde aanpak methoden te ontwikkelen om te komen tot een samenhangend geheel van wetenschappelijke, technische en economische gegevens teneinde passende beheersingsstrategieën te bepalen. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Artikel 7 Nationale programma 's, beleidslijnen en strategieën Ter uitvoering van de verplichtingen ingevolge dit Protocol stellen de Partijen zonder onnodig uitstel nationale programma's, beleidslijnen en strategieën op, die dienen als middel om emissies van stikstofoxiden of de grensoverschrijdende stromen van deze verbindingen te beheersen en te verminderen. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Artikel 8 Uitwisseling van informatie en jaarlijkse verslaglegging 1 De Partijen wisselen informatie uit door middel van kennisgeving aan het Uitvoerend Orgaan van de nationale programma's, beleidslijnen en strategieën die zij overeenkomstig artikel 7 hebben opgesteld, en door jaarlijkse verslaglegging aan het Orgaan omtrent de vooruitgang die is geboekt in het kader van deze programma's, beleidslijnen en strategieën, alsmede omtrent veranderingen daarin, en in het bijzonder omtrent: (a) de niveaus van de nationale jaarlijkse emissies van stikstofoxiden en de daarvoor gehanteerde berekeningsgrondslag; (b) voortgang bij de toepassing van nationale emissienormen, vereist ingevolge artikel 2, tweede lid, letters (a) en (b), en de toegepaste of toe te passen nationale emissienormen, alsmede de betrokken bronnen en/of categorieën van bronnen; (c) voortgang bij de invoering van de ingevolge artikel 2, tweede lid, letter (c), vereiste maatregelen ter beheersing van de verontreiniging, de betrokken bronnen en de ingevoerde of in te voeren maatregelen; (d) voortgang bij het verkrijgbaar maken van loodvrije brandstof; (e) maatregelen genomen ter vergemakkelijking van de uitwisseling van technologie; en (f) voortgang bij de vaststelling van kritische belastingen. 2 Deze informatie wordt voor zover mogelijk overgelegd volgens een uniform verslagleggingsschema. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Artikel 9 Berekeningen Het EMEP verstrekt het Uitvoerend Orgaan, met gebruikmaking van passende modellen en tijdig voor de jaarvergadering van het Uitvoerend Orgaan, berekeningen van stikstofbudgets en tevens van grensoverschrijdende stromen en depositie van stikstofoxiden binnen de geografische reikwijdte van het EMEP. In gebieden buiten de geografische reikwijdte van het EMEP worden modellen gebruikt passend bij de bijzondere omstandigheden van de Partijen bij het Verdrag in die gebieden. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Artikel 10 Technische Bijlage De Technische Bijlage bij dit Protocol draagt het karakter van een aanbeveling. Zij vormt een integrerend deel van het Protocol. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Artikel 11 Wijzigingen op het Protocol 1 Elke Partij kan wijzigingen op dit Protocol voorstellen. 2 De voorgestelde wijzigingen dienen schriftelijk te worden voorgelegd aan de Uitvoerend Secretaris van de Commissie, die alle Partijen daarvan mededeling doet. Het Uitvoerend Orgaan bespreekt de voorgestelde wijzigingen tijdens zijn eerstvolgende jaarlijkse vergadering, mits deze voorstellen door de Uitvoerend Secretaris tenminste 90 dagen voordien onder de Partijen zijn verspreid. 3 Andere wijzigingen op dit Protocol dan wijzigingen op de Technische Bijlage daarbij dienen bij consensus door de tijdens een vergadering van het Uitvoerend Orgaan aanwezige Partijen te worden aangenomen en worden van kracht voor de Partijen die de wijzigingen hebben aanvaard, op de negentigste dag na de datum waarop tweederde van de Partijen een akte van aanvaarding heeft nedergelegd. Voor elke Partij die wijzigingen aanvaardt nadat tweederde van de Partijen een akte van aanvaarding van de wijzigingen heeft nedergelegd, treden de wijzigingen in werking op de negentigste dag na de datum waarop die Partij haar akte van aanvaarding van de wijzigingen heeft nedergelegd. 4 Wijzigingen op de Technische Bijlage dienen bij consensus door de tijdens een vergadering van het Uitvoerend Orgaan aanwezige Partijen te worden aangenomen en worden van kracht dertig dagen na de datum waarop zij overeenkomstig het vijfde lid zijn medegedeeld. 5 De in het derde en het vierde lid bedoelde wijzigingen dienen zo spoedig mogelijk na hun aanneming te worden medegedeeld aan alle Partijen door de Uitvoerend Secretaris. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Artikel 12 Regeling van geschillen Indien een geschil ontstaat tussen twee of meer Partijen met betrekking tot de uitlegging of de toepassing van dit Protocol, trachten zij tot een oplossing te komen door middel van onderhandelingen of enige andere methode voor de regeling van geschillen die voor de partijen bij het geschil aanvaardbaar is. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Artikel 13 Ondertekening 1 Verdrag Dit Protocol staat open voor ondertekening te Sofia van 1 november 1988 tot en met 4 november 1988 en daarna op de Zetel van de Verenigde Naties te New York tot 5 mei 1989 door de lidstaten van de Commissie, alsmede door de Staten die een raadgevende status bij de Commissie hebben krachtens het bepaalde in paragraaf 8 van Resolutie 36 (IV) van de Economische en Sociale Raad van 28 maart 1947, en door organisaties voor regionale economische integratie die door soevereine Staten die lid zijn van de Commissie zijn opgericht en die bevoegd zijn te onderhandelen over internationale overeenkomsten met betrekking tot de onder dit Protocol vallende aangelegenheden en zulke overeenkomsten te sluiten en toe te passen, mits de betrokken Staten en organisaties Partij bij hetzijn. 2 Deze organisaties voor regionale economische integratie oefenen, wanneer het aangelegenheden betreft die onder hun bevoegdheid vallen, zelfstandig de rechten uit en vervullen de taken die door dit Protocol aan hun lidstaten worden toegekend. In deze gevallen mogen de lidstaten van deze organisaties deze rechten niet individueel uitoefenen. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Artikel 14 Bekrachtiging, aanvaarding, goedkeuring en toetreding 1 Dit Protocol dient te worden bekrachtigd, aanvaard of goedgekeurd door de ondertekenaars. 2 Dit Protocol staat vanaf 6 mei 1989 open voor toetreding door de Staten en organisaties bedoeld in artikel 13, eerste lid. 3 Een Staat of organisatie die tot dit Protocol toetreedt na 31 december 1993 mag de artikelen 2 en 4 niet later ten uitvoer leggen dan op 31 december 1995. 4 De akten van bekrachtiging, aanvaarding, goedkeuring of toetreding worden nedergelegd bij de Secretaris-Generaal van de Verenigde Naties, die de functies van depositaris vervult. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Artikel 15 Inwerkingtreding 1 Dit Protocol treedt in werking op de negentigste dag na de datum waarop de zestiende akte van bekrachtiging, aanvaarding, goedkeuring of toetreding is nedergelegd. 2 Voor elke in artikel 13, eerste lid, bedoelde Staat en organisatie die dit Protocol bekrachtigt, aanvaardt of goedkeurt of daartoe toetreedt na de nederlegging van de zestiende akte van bekrachtiging, aanvaarding, goedkeuring of toetreding, treedt dit Protocol in werking op de negentigste dag na de datum van nederlegging door deze Partij van haar akte van bekrachtiging, aanvaarding, goedkeuring of toetreding. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Artikel 16 Opzegging Na vijf jaar, te rekenen van de datum waarop dit Protocol in werking is getreden voor een Partij, kan deze Partij te allen tijde dit Protocol opzeggen door middel van een aan de depositaris gerichte schriftelijke kennisgeving. Deze opzegging wordt van kracht op de negentigste dag na de datum waarop de depositaris deze kennisgeving heeft ontvangen of op een in de kennisgeving van opzegging aan te geven latere datum. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

Artikel 17 Authentieke teksten Het origineel van dit Protocol, waarvan de Engelse, de Franse en de Russische tekst gelijkelijk authentiek zijn, wordt nedergelegd bij de Secretaris-Generaal van de Verenigde Naties. 1989 59 23-04-1989 11-10-1989 1991 71 15-05-1991 14-02-1991

1 Verdrag x De bijlage heeft tot doel de Partijen bij heteen richtsnoer te bieden bij het zoeken naar mogelijkheden en technieken voor de beheersing van NOter nakoming van hun verplichtingen ingevolge het Protocol. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

2 x Deze bijlage is gebaseerd op gegevens inzake mogelijkheden en technieken voor de vermindering van NO-emissies en de prestaties en kosten daarvan als vervat in officiële documentatie van het Uitvoerend Orgaan en de daaraan ondergeschikte lichamen en in documentatie van het Comité voor Binnenlands Vervoer van de ECE en de daaraan ondergeschikte organen, alsmede op aanvullende informatie, verstrekt door van regeringswege aangewezen deskundigen. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

3 x 2 2 x De bijlage is gericht op de beheersing van NO-emissies, beschouwd als de som van stikstofoxide (NO) en stikstofdioxide (NO), uitgedrukt als NO, en geeft een aantal maatregelen en technieken ter vermindering van NOdie een breed scala van kosten en rendementen bestrijken. Tenzij anders is aangegeven, worden deze technieken geacht hun waarde terdege te hebben bewezen op grond van omvangrijke bedrijfservaring, die in de meeste gevallen werd opgedaan over een periode van ten minste vijf jaar. Deze bijlage kan echter niet als een uitputtende opsomming van beheersingsmogelijkheden worden beschouwd; zij heeft tot doel de Partijen een richtsnoer te bieden bij het zoeken naar de beste beschikbare technologieën die economisch haalbaar zijn als uitgangspunt voor nationale emissienormen en bij de invoering van maatregelen ter bestrijding van verontreiniging. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

4 x x De keuze van maatregelen ter bestrijding van verontreiniging in een bepaald geval hangt af van een aantal factoren, waaronder de desbetreffende bepalingen van wetgevende en regelgevende aard, het verbruikspatroon van primaire energie, de industriële infrastructuur en de economische omstandigheden van de betrokken Partij en, in het geval van stationaire bronnen, de specifieke omstandigheden van de installatie. Tevens dient te worden beseft dat NO-bronnen vaak ook bronnen van andere verontreinigende stoffen zijn, zoals zwaveloxiden (SO), vluchtige organische verbindingen (VOC’s) en zwevende deeltjes. Bij het uitdenken van beheersingsmogelijkheden voor dergelijke bronnen moeten alle verontreinigende emissies gezamenlijk in aanmerking worden genomen, teneinde het totale bestrijdingseffect te maximaliseren en de inwerking op het milieu vanuit de desbetreffende bron tot een minimum te beperken. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

5 x De bijlage is een weergave van de stand van zaken met betrekking tot de kennis van en de ervaring met maatregelen ter beheersing van NO, inclusief aanpassing van bestaande bronnen, die was bereikt in 1992 wat stationaire bronnen betreft, en in 1994 wat mobiele bronnen betreft. Aangezien deze kennis en ervaring zich voortdurend ontwikkelen, met name door middel van achtereenvolgens nieuwe voertuigen waarin lage-emissie-technologie is verwerkt, de ontwikkeling van alternatieve brandstoffen door middel van achtereenvolgens aanpassing van en andere strategieën voor bestaande voertuigen, dient de bijlage regelmatig te worden bijgewerkt en gewijzigd. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

6 x x De verbranding van fossiele brandstoffen is de belangrijkste bron van antropogene NO-emissies uit stationaire bronnen. Daarnaast kunnen enkele processen waarbij geen verbranding optreedt in aanzienlijke mate aan deze emissies bijdragen. De belangrijkste categorieën stationaire bronnen van NO-emissies, gebaseerd op EMEP/CORINAIR ’90, omvatten: a. Openbare elektriciteits-, warmtekracht- en blokverwarmingscentrales: i. stoomketels; ii. stationaire verbrandingsturbines en inwendige-verbrandingsmotoren; b. Stookinstallaties in de sectoren bedrijven, diensten en huishoudens: i. bedrijfsketels; ii. huishoudelijke verwarmingsinstallaties; c. Industriële verbrandingsinstallaties en processen waarbij verbranding optreedt: i. stoomketels en procesfornuizen (geen direct contact tussen rookgas en produkten); ii. processen (direct contact) (bijvoorbeeld calcinatieprocessen in draaiovens, cement- en kalkproduktie enz., glasproduktie, metallurgische bewerking, pulpproduktie); d. Processen waarbij geen verbranding optreedt, (bijvoorbeeld de produktie van salpeterzuur); e. Winning, be-/verwerking en distributie van fossiele brandstoffen; f. Afvalbehandeling en -verwijdering, bijvoorbeeld verbranding van stedelijk en industrieel afval. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

7 x x x x Verdrag Wat het gebied van de ECE betreft, nemen verbrandingsprocessen (categorieën a, b, c en d) 85% van de NO-emissies uit stationaire bronnen voor hun rekening. Processen waarbij geen verbranding optreedt, bijvoorbeeld produktieprocessen, nemen 12% van de totale NO-emissies voor hun rekening en de winning, be/werking en distributie van fossiele brandstoffen 3%. Hoewel in veel ECE-landen elektriciteitscentrales in categorie a de grootste stationaire bron van NO-emissies zijn, is het wegverkeer in het algemeen de grootste afzonderlijke bron van NO- emissies, maar tussen de Partijen bij hetzijn er verschillen in de onderlinge verhouding van deze bronnen. Bovendien mogen industriële bronnen niet over het hoofd worden gezien. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

8 x Algemene mogelijkheden voor NO-vermindering zijn: a. 1) Mogelijkheden a i) en ii) zijn verwerkt in de energiestructuur / het energiebeleid van een Partij. Uitvoeringsstadium, rendement en kosten per sector blijven buiten beschouwing. Maatregelen voor energiebeheer: i. energiebesparing; ii. samenstelling van het energiepakket; b. Technische mogelijkheden: i. overschakelen op andere brandstoffen/brandstofreiniging; ii. andere verbrandingstechnologieën; iii. wijzigingen in het verbrandingsproces en andere processen; iv. rookgasbehandeling. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

9 x Teneinde het meest efficiënte programma voor NO-vermindering te verkrijgen, naast de in letter a genoemde maatregelen, kan een combinatie van de in letter b gegeven technische mogelijkheden worden overwogen. Daarnaast behoeft de combinatie van wijzigingen in het verbrandingsproces en rookgasbehandeling een op de locatie toegesneden evaluatie. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

10 x 2 2 In sommige gevallen kunnen mogelijkheden voor de vermindering van NO-emissies ook leiden tot een vermindering van de emissies van COen SOen andere verontreinigende stoffen. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

11 x Verstandig gebruik van energie (verbetering van rendement en processen, warmtekrachtkoppeling en/of beheer van de vraag) leidt gewoonlijk tot een vermindering van NO-emissies. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

12 x In het algemeen kunnen de NO-emissies worden verminderd door het aandeel van de energiebronnen waarvoor geen verbranding nodig is (d.w.z. waterkracht, kern- en windenergie, enz.) in het energiepakket te vergroten. Verdere milieu-effecten moeten echter in beschouwing worden genomen. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

13 x In Tabel 1 zijn de onbestreden NO-emissiewaarden weergegeven die voor de verschillende sectoren worden verwacht bij de verbranding van fossiele brandstoffen. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

14 x x Overschakelen op andere brandstoffen (bijvoorbeeld van brandstoffen met hoog stikstofgehalte op brandstoffen met laag stikstofgehalte of van steenkool op gas) kan leiden tot lagere NO-emissies, maar er kan sprake zijn van bepaalde restricties, zoals de beschikbaarheid van brandstoffen waarbij weinig NOvrijkomt (bijvoorbeeld aardgas op bedrijfsniveau) en de mogelijkheden om bestaande ovens aan andere brandstoffen aan te passen. In veel ECE-landen worden sommige verbrandingsinstallaties op steenkool of olie vervangen door gasgestookte verbrandingsinstallaties. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

15 Het verwijderen van stikstof uit brandstof is geen rendabele oplossing. Uitbreiding van de toepassing van de kraaktechnologie in raffinaderijen leidt echter ook tot een verlaging van het stikstofgehalte in het eindprodukt. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

16 x Er zijn verbrandingstechnologieën met een beter thermisch rendement en minder NO-emissies. Dit zijn o.a.: a. warmtekrachtkoppeling met gebruikmaking van gasturbines en motoren; b. wervelbedverbranding (FBC): vast bed (BFBC) en circulerend bed (CFBC); c. stoom/gasturbine-cyclus met geı¨ntegreerde kolenvergassing (IGCC); d. stoom/gasturbine-cyclus (CCGT). 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

17 De emissiewaarden bij deze technieken zijn beknopt weergegeven in Tabel 1. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

18 x x Stationaire verbrandingsturbines kunnen ook in bestaande conventionele elektriciteitscentrales worden geïntegreerd (zogeheten „topping”). Het totale rendement kan met 5 tot 6% toenemen, maar de bereikbare NO-vermindering is afhankelijk van de omstandigheden die worden bepaald door de locatie en de gebruikte brandstof. Gasturbines en -motoren worden op grote schaal toegepast bij warmtekrachtkoppeling. Doorgaans kan een energiebesparing van circa 30% worden bereikt. Bij beide technieken is aanzienlijke vooruitgang geboekt in het verminderen van NO-emissies door middel van vernieuwingen in de verbrandings- en systeemtechnologie. Hiervoor zijn echter ingrijpende veranderingen in het bestaande ketelsysteem noodzakelijk. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

19 th th th Wervelbedverbranding (FBC) is een verbrandingstechnologie voor het verbranden van steenkool en bruinkool, maar hiermee kunnen ook andere vaste brandstoffen worden verbrand, zoals petroleumcokes en laagwaardige brandstoffen, zoals afval, turf en hout. Bovendien kunnen de emissies worden verminderd door middel van een geïntegreerde verbrandingsregeling in het systeem. Een nieuwere vorm van wervelbedverbranding is wervelbedverbranding onder druk (PFBC), die thans op de markt wordt gebracht voor de opwekking van elektriciteit en warmte. De totale bestaande capaciteit van wervelbedverbranding bedraagt ca. 30.000 MW(250 tot 350 installaties), waaronder 8.000 MWin installaties met een capaciteit van > 50 MW. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

20 el Bij het IGCC-proces wordt kolenvergassing geïntegreerd met elektriciteitsopwekking in gecombineerde cyclus van gas- en stoomturbine. De vergaste kool wordt verbrand in de verbrandingskamer van de gasturbine. Deze technologie bestaat ook voor residuen van zware olie en bitumenemulsie. De bestaande capaciteit bedraagt thans ca. 1.000 MW(5 installaties). 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

21 x Momenteel worden gasgestookte elektriciteitscentrales met een rendement van 48-52% en verlaagde NO-emissies gepland die gebruik maken van gecombineerde cyclus en geavanceerde gasturbines. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

22 x Er worden maatregelen toegepast om de vorming van NOtijdens het verbrandingsproces te beperken. Deze omvatten regeling van de verbrandingsluchtverhouding, vlamtemperatuur, brandstof/lucht-verhouding, enz. De onderstaande verbrandingstechnieken zijn, hetzij afzonderlijk, hetzij in combinatie, beschikbaar voor nieuwe en bestaande installaties. Zij worden op grote schaal toegepast in de elektriciteitssector en op sommige gebieden van de industriesector: a. 1) Gangbare aanpassingsmaatregelen, met beperkt rendement en beperkte toepassingsmogelijkheden. verbranding met geringe lucht-overmaat (LEA); b. 1) Gangbare aanpassingsmaatregelen, met beperkt rendement en beperkte toepassingsmogelijkheden. verminderde-lucht-voorverwarming (RAP); c. 1) Gangbare aanpassingsmaatregelen, met beperkt rendement en beperkte toepassingsmogelijkheden. brander uit bedrijf (getrapte luchtvervoer) (BOOS); d. 1) Gangbare aanpassingsmaatregelen, met beperkt rendement en beperkte toepassingsmogelijkheden. brander-onbalans (getrapte brandstoftoevoer) (BBF); e. x 1) Gangbare aanpassingsmaatregelen, met beperkt rendement en beperkte toepassingsmogelijkheden. 2) Geaccepteerde moderne techniek in nieuwe installaties. lage-NO-branders (LNB);en f. 2) Geaccepteerde moderne techniek in nieuwe installaties. rookgasrecirculatie (FGR); g. 1) Gangbare aanpassingsmaatregelen, met beperkt rendement en beperkte toepassingsmogelijkheden. 2) Geaccepteerde moderne techniek in nieuwe installaties. getrapte verbranding/bovenluchtbedrijf (OFA);en h. x 3) Uitgevoerd in op zichzelf staande grote installaties in de bedrijfssector; slechts beperkte praktijkervaring. in-vuurhaard-NO-reductie (IFNR); i. 4) Voor verbrandingsturbines. water-/stoominjectie en arm-mengsel-stooktechniek met voormenging. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

23 De emissiewaarden dankzij de toepassing van deze technieken zijn beknopt weergegeven in Tabel 1 (hoofdzakelijk op basis van ervaring in elektriciteitscentrales). 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

24 x x Het verbrandingsproces wordt voortdurend verder ontwikkeld en verbeterd. In-vuurhaard-NO-reductie wordt getest in enkele grote demonstratie-installaties, terwijl fundamentele wijzigingen in het verbrandingsproces hoofdzakelijk worden doorgevoerd in het ontwerp van stoomketels en branders. De ontwerpen van moderne vuurhaarden omvatten bijvoorbeeld poorten voor bovenluchtverbranding en gas-/ oliebranders zijn geschikt gemaakt voor rookgasrecirculatie. De laatste generatie lage-NO-branders kent een combinatie van zowel getrapte luchttoevoer als getrapte brandstoftoevoer. In de afgelopen jaren is in lidstaten van de ECE sprake van een opmerkelijke toeneming van volledige aanpassing van bestaande installaties om wijzigingen in het verbrandingsproces te verwezenlijken. In 1992 was er in totaal ca. 150.000 MW geïnstalleerd. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

25 x x x Rookgasbehandeling heeft tot doel reeds gevormde NOte verwijderen en wordt ook betiteld als secundaire maatregelen. Het is gebruikelijk om, waar mogelijk, primaire maatregelen toe te passen als eerste stap ter vermindering van NOalvorens tot rookgasbehandeling over te gaan. De geaccepteerde moderne methoden voor rookgasbehandeling zijn alle gebaseerd op de verwijdering van NOdoor middel van een droog chemisch proces. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

26 Deze methoden zijn de volgende: a. selectieve katalytische reductie (SCR); b. selectieve niet-katalytische reductie (SNCR); c. x x gecombineerde NO/SO-verwijderingsprocessen: i. actieve-koolstofprocessen (AC); ii. x x gecombineerde katalytische NO/SO-verwijdering. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

27 el el el el x De emissiewaarden voor SCR en SNCR zijn beknopt weergegeven in Tabel 1. De gegevens zijn gebaseerd op de praktijkervaring in een groot aantal installaties waar deze technieken zijn toegepast. In 1991 waren er in het Europese deel van de ECE ca. 130 SCR-installaties, overeenkomend met 50.000 MW, 12 SNCR-installaties (2.000 MW), 1 AC-installatie (250 MW) en 2 installaties met gecombineerde katalytische processen (400 MW) gebouwd. Het rendement van NO-verwijdering bij AC en gecombineerde katalytische processen is vergelijkbaar met dat van SCR. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

28 x In Tabel 1 zijn ook de kosten van de toepassing van NO-verminderingstechnologieën beknopt weergegeven. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

29 x Anders dan bij de meeste verbrandingsprocessen, heeft de toepassing van wijzigingen in het verbrandingsproces en/of andere processen in de industriesector vele procesgebonden beperkingen. In cementovens of glassmeltovens zijn bijvoorbeeld bepaalde hogere temperaturen noodzakelijk om de kwaliteit van het produkt te garanderen. Wijzigingen in het verbrandingsproces die doorgaans worden toegepast zijn getrapte verbranding/lage-NO-branders, rookgasrecirculatie en procesoptimalisatie (bijvoorbeeld precalcinatie in cementovens). 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

30 In Tabel 1 worden enkele voorbeelden gegeven. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

31 x De onderstaande neveneffecten zullen geen beletsel vormen voor de toepassing van een technologie of methode, maar moeten in overweging worden genomen wanneer er verschillende mogelijkheden voor NO-vermindering zijn. Deze neveneffecten kunnen in het algemeen echter door een goed ontwerp en een goede bedrijfsvoering worden beperkt: a. wijzigingen in het verbrandingsproces: mogelijke daling van het totale rendement; toename van CO-vorming en koolwaterstofemissies; corrosie ten gevolge van reducerende atmosfeer; 2 mogelijke NO-vorming in systemen met wervelbedverbranding; mogelijke toename van het koolstofgehalte in de vliegas; b. SCR: 3 NHin de vliegas; vorming van ammoniumzouten in installaties verderop in het proces; deactivering van de katalysator; 2 3 toenemende omzetting van SOin SO; c. SNCR: 3 NHin de vliegas; vorming van ammoniumzouten in installaties verderop in het proces; 2 mogelijke vorming van NO. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

32 Wat bijprodukten betreft, zijn gedeactiveerde katalysatoren bij het SCR-proces de enige produkten van belang. Omdat deze als afval worden aangemerkt, kunnen zij niet zonder meer worden verwijderd; er bestaan echter mogelijkheden voor hergebruik. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

33 3 3 De produktie van de reagentia ammoniak en ureum voor rookgasbehandeling omvat een aantal afzonderlijke stadia waarvoor energie en grondstoffen nodig zijn. Opslagsystemen voor ammoniak vallen onder de desbetreffende veiligheidswetgeving en deze systemen zijn ontworpen als volledig gesloten systemen, met als resultaat een minimum aan ammoniakemissies. Het gebruik van NHstaat echter niet ter discussie, zelfs niet wanneer men de indirecte emissies verband houdend met de produktie en het vervoer van NHin aanmerking neemt. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

34 De maatregelen genomen ter uitvoering van nationale strategieën en beleidslijnen ter bestrijding van luchtvervuiling omvatten voorschriften van wetgevende en regelgevende aard, economische prikkels en ontmoedigingsmaatregelen, alsmede technologische vereisten (beste beschikbare technologie). 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

35 x In het algemeen kunnen emissiebeperkende normen per emissiebron worden opgesteld, naar gelang de grootte van de installatie, de werkwijze, de verbrandingstechnologie, het type brandstof en naar gelang het een nieuwe of een bestaande installatie betreft. Een andere benadering die ook wordt gehanteerd, is een doel vaststellen voor de vermindering van de totale NO-emissies uit een groep bestaande bronnen en de Partijen toestaan te kiezen waar maatregelen moeten worden genomen om dit doel te bereiken („bubble concept”). 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

36 x Op het beperken van de NO-emissies tot de binnen het kader van de nationale wetgeving vastgestelde waarden dient te worden toegezien door middel van een permanent monitoring- en rapportagesysteem en hiervan dient verslag te worden gedaan aan de toezichthoudende autoriteiten. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

37 Er zijn verscheidene monitoringsystemen beschikbaar, die werken met zowel continue als niet-continue meetmethoden. De kwaliteitseisen verschillen echter tussen de Partijen. De metingen dienen te worden verricht door gekwalificeerde instituten en met goedgekeurde meet-/ monitoringsystemen. Hiertoe zou een stelsel van certificering de beste garantie kunnen bieden. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

38 In het kader van moderne geautomatiseerde monitoringsystemen en procesbesturingsapparatuur levert rapportage geen problemen op. Het verzamelen van gegevens voor verder gebruik is een geaccepteerde moderne techniek. De gegevens die aan de bevoegde autoriteiten moeten worden doorgegeven, verschillen echter van Partij tot Partij. Om deze beter te kunnen vergelijken, zouden de te rapporteren gegevens en voorschriften moeten worden geharmoniseerd. Harmonisatie is ook gewenst voor het waarborgen van de kwaliteit van meet-/monitoringsystemen. Dit moet in aanmerking worden genomen bij het vergelijken van gegevens afkomstig van verschillende Partijen. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

39 Teneinde onderlinge afwijkingen en tegenstrijdigheden te vermijden, moeten belangrijke aangelegenheden en parameters, met inbegrip van de onderstaande, goed worden omschreven: omschrijven van de normen uitgedrukt in ppmv, mg/m3, g/GJ, kg/h of kg/t van het produkt. De meeste van deze eenheden moeten worden berekend en nader worden gespecificeerd wat betreft gastemperatuur, vochtigheid, druk, zuurstofgehalte of thermische belasting; omschrijven van het tijdvak waarover de normen kunnen worden gemiddeld, uitgedrukt in uren, maanden of een jaar; omschrijven van de duur van storingen en de bijbehorende noodregelingen betreffende het overbruggen van monitoringsystemen of het buiten werking stellen van de installatie; omschrijven van de methoden voor het achteraf aanvullen van gegevens die ontbreken of verloren zijn gegaan ten gevolge van een storing in de apparatuur; omschrijven van de reeks parameters die moet worden gemeten. De noodzakelijke informatie kan variëren, afhankelijk van het soort industriële processen. Dit heeft tevens betrekking op de plaatsing van het meetpunt binnen het systeem. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

40 Er moet worden gezorgd voor kwaliteitscontrole op de metingen. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

41 x De voornaamste mobiele bronnen van antropogene NO-emissies omvatten: Wegvoertuigen: Terreinvoertuigen: Overige mobiele bronnen: op benzine en op dieselolie rijdende personenauto’s; lichte bedrijfswagens; zware vrachtwagens; motorfietsen en bromfietsen; tractoren (land- en bosbouw). machines voor de landbouw, de industrie en de bouwnijverheid. spoorwegmaterieel; schepen en andere zeevaartuigen; luchtvaartuigen. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

42 x x x In veel ECE-landen is het wegvervoer een belangrijke bron van antropogene NO-emissies, die tot tweederde van de totale nationale emissies voor haar rekening neemt. Huidige op benzine rijdende voertuigen nemen tot tweederde van de NO-emissies van het totale nationale wegvervoer voor hun rekening. In een aantal gevallen zullen de NO-emissies van het zware vrachtverkeer echter uitstijgen boven de afnemende emissies van personenauto’s. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

43 x x In veel landen zijn wettelijke regelingen ingevoerd ter beperking van de emissie van verontreinigende stoffen uit wegvoertuigen. Voor terreinvoertuigen zijn in enkele ECE-landen emissienormen ingevoerd, mede voor NO; bij de ECE zelf zijn deze in voorbereiding. De NO- emissies uit deze overige bronnen kunnen aanzienlijk zijn. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

44 Totdat andere gegevens beschikbaar zijn, worden in deze bijlage alleen wegvoertuigen behandeld. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

45 In deze bijlage gaat het om personenauto’s, lichte bedrijfswagens, motorfietsen, bromfietsen en zware vrachtwagens. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

46 x In deze bijlage komen zowel nieuwe als in gebruik zijnde voertuigen aan de orde, waarbij de aandacht voornamelijk gericht is op NO-emissiebeheersing voor nieuwe typen voertuigen. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

47 De cijfers betreffende de kosten voor de verschillende technologieën zijn geen detailhandelsprijzen, maar verwachte produktiekosten. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

48 Het is van belang te verzekeren dat de emissienormen voor nieuwe voertuigen worden gehandhaafd wanneer zij in gebruik zijn genomen. Dit kan geschieden door middel van inspectie- en onderhoudsprogramma’s waarin gelijkvormigheid van de produktie, duurzaamheid voor de volledige gebruiksduur, garantie op emissiebeheersingsonderdelen en terugname van voertuigen die gebreken vertonen, worden verzekerd. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

49 x Fiscale voordelen kunnen de versnelde invoering van wenselijke technologie bevorderen. Aanpassing is van beperkt nut voor de vermindering van NO-emissies en is wellicht moeilijk te verwezenlijken voor meer dan een klein percentage van alle voertuigen. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

50 Voor technologieën waarbij gebruik wordt gemaakt van katalysatoren bij benzinemotoren met vonkontsteking is loodvrije brandstof vereist, die algemeen verkrijgbaar dient te zijn. De toepassing van nabehandelingstechnologieën bij dieselmotoren, zoals driewegkatalysatoren of deeltjesvangers, vereist het gebruik van laagzwavelige brandstoffen (zwavelgehalte maximaal 0,05%). 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

51 x x De beheersing van stedelijk verkeer en verkeer over lange afstanden, die in deze bijlage niet nader wordt uitgewerkt, is niettemin van belang als doelmatige bijkomende aanpak ter vermindering van NO- emissies. Maatregelen ter vermindering van NO-emissies en andere luchtverontreinigende stoffen kunnen het opleggen van snelheidslimieten en doelmatige verkeersbeheersing omvatten. De belangrijkste maatregelen voor verkeersbeheersing zijn gericht op het veranderen van de vervoerswijzeverdeling (modal split) wat betreft het openbaar vervoer en het vervoer over lange afstanden, met name in gevoelige gebieden, zoals steden of de Alpen, door het vervoer over te hevelen van de weg naar het spoor door middel van tactische, structurele, financiële en beperkende elementen en tevens via optimalisering van de logistiek van de distributiesystemen. Zij zullen tevens bevorderlijk zijn voor het verminderen van de overige schadelijke gevolgen van de toename van het verkeer, zoals geluidsoverlast, verkeersopstoppingen, enz. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

52 x x x Er zijn verscheidene technologieën en keuzemogelijkheden m.b.t. het ontwerp beschikbaar die gelijktijdige beheersing van diverse verontreinigende stoffen mogelijk maken. Bij enkele toepassingen zijn tegengestelde effecten ondervonden bij de vermindering van NO-emissies (bijv. benzine- of dieselmotoren zonder katalysator). Dit kan veranderen met de toepassing van nieuwe technologieën (bijv. reinigende nabehandelingsvoorzieningen en elektronica. Dieselbrandstof met een vernieuwde samenstelling en brandstof die additieven bevat die de NOna de verbranding reduceren, zouden ook een rol kunnen spelen in een strategie om de emissie van NOuit dieselvoertuigen tegen te gaan. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

53 x De belangrijkste technologieën voor het beheersen van NO- emissies zijn vermeld in tabel 2. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

54 1) Vervangen door Reglement nr. 83. Overeenkomst van 1958 betreffende het aannemen van eenvormige goedkeuringsvoorwaarden en de wederzijdse erkenning van goedkeuring van uitrustingsstukken en onderdelen van motorrijtuigen De basis voor vergelijking in tabel 2 is technologie B, een nietkatalytische technologie, ontwikkeld om te voldoen aan de vereisten van de Verenigde Staten voor 1973-74 of van ECE-Reglement 15-04ingevolge de. De tabel geeft ook de karakteristieke emissieniveaus weer voor ongeregelde en geregelde katalysatoren, alsmede de kosten ervan. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

55 Het niveau „zonder emissiebeheersing” (A) in tabel 2 verwijst naar de situatie in de ECE-regio in 1970, maar kan in bepaalde gebieden nog steeds voorkomen. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

56 Het emissieniveau in tabel 2 geeft emissies weer die zijn gemeten door middel van standaard-beproevingsprocedures. Emissies uit voertuigen op de weg kunnen hiervan afwijken onder invloed van, onder meer, de omgevingstemperatuur, de rijomstandigheden (met name bij hogere snelheid), de brandstof en het onderhoud. Het in tabel 2 aangegeven verminderingspotentieel wordt echter als representatief beschouwd voor de verminderingen die in de praktijk haalbaar zijn. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

57 x x De meest doelmatige momenteel beschikbare technologie voor de vermindering van NO-emissies is keuzemogelijkheid E. Deze technologie levert grote verminderingen op van emissies van NO, vluchtige organische verbindingen (VOC’s) en CO. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

58 x In reactie op regelgeving voor verdere vermindering van NO- emissies (bijv. voertuigen met lage emissieniveaus in Californië) zijn verbeterde geregelde drieweg-katalysatoren in ontwikkeling (keuzemogelijkheid F). De verbeteringen betreffen vooral motormanagement, zeer nauwkeurige beheersing van de verhouding lucht/brandstof, zwaardere belasting van de katalysator, ingebouwde diagnosesystemen (OBD’s) en andere moderne beheersingstechnieken. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

59 x x x Verdrag Hoewel de feitelijke NO-emissies van motorfietsen en bromfietsen zeer laag zijn (bijv. bij tweetaktmotoren), dienen ze toch in aanmerking te worden genomen. Terwijl de VOC-emissies van deze voertuigen door vele Partijen bij hetzullen worden beperkt, kunnen de NO-emissies toenemen (bijv. bij viertaktmotoren). In het algemeen zijn dezelfde technologische keuzemogelijkheden als beschreven voor op benzine rijdende personenauto’s van toepassing. In Oostenrijk en Zwitserland worden reeds strenge NO-emissienormen gehanteerd. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

60 In tabel 3 zijn drie technologische keuzemogelijkheden beknopt weergegeven. De referentieconfiguratie van motoren is die van de drukgevulde dieselmotor. De tendens is dat deze worden vervangen door drukgevulde motoren met tussenkoeling, moderne brandstofinspuitsystemen en elektronische regeling. Deze tendens zou kunnen leiden tot verbetering van het referentiebrandstofverbruik. Vergelijkende schattingen van het brandstofverbruik zijn niet in de tabel opgenomen. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

61 Ter bevordering van duurzame emissiebeheersingssystemen dient aandacht te worden geschonken aan emissienormen die niet mogen worden overschreden gedurende de „volledige gebruiksduur” van het voertuig. Er zijn toezichtprogramma’s nodig om zorg te dragen voor de naleving van dit vereiste. Dergelijke programma’s houden in dat fabrikanten voertuigen die niet aan de vereiste normen voldoen, moeten terugnemen. Om te verzekeren dat de eigenaar geen met de produktie verband houdende problemen ondervindt, dienen fabrikanten garanties te bieden voor emissiebeheersingsonderdelen. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

62 Er mag geen sprake zijn van instrumenten die de doelmatigheid van emissiebeheersingssystemen verminderen of deze buiten werking stellen gedurende welke rijomstandigheden dan ook, behalve onder omstandigheden die noodzakelijk zijn voor probleemloos rijden (bijv. een koude start). 1995 265 20-11-1995 1995 265 20-11-1995 23-07-1995

63 Het inspectie- en onderhoudsprogramma heeft een belangrijke bijkomende functie. Het kan eigenaren van voertuigen aanmoedigen tot regelmatig onderhoud, en ontmoedigen met de emissiebeheersingsonderdelen te knoeien of deze buiten werking te stellen, zowel door rechtstreeks toezicht als door voorlichting. Via inspectie dient te worden geverifieerd of de emissiebeheersingsonderdelen functioneren zoals zij oorspronkelijk werkten. Tevens dient hiermee te worden gewaarborgd dat de emissiebeheersingssystemen niet zijn verwijderd. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

64 Betere monitoring van de emissiebeheersing kan worden bereikt met behulp van ingebouwde diagnosesystemen (OBD’s) die het functioneren van de emissiebeheersingsonderdelen controleren, foutcodes opslaan voor nader onderzoek en, in geval van een defect, de bestuurder hierop attenderen, teneinde het te doen repareren. 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995

65 x Inspectie- en onderhoudsprogramma’s kunnen gunstig zijn voor alle soorten technologie voor emissiebeheersing, door te waarborgen dat de emissieniveaus van nieuwe voertuigen worden gehandhaafd. Bij voertuigen met emissiebeheersing is het van wezenlijk belang ervoor te zorgen dat de technische normen en instellingen van nieuwe voertuigen worden gehandhaafd, teneinde verslechtering ten aanzien van alle belangrijke verontreinigende stoffen, met inbegrip van NO, te vermijden. Broncategorie (i): Openbare electriciteitsopwekking-, warmtekracht- en blokverwarmingscentrales Categorie (ii): Stookinstallaties in de sectoren bedrijven, diensten en huishoudens Categorie (iii) Industriële verbrandingsinstallaties en processen waarbij verbranding optreedt Categorie (iv): Processen waarbij geen verbranding opteedt Categorie (v): Winning, be/verwerking en distributie van fossiele brandstoffen Categorie (vi): Afvalbehandeling en -verwijdering N.B. Keuzemogelijkheden C, D, E en F vereisen het gebruik van loodvrije benzine; keuzemogelijkheden H en I vereisen het gebruik van laagzwavelige dieselbrandstof. N.B.: Keuzemogelijkheid C vereist het gebruik van laagzwavelige dieselbrandstof Tabel 1 Tabel 2: Technologieën voor emissiebeheersing voor op benzine en op dieselolie rijdende personenauto’s en lichte bedrijfswagens Tabel 3 Technologieën voor zware vrachtwagens, emissieresulaten en kosten Energiebron Onbestreden emissies Wijzingen in verbrandingsproces en andere processen Rookgas-behandeling: (a) Niet-katalytisch (b) Katalytisch (na primaire maatregelen) 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW Stoomketels: 4) 2 Bij 5% O. - Steenkool, vloeibare asaftap 1500-2 200 530-770 1 000-1 800 350-630 3-25 geen gegevens geen gegevens < 200 < 70 12) Nageschakelde (tail gas) versus voor geschakelde (high dust) SCR-opstelling. 50-100(125-200) 5) 2 Bij 6% O. - Steenkool, droge asaftap 800-1 500 280-530 300-850 100-300 3-25 200-400 70-140 9-11 < 200 < 70 12) Nageschakelde (tail gas) versus voor geschakelde (high dust) SCR-opstelling. 50-100(125-200) 5) 2 Bij 6% O. - Bruinkool 450-750 189-315 190-300 80-126 30-40 < 200 <84 < 200 < 85 80-100 6) 2 Bij 3% O. - Zware olie 700-1 400 140-400 150-500 40-140 tot 20 175-250 50-70 6-8 < 150 < 40 50-70 6) 2 Bij 3% O. - Lichte olie 350-1200 100-332 100-350 30-100 tot 20 geen gegevens 6-8 < 150 < 40 50-70 14) Bitumenemulsie. - BE 800 geen gegevens geen gegevens geen gegevens geen gegevens 6) 2 Bij 3% O. - Aardgas 150-600 40-170 50-200 15-60 3-20 geen gegevens 5-7 < 100 < 30 FBC 200-700 180-400 7) Incl. kosten van stoomketel. 1400-1 600 < 130 geen gegevens PFBC 13) 2 Bij 5% O. IGCC 150-200 <600 50-70 < 100 7) Incl. kosten van stoomketel. 1 000 60 < 140 < 50 Gasturbines + 13) 2 Bij 5% O. 18) x Met bijstoken; extra thermische NObij benadering: 0-20 g/GJ. CCGT Investeringskosten: geen gegevens - aardgas 165-310 140-270 30-150 26-130 el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. Droog: 50-100 ECU/kW n.v.t. 20 17 - dieselolie 235-430 200-370 50-200 45-175 el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. Nat: 10-50 ECU/kW n.v.t. 120-180 70 Inw.-verbr.-motoren 4) 2 Bij 5% O. el (aardgas < 1 MW) 4 800-6 300 1500-2 000 320-640 100-200 Energiebron Onbestreden emissies Wijzingen in verbrandingsproces en andere processen Rookgas-behandeling: (a) Niet-katalytisch (b) Katalytisch (na primaire maatregelen) 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW Steenkool 110-500 40-175 Bruinkool 70-400 30-160 Lichte olie 180-440 50-120 130-250 35-70 Gas 140-290 40-80 60-150 16-40 2-10 15) Uitsluitend onbehandeld hout. Hout 85-200 50-120 70-140 40-80 Energiebron Onbestreden emissies Wijzingen in verbrandingsproces en andere processen Rookgas-behandeling: (a) Niet-katalytisch (b) Katalytisch (na primaire maatregelen) 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW Industriële verbrandingsinstallaties: - steenkool 8) 2 Bij 7% O. (poederkoolverbranding) 600-2200 200-770 tot 700 tot 245 - steenkool 3) 2 x 3 NO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout +schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. (rooster vuurhaard) 150-600 50-200 tot 500 tot 175 - Bruinkool 200-800 80-340 6) 2 Bij 3% O. - Zware olie 400-1 000 110-280 tot 650 tot 180 6) 2 Bij 3% O. - Lichte olie 150-400 40-110 tot 250 tot 70 - Aardgas 6) 2 Bij 3% O. Gasturbines 13) 2 Bij 5% O. 18) x Met bijstoken; extra thermische NObij benadering: 0-20 g/GJ. CCGT: 100-300 30-80 tot 150 tot 42 2-10 Investeringskosten: - aardgas 165-310 140-270 30-150 26-130 el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. Droog: 50-100 ECU/kW n.v.t. 20 17 - dieselolie 235-430 200-370 50-200 45-175 el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. Nat: 10-50 ECU/kW n.v.t. 120-180 70 Energiebron Onbestreden emissies Wijzingen in verbrandingsproces en andere processen Rookgas-behandeling: (a) Niet-katalytisch (b) Katalytisch (na primaire maatregelen) 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 8) 2 Bij 7% O. FBC 100-700 100-600 4) 2 Bij 5% O. Inw.-verbr.-motoren (aardgas) 4 800-6 300 1 500-2 000 320-640 100-200 Industriële processen: - Calcinatie Glas: 500-800 - Spiegelglas 6 kg/t 500-2000 < 500 - Houders 2.5 kg/t - Glasvezel 0.5 kg/t - industrieel glas 4.2 kg/t Metalen - Sinteren 16) Warmteterugwinning en gasrecirculatie. 300-500 1.5 kg/t < 500 - Cokesovens 1 000 1 kg/t - „Baked Carbon” - brandstoffen < 3 000 Vlamboogovens 50-200 Papier en pulp: - „Black Liquor” 17) Bij <75% droge stof. 170 (50-80 g/GJ) (20-40) g/GJ) 60 13-20 Energiebron Onbestreden emissies Wijzigingen in de processen Rookgas- behandeling (a) Nietkatalytisch (b) Katalytisch (na primaire maat- regelen) 3) 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout +schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 9) Emissies uit industriële processen worden gewoonlijk weergegeven in kg/t van het produkt. kg/t 3 ) 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout +schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 9) Emissies uit industriële processen worden gewoonlijk weergegeven in kg/t van het produkt. kg/t 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/t 3 ) 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout +schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m kg/t el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 ) 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout +schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 9) Emissies uit industriële processen worden gewoonlijk weergegeven in kg/t van het produkt. kg/t el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW Salpeterzuur: - Lage druk (1-2.2 bar) 5 000 16.5 - Middelhoge druk (2.3-8 bar) circa 1000 3.3 - Hoge druk (8-15 bar) <380 <1.25 0.01-0.8 - HOKO (-50 bar) <380 Ml.25 Beitsen: - Messing 10) g/m2 oppervlakte. 25 - Roestvrij staal 0.3 - Koolstofstaal 0.1 Energiebron Onbestreden emissies Wijzingen in verbrandingsproces en andere processen Rookgasbehandeling: (a) Niet-katalytisch (b) Katalytisch (na primaire maatregelen) 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Totale investeringen 1 ECU = 92 DM. ECU/kW 5) 2 Bij 6% O. Raffinaderijen -1 000 100-700 Energiebron Onbestreden emissies Wijzingen in verbrandingsproces en andere processen Rookgas-behandeling: (a) Niet-katalytisch (b) Katalytisch (na primaire maatregelen) 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 3 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. mg/m 1) 3 3 2 x Emissies in mg/mNO(NTD droog) resp. g/GJ thermische belasting. Conversiefactoren (mg/min g/GJ) bij NO-emissies uit kolen (steenkool): 0.35, kolen (bruinkool): 0.42, olie/gas: 0.277, turf: 0.5, hout + schors: 0.588 [1 g/GJ = 3.6 mg/kWh]. g/GJ el 2) Totale investeringen 1 ECU = 2 DM. ECU/kW 11) 2 Bij 11% O. Verbranding 250-500 200-400 <100 Technologieën x NO-emissieniveau % 1) x Per voertuig, in verhouding tot keuzemogelijkheid B. Vereisten m.b.t. NO-emissies kunnen gevolgen hebben voor de brandstofprijzen en de produktiekosten van raffinaderijen, maar deze zijn niet inbegrepen in de schatting van bijkomende produktiekosten. Schatting van bijkomende produktiekosten(US$) Op benzine rijdend A. Geen emissiebeheersing 100 – B. Aanpassingen van de motor (motorontwerp, carburatie- en onstekingssysteem, luchtinspuiting) 70 2) Kosten voor motorische aanpassingen van keuzemogelijkheden A en B worden geschat op US$ 40–100. C. Ongeregelde katalysator 50 150–200 D. Geregelde drieweg-katalysator 25 3) x Bij keuzemogelijkheden D, E en F worden de emissies van CO en VOC’s ook aanzienlijk verminderd, naast de NO-emissies. Keuzemogelijkheden B en C leiden ook tot beheersing van CO- en VOC-emissies. 250–450 E. Verbeterde geregelde driewegkatalysator 10 3) x Bij keuzemogelijkheden D, E en F worden de emissies van CO en VOC’s ook aanzienlijk verminderd, naast de NO-emissies. Keuzemogelijkheden B en C leiden ook tot beheersing van CO- en VOC-emissies. 350–600 F. Californische voertuigen met lage emissie (verbeterde technologie E) 6 3) x Bij keuzemogelijkheden D, E en F worden de emissies van CO en VOC’s ook aanzienlijk verminderd, naast de NO-emissies. Keuzemogelijkheden B en C leiden ook tot beheersing van CO- en VOC-emissies. >700 Op dieselolie rijdend G. Conventionele diesel-motor met indirecte inspuiting 40 H. Motor met indirecte inspuiting, met secundaire inspuiting, hoge inspuit- druk, elektronisch geregeld; 30 4) Het brandstofverbruik wordt verminderd in vergelijking met keuzemogelijkheid G, terwijl de emissieniveaus van deeltjes bij keuzemogelijkheid G aanzienlijk hoger zijn. 1.000–1.200 I. Drukgevulde motor met directe inspuiting 50 4) Het brandstofverbruik wordt verminderd in vergelijking met keuzemogelijkheid G, terwijl de emissieniveaus van deeltjes bij keuzemogelijkheid G aanzienlijk hoger zijn. 1.000–1.200 Technologieën x NO-emissieniveau % 1) x Per voertuig en afhankelijk van de omvang van de motor in verhouding tot referentietechnologie A. Vereisten m.b.t. NO-emissies kunnen gevolgen hebben voor de brandstofprijzen en de produktiekosten van raffinaderijen, maar deze zijn niet inbegrepen in de schatting van de bijkomende produktiekosten. Verwachte bijkomende produktiekosten(US$) A. Drukgevulde dieselmotor (EURO 1) 100 0 B. Drukgevulde dieselmotor met tussenkoeling (EURO II) 85 1500–3000 C. Drukgevulde dieselmotor met tussenkoeling, hogedrukbrandstofinspuiting, elektronisch geregelde brandstofpomp, verbrandingskamer en uitlaatgasterugvoer naar inlaat (EGR) 50–60 3000–6000 D. Overgang naar Otto-motor met driewegkatalysator op LPG, CNG of zuurstofhoudende brandstoffen 10–30 tot 10.000 1995 265 20-11-1995 1995 200 17-08-1995 23-07-1995